Попутный ресурс

Попутный ресурс

«Газпром нефть» повышает уровень полезного использования попутного нефтяного газа

Текст: София Зорина
Фото: Евгений Листюк, Андрей Голованов
Инфографика: Рамблер Инфографика / Татьяна Удалова

Российская нефтяная отрасль продолжает постепенно двигаться к обязательному 95%-ному уровню полезного использования попутного нефтяного газа (ПНГ). «Газпром нефть» сделала большой шаг в этом направлении в сентябре — с запуском Южно-Приобского газоперерабатывающего завода в ХМАО. Параллельно с реализацией проектов создания перерабатывающей и транспортной инфраструктуры в регионах деятельности компания ведет активный поиск технологий, способных решить проблему утилизации ПНГ в активах, где неприменимы традиционные методы

За актуальностью проблемы утилизации попутного нефтяного газа стоят как социальные, так и экономические причины: с одной стороны, сжигание ПНГ в факелах дает около 1% всех мировых выбросов парникового углекислого газа, с другой — это безвозвратные потери ценных невозобновляемых ресурсов. При этом нефтяные компании не только теряют возможную прибыль, но и платят многомиллионные штрафы за загрязнение окружающей среды.

В 2002 году Всемирный банк организовал Государственно-частное Глобальное партнерство по сокращению объемов сжигаемого попутного нефтяного газа, объединившее крупнейшие нефтедобывающие страны (США, Канаду, Великобританию, Норвегию и др.) и ведущие энергетические компании. За несколько лет большинству стран, входящих в партнерство, удалось добиться значительного повышения уровня утилизации. Однако Россия на несколько лет задержалась с решением проблемы. Отправной точкой изменения государственной политики в отношении сжигания ПНГ можно считать 2007 год, когда президент РФ Владимир Путин публично признал существование проблемы и поручил правительству разработать меры ее решения. Результатом этого стало появление в 2009 году документа, радикально изменившего ситуацию: постановление Правительства РФ № 7 от 8 января 2009 года установило целевой показатель сжигания ПНГ на факелах не более 5% с 1 января 2012 года, значительно ужесточив при этом штрафные санкции за сверхнормативное сжигание. Однако исполнение этого постановления в полном объеме в российских реалиях оказалось невозможным, и уже сейчас понятно, что достигнуть 95%-ной утилизации к 2017 году по всей отрасли, как планировалось ранее, не удастся. Пока сроки сдвинулись на 2020 год. Причина кроется в специфике российской нефтянки: во‑первых, утилизация ПНГ долгое время не была важной целью для отрасли, а во‑вторых, из-за значительной выработанности старых месторождений нефтяникам приходится осваивать новые территории и разрабатывать труднодоступные и зачастую небольшие месторождения. Общее место этих проектов — отсутствие необходимой инфраструктуры для переработки и транспортировки ПНГ и значительные инвестиции в ее создание, снижающие, а иногда и полностью убивающие рентабельность разработки. С проблемами, характерными для всей отрасли, пришлось столкнуться и «Газпром нефти» с ее обширной географией активов.

Динамика утилизации ПНГ в «Газпром нефти»

* Без учета добычи на месторождениях с негативной интегральной экономикой. Осуществляется поиск эффективных решений

Утилизация на 95

Лучше всего дела с утилизацией попутного газа в «Газпром нефти» изначально обстояли в Ноябрьском регионе, где извлекается около половины всего ПНГ в компании. Объясняется это просто — промыслы «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза » и «Газпромнефть-Муравленко» старейшие в компании, инфраструктура здесь развита хорошо, и вкладывать средства пришлось лишь в расширение и модернизацию уже существующих мощностей по сбору и переработке ПНГ, а также в строительство дополнительных газопроводов.

