Россия: состояние и перспективы газопереработки в Ханты-Мансийском автономном округе

В настоящее время легкое углеводородное сырье, которое в сложившемся понимании включает более или менее широкие газовые смеси (без этана) и обычно противопоставляется бензиновому сырью, занимает, по данным “Альянс-Аналитики”, около 54% в общей сырьевой корзине российской нефтехимии и составляет порядка 5,2 млн. т. Основная часть из этого объема приходится на сжиженные углеводородные газы и ШФЛУ. А эти продукты являются в основном продукцией газопереработки. Причем более половины из них приходится на продукты переработки попутного нефтяного газа. Таким образом, можно утверждать, что ПНГ в текущей ситуации является главным источником сырья для российской нефтехимии.

По данным, представленным в аналитическом отчете “Рупека” “Производство и переработка попутного нефтяного газа в России в 2012 году”, в 2012 г. в России было добыто 71,8 млрд. куб. м попутного газа, из них переработано на ГПЗ 32,0 млрд. куб. м, то есть около 45%. Из этого объема порядка 75% пришлось на Ханты-Мансийский автономный округ – Югру. Так что если ПНГ – ключевой источник сырья для нефтехимии, то ХМАО – главный его поставщик. Вместе с тем, состояние газоперерабатывающей отрасли в округе не подвергалась комплексному обзору или анализу. В какой-то степени это было связано с отсутствием релевантных статистических данных. Данный пробел удалось заполнить благодаря XXVII всероссийскому межотраслевому совещанию “Газопереработка и газохимия: инновация, технологии, эффективность”, организованному проектной организацией “НИПИгазпереработка”. На этом мероприятии был представлен доклад Риммы Халтуриной, представляющей Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В. И. Шпильмана, содержащий достаточно обширный статистический массив. Анализируя его, можно сделать ряд важных выводов о состоянии и перспективах газопереработки в ХМАО.

Главное направление

По данным “Рупека”, переработка на газоперерабатывающих предприятиях в 2012 г. занимала 60,5% в структуре использования попутного газа в ХМАО. Еще 14,4% было направлено на промысловые объекты электрогенерации, 11,2% было сожжено на факелах. На другие цели (сторонним потребителям, на ГРЭС, в газотранспортную систему, технологические потери и т. п.) было направлено 13,9%. Таким образом, основным способом утилизации ПНГ в Югре является газопереработка. По данным НАЦ РН им. Шпильмана, из 260 лицензионных участков в ХМАО к газоперерабатывающим заводам не подключены 77. Из них на 13 участках газ только сжигается. Динамика роста числа лицензионных участков в ХМАО, связанных транспортом с ГПЗ, в последние годы достаточно высока. Так, если в 2003 г. число таких участков составляло 103, то в 2012 г. – 179. По логике государственной политики в сфере утилизации ПНГ, максимальный темп прироста числа таких участков должен был прийтись на 2010-2011 гг., предшествующие введению повышенных штрафов за сверхнормативное сжигание газа.

Промежуточный пик 2008-2009 гг. связан с деятельностью “Сургутнефтегаза”, который начал решать проблему ПНГ значительно раньше других ВИНК. Так, в 2008 г. компания подключила дополнительно 8 участков, в 2009-2010 гг. – еще по 7 участков. В последние годы “Сургутнефтегаз” подключал к ГПЗ по 1-2 участка. Большинство же недропользователей “спохватилось” лишь за год до вступления в силу закона о штрафах за сжигание ПНГ и продолжили эту работу в 2012 г. ТНК-ВР подключила к ГПЗ за эти 2 года 3 участка (все в 2011 г.), “ЛУКойл” в тот же период – 12 участков (1 в 2011 г.), “Роснефть” – 5 участков (1 в 2011 г.) и т. д. Из всех крупных поставщиков ПНГ в ХМАО “Роснефть” наименее активно создавала инфраструктуру транспорта газа на ГПЗ и подключала новые лицензионные участки. С 2003 г. по 2012г. прирост составил 3 участка, причем в 2004, 2005 и 2009 годах госкомпания, несмотря на свою незавидную статистику по утилизации газа, отключала 1-3 участка от заводов.

