Фактор автономности

Фактор автономности

Направления реализации программы утилизации попутного нефтяного газа в «Газпромнефть-Востоке».





Практически все месторождения «Газпромнефть-Востока» удалены от инфраструктуры, поэтому строительство любого технически сложного объекта требует больших капитальных вложений



Рассматриваемые сейчас варианты транспортировки ПНГ с группы месторождений Лугинецко-Пудинской группы предусматривают использование и трубопроводного, и железнодорожного транспорта, но оптимальным, по мнению специалистов «Газпром нефти», является строительство системы сбора газа прямо до площадки «Томскнефтехима» СИБУРа

Специалисты «Газпромнефть-Востока» предлагают объединить усилия недропользователей для решения проблемы утилизации попутного нефтяного газа.

Текст: Дмитрий Иванов

Среднесрочная программа утилизации ПНГ была принята в «Газпром нефти» в 2008 году. Тогда же по заказу добывающей «дочки» компании в Томской области — «Газпромнефть-Востока» — специалисты института «ТомскНИПИнефть» разработали технико-экономический расчет вариантов утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях предприятия. Рассмотрев различные возможности утилизации ПНГ для каждого месторождения, разработав и проанализировав в общей сложности 42 варианта, ученые «ТомскНИПИнефти» и специалисты «Газпромнефть-Востока» выбрали наиболее эффективные, экономически выгодные. В дальнейшем на основе этой общеконцептуальной программы разрабатывались конкретные мероприятия.

Основной особенностью программы является ориентация на фактор автономности: практически все месторождения томского предприятия «Газпром нефти» невелики по запасам и относятся к категории удаленных. Соответственно, строительство любого технически сложного объекта (того же газопровода) в условиях сложного рельефа, болотистой местности, неразвитой инфраструктуры Томской области требует больших капитальных вложений. Несмотря на это, задачу, поставленную российским правительством и заложенную в общую программу утилизации попутного нефтяного газа «Газпром нефти» — достижение 95%-ного уровня утилизации к 2012 году, решать необходимо.

ИНФРАСТРУКТУРНЫЕ РАЗЛИЧИЯ

Автономность месторождений — общая специфика «Газпромнефть-Востока», однако условия работы на разных промыслах предприятия отличаются друг от друга, соответственно, различны и программы утилизации ПНГ.

Самое обустроенное месторождение предприятия — Крапивинское, точнее его Юго-Западная часть. В 2006 году на Крапиве введен в эксплуатацию энергокомплекс, состоящий из нескольких газопоршневых электростанций, вырабатывающих электроэнергию для нужд промысла. Сюда направляется основная часть попутного нефтяного газа месторождения. До 95% объем потребления ПНГ энергокомплекса пока не дотягивает, но наращивать его мощность не планируется — Крапивинское месторождение находится на третьей стадии разработки, добыча нефти, а значит и ПНГ, постепенно падает, и уже в недалеком будущем отбор газа I ступени сепарации станет фактически 100%-ным. В качестве топлива используется попутный газ и в котельной, обогревающей жилищно-бытовые и производственные объекты промысла. Следующий шаг «Газпромнефть-Востока» в рамках реализации программы утилизации ПНГ на Крапивинском месторождении — утилизация низконапорного газа (газ II ступени сепарации). Газ низкого давления достаточно «жирный», он не подходит для питания газопоршневых машин, зато на нем отлично работают печи нагрева нефти. В 2012 году планируется построить вакуумно-компрессорную станцию, с помощью которой достигается утилизация ПНГ на месторождении до 95%.

От Шингинского месторождения, гораздо менее обустроенного, чем Крапивинское, уже завершается строительство газопровода протяженностью 35 км до Лугинецкой газокомпрессорной станции, принадлежащей «Томскнефти» ВНК. Ввод в строй газотранспортной магистрали, намеченный на конец нынешнего года, позволит довести уровень утилизации ПНГ на месторождении до 75%. Оставшиеся до обозначенного правительством рубежа 20% заберет вакуумная компрессорная станция, предназначенная для компримирования (сжатия) газа низкой ступени сепарации, который также будет направляться в новый газопровод. Станцию планируется построить в первой половине 2012 года.