В 2012 г. самым крупным поставщиком ПНГ в газопереработку и на выработку нефтехимического сырья был холдинг ТНК-ВР. Эти поставки составили более 9,7 млрд. куб. м попутного газа. Поставки на газопереработку занимали почти 92% в общей добыче попутного газа компанией в ХМАО. Все поставки ТНК-ВР пришлись на заводы, входящее в совместное предприятие с «СИБУРом» “Юграгазпереработка” – Нижневартовский, Белозерный ГПЗ и “Няганьгазпереработка”. Вторым по величине поставщиком сырья для ГПЗ стал “Сургутнефтегаз”, который все свои объемы (7,2 млрд. куб. м) направил на собственный завод. В общей добыче компании поставки на газопереработку в ХМАО составили 61%.

Для “ЛУКойла” основным направлением поставок стал собственный Локосовский ГПЗ, а на западе округа также “Няганьгазпереработка”. “Роснефть” сдавала газ преимущественно на Южно-Балыкский ГПЗ, а также на Приразломный мини-ГПЗ и около 200 млн. куб. м на Сургутское УПГ “Сургутнефтегаза”. “Русснефть” основные объемы газа поставила на Белозерный ГПЗ, незначительные количества с Шапшинской группы месторождений – на Западно-Салымский мини-ГПЗ. Основные поставки “Газпром нефти” пришлись на ГПЗ, расположенные в Ямало-Ненецком автономной округе вблизи границ с ХМАО – Вынгапуровский и Муравленковский заводы «СИБУРа». “Славнефть” сдавала газ на Нижневартовский ГПЗ.

Перекосы

Достаточно любопытны данные, касающиеся коэффициента использования мощностей газоперерабатываюшими заводами ХМАО. Стоит оговориться, что само понятие проектной мощности ГПЗ достаточно условно, особенно после десятилетий локальных и глобальных реконструкций, модернизаций, техперевооружений и т. п. Например, согласно официальным данным “Юграгазпереработки”, исходная проектная мощность Нижневартовского ГПЗ составляет 8,56 млрд. куб. м по сырому газу – 4 линии по 2,14 млрд. куб. м. Хотя пик переработки газа на предприятии составил 9,585 млрд. куб. м. Сегодня же в работе остаются 2 из 4 линий, правда, существенным образом модернизированные. Означает ли это, что проектная мощность предприятия составляет 4,28 млрд. куб. м? Очевидно, нет. Так что данные по проектным мощностям и коэффициентам загрузки заводов, представленные “НАЦ РН им. Шпильмана” (использованы именно они), весьма относительны, однако выявить определенные тенденции все-таки позволяют.

Из этих данных можно сделать формальный вывод о том, что в целом газоперерабатывающий комплекс Югры работает с превышением номинальной мощности. Однако при внимательном взгляде обращает на себя существенная диспропорция в загрузке предприятий: некоторые из них существенно перегружены, а некоторые работают с недозагрузкой. Таким образом, даже несмотря на суммарный коэффициент использования мощностей в 101% в целом по округу, условный потенциал дозагрузки значителен и составляет порядка 1,8 млрд. куб. м – около 8% от суммарных объемов переработки в 2012 г. Причем этот потенциал распределен среди заводов, расположенных на юге и западе округа.

Источник: НАЦ им. Шпильмана.

Еще одним наглядным, но условным параметром эффективности предприятий является удельный объем производства “жидкой” продукции на единицу переработанного ПНГ. Этот параметр сильно зависит от множества факторов: “жирности” перерабатываемого ПНГ (которая в свою очередь зависит от геологии месторождений, схемы их разработки, условий сепарации и транспорта газа), технологической оснащенности предприятий, ситуативных производственных факторов (локальные остановы установок, ремонты, инциденты и т. п.), а также экономических условий. Однако, несмотря на условность, данный параметр в целом достаточно наглядно иллюстрирует те цели, которые стоят перед заводами.

С учетом новых мини-ГПЗ в 2012 г. средняя по округу величина извлечения жидких углеводородов составила 304,7 тыс. т/1 млрд. куб. м, без них – 261,8 тыс. т/1 млрд. куб. м. Лидером по этому показателю стал Западно-Салымский мини-ГПЗ BlueLineProject. Так, “Сургутнефтегаз” не имеет нефтехимических мощностей, а потому целей наработки нефтехимического сырья в целом перед собой не ставит. Возможно, это одна из причин довольно невысокой производительности по жидким углеводородам, несмотря на очень высокую загрузку по сырому газу. Косвенно это подтверждается и номенклатурой продукции завода: около 80% составляют сжиженные углеводородные газы и дистиллят газового конденсата. Южно-Балыкский ГПЗ «СИБУРа» и Локосовский ГПЗ “ЛУКойла” вырабатывают “жидкой” продукции на 1 тыс. куб. м ПНГ выше среднего. Это может быть связано с тем, что собственники ГПЗ имеют нефтехимические мощности и нацелены на максимальное извлечение легкого углеводородного сырья.

Зависимость объема “жидкой” продукции на единицу перерабатываемого ПНГ от мероприятий по модернизации ГПЗ хорошо раскрывается на примере Южно-Балыкского ГПЗ «СИБУРа». Завод пережил 3 цикла модернизации и расширения. Так, до начала проектов извлечение целевых фракций на 1 млрд. куб. м составляло 257 тыс. т. После завершения первых двух этапов в 2007-2009 гг. извлечение составило 294 тыс. т в 2010 г. и 355 тыс. т в 2011 г. Пуск установки НТКР по технологии “ЛенНИИхиммаш”, позволяющей добиться глубины извлечения целевых фракций до 99%, поможет Южно-Балыкскому ГПЗ прирастить наработку “жидкой” продукции на единицу переработанного газа. По оценкам, она составит порядка 395-400 тыс. т/1 млрд. куб. м.

Пути решения

Итак, в газоперерабатывающей отрасли ХМАО можно выделить ряд проблем. Это низкая активность располагающих большим ресурсом газа недропользователей по развитию системы транспорта ПНГ к газоперерабатывающим заводам. Отсюда вытекает другая проблема: существенная диспропорция в загрузке заводов. С точки зрения нефтехимии большой проблемой является недозагрузка Южно-Балыкского ГПЗ – современного предприятия с высокими показателями извлечения целевых фракций. С другой стороны, нагрузка на предприятия восточной группы (Нижневартовский и Белозерный ГПК) формально превышает их мощности, а, судя по динамике (в последние 3 года заводы увеличивали переработку суммарно на 350-580 млн. куб. м), в скором времени остро встанет вопрос о расширении мощностей. Проблемой отдельных заводов (прежде всего, УПГ “Сургутнефтегаза”) является относительно низкая удельная наработка нефтехимического сырья на единицу переработанного газа. Определенные действия для устранения этих проблем собственники ГПЗ предпринимают. Так, “Роснефть” строит газопроводы, которые в 2013-2014 гг. должны обеспечить подключение к Южно-Балыкскому заводу разрабатываемых компанией месторождений Майской группы; «СИБУР» и “Газпром нефть” начали пуско-наладочные работы на компрессорной станции, предназначенной для поставок ПНГ с южной лицензионной территории Приобского месторождения. В районе действия “Няганьгазпереработки” недропользователи также ведут работу по наращиванию поставок ПНГ на завод. Это видно по динамике приема газа: если в 2009-2011 гг. она колебалась в районе 1,3 млрд. куб. м, то в 2012 г. выросла на 380 млн. куб. м. “ЛУКойл” на своем заводе реализует проекты реконструкции с увеличением глубины переработки ПНГ, а также расширения товарного парка и наливной эстакады. Проектированием занимается “ЛенНИИхиммаш”. Задача – довести извлечение целевых фракций до 99% при сохранении мощности ГПЗ по сырому газу. Выработка ШФЛУ должна увеличиться почти вдвое.

За счет этих мероприятий производство легких углеводородов в ХМАО без учета органического роста объемов переработки газа должно прирасти более чем на 1 млн. т. Таким образом, несмотря на имеющиеся проблемы и растущую роль переработки “жирного” газа и конденсата в обеспечении нефтехимии легким углеводородным сырьем, газоперерабатывающая отрасль в Югре в ближайшие годы сохранит свое место в основании сырьевой цепочки российской нефтехимии. (rupec.ru/Химия Украины, СНГ, мира)