Что касается приобретенных в 2010-м месторождений Лугинецкой группы, то здесь необходимой инфраструктуры пока фактически нет. В планах развитие по схеме, аналогичной Шингинскому проекту. От Западно-Лугинецкого месторождения предполагается построить 23-километровый газопровод до Лугинецкой ГКС. Правда, в таком случае придется еще решать проблему нехватки свободных мощностей основных газоперерабатывающих и газотранспортных объектов. Пока на ГКС «Томскнефти» готовы утилизировать лугинецкий газ только в объемах, замещающих сокращающиеся объемы шингинского.

ГАЗОПРОВОД В СКЛАДЧИНУ

Проблема утилизации попутного нефтяного газа на Урманском, а в перспективе и на Арчинском месторождении, где добыча пока не ведется, стоит особняком. Это наиболее удаленные от инфраструктуры территории, и, учитывая размер активов, строительство газопровода, предполагающее миллиардные вложения, здесь не окупится ни при каких условиях. Возможный выход в этой ситуации — объединение усилий нескольких заинтересованных недропользователей. В 2009 году по заказу

«Газпромнефть-Востока» специалисты «ТомскНИПИнефти» рассчитали рентабельность строительства газопровода и остальной необходимой инфраструктуры при условии участия всех недропользователей Лугинецко-Пудинской группы месторождений — «Газпром нефти», «Роснефти», «Востокгазпрома», «Томскнефти» и «Норд-Империала». И сделали вывод, что в складчину решение проблемы вполне реально. Предполагается, что общая схема охватит также Западно-Лугинецкое, Нижнелугинецкое и Шингинское месторождения, поскольку они относятся к тому же району.

Однако газ необходимо направлять туда, где его смогут принять. Для сдачи газа с ЕСГ (единая система газоснабжения) подходит только специально подготовленный газ, прошедший осушку и отделенный от ряда фракций, в том числе ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов). Значит, необходима организация газопереработки.

Сейчас рассматривается два варианта решения проблемы. Первый предполагает строительство системы сбора газа с группы месторождений Лугинецко-Пудинского района до Барабинска (Новосибирская область). ШФЛУ, отделенное на мощностях специально построенного газоперерабатывающего завода, планируется направлять по железной дороге на Тобольский и Томский нефтехимические комбинаты, а очищенный газ — в проходящий рядом магистральный трубопровод системы «Газпром трансгаз».

Второй вариант — строительство системы сбора газа непосредственно до площадки «Томскнефтехима» СИБУРа, где также планируется построить ГПЗ. Полученное ШФЛУ пойдет в дальнейшую переработку, а очищенный газ будет направляться в магистральный трубопровод «Нижневартовск — Парабель — Кузбасс». Специалисты «Газпром нефти» считают эти варианты более перспективным, и соответствующее предложение СИБУРу было сделано в конце прошлого года. Сейчас нефтехимический концерн завершил анализ ресурсной базы, выполняет концептуальное проектирование предполагаемой системы сбора, транспорта и переработки газа, просчитывает экономическую эффективность.

На совещании, состоявшемся в июне в Томске, представители компаний, планирующих войти в проект, предварительно оценив ресурсную базу Лугинецко-Пудинской группы месторождений и имеющуюся в регионе инфраструктуру, подтвердили экономическую целесообразность реализации проекта, позволяющего добиться невысокой, но положительной рентабельности. Из 140 проанализированных вариантов были выбраны три основных, с наилучшей экономической эффективностью, и следующим шагом станет проведение более детального технического и экономического анализа проекта, просчет компаниями возможных вариантов своего участия в нем, после чего планируется выход на многостороннее долгосрочное соглашение и, возможно, создание совместного предприятия.

Впрочем, пока нефтяники не теряют надежды и на то, что требования государства по утилизации ПНГ все же будут дифференцированы исходя из условий добычи нефти: то, что возможно на богатых, давно разрабатывающихся промыслах, близких к транспортной инфраструктуре, — может быть абсолютно неприменимо на небольших автономных месторождениях. К чему может привести уравниловка в таком вопросе, продемонстрировал пример Казахстана, где после введения единых жестких санкций за сжигание ПНГ значительно сократились объемы добычи нефти, а некоторые месторождения просто прекратили деятельность и люди потеряли работу.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