За счет реализации совместно с «Сибуром » проекта повышения производительности Вынгапуровского ГПЗ, а также строительства более 100 км газопроводов и четырех вакуумных компрессорных станций для утилизации низконапорного газа вопрос с 95%-ной утилизаций ПНГ в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» удалось закрыть практически полностью. Еще выше показатель полезного использования попутного газа в «Газпромнефть-Муравленко» — с 2014 года он превышает 95%. Здесь особняком стоит Еты-Пуровское месторождение, где параллельно с ростом объема добычи нефти увеличивается и количество извлекаемого ПНГ. Одна- ко уже в следующем году на месторождении должна быть запущена новая компрессорная станция мощностью 1,2 млрд м³ газа в год, откуда газ будет поступать на Вынгаяхинскую установку комплексной подготовки газа. Введение в эксплуатацию этой системы позволит говорить о полном соответствии требованиям законодательства на активах компании в регионе.

«Газпромнефть-Хантос» до недавнего времени был в числе отстающих активов компании с точки зрения уровня полезного использования ПНГ: объемы утилизации здесь еще недавно не превышали 50%. Столь скромный показатель был обусловлен в первую очередь растущими объема- ми добычи углеводородов на Южной лицензионной территории Приобского месторождения.

Антон Гладченко
Антон Гладченко,
руководитель дирекции по газу и энергетике «Газпром нефти»

Уровень полезного использования ПНГ в целом по компании рос с 55% в 2010 году до 81% в 2015‑м на фоне практически двукратного увеличения объема извлечения попутного газа — с 4,4 до 8 млрд м³. При этом важно учитывать, что, поскольку прогнозирование изменения объемов добычи ПНГ не самая точная дисциплина, рост этот происходил на разных месторождениях, достаточно резко, не всегда запланировано. Готовить и реализовывать проекты создания газотранспортной и газоперерабатывающей инфраструктуры в условиях столь серьезной неопределенности — задача достаточно непростая. И очевидно, что сложность ее только повысится с учетом ввода Новопортовского месторождения, Мессояхской группы, выполнения программы бурения на Восточном участке Оренбургского месторождения. По предварительным оценкам, к 2018 году объем добычи ПНГ по группе еще раз удвоится, превысив 16 млрд м³. Соответственно, от правильности и своевременности инвестиционных и коммерческих решений, четкости выполнения строительно-монтажных и пусконаладочных работ по газовой инфраструктуре именно ямальских и оренбургских активов будет в большой степени зависеть показатель уровня утилизации ПНГ в компании. Эти проекты для нас сегодня основной приоритет, центр сосредоточения фокуса внимания.

Ситуация стала улучшаться к 2013 году — с вводом в эксплуатацию мощной газокомпрессорной станции, четырех ВКС и газопровода внешнего транспорта до Южно-Балыкского газоперерабатывающего завода, принадлежащего «Сибуру». Строительство большей части инфраструктуры также финансировалось на паритетных началах с традиционным партнером «Газпром нефти» по реализации нефтехимических проектов. Рост объемов добываемого газа и положительный прогноз геологов стали логичным основанием для следующего шага — строительства ГПЗ непосредственно на территории месторождения.

Проектная мощность нового Южно-Приобского газоперерабатывающего завода, построенного на базе существовавшей на месторождении компрессорной станции и запущенного в эксплуатацию в сентябре, — 900 млн кубометров попутного нефтяного газа в год. Этого достаточно для полного удовлетворения потребности в переработке добываемого здесь ПНГ.

Южно-Приобский ГПЗ — проект федерального значения, это один из составных элементов стратегии развития Западно-Сибирского нефтехимического кластера, входящего в государственный План развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года. Посетивший в сентябре предприятие министр энергетики РФ Александр Новак отметил: «Завод соответствует самым современным требованиям, технологиям, построен с использованием отечественного оборудования, с привлечением людей, которые проживают в Ханты-Мансийском округе. Здесь целый комплекс позитивных моментов по развитию территории, по развитию наших отраслей».

Неплохо обстоят дела с утилизацией ПНГ и в «Газпром нефть Оренбурге». Нынешний показатель в 80% — это на самом деле историческая данность. Основная добыча здесь ведется на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, где изначально добывался практически только газ, для переработки которого был построен Оренбургский ГПЗ (принадлежит «Газпрому»). Именно туда сегодня направляется весь ПНГ, получаемый при освоении нефтяной оторочки месторождения. Задача на ближайшее время — расширить транспортную инфраструктуру и построить мощную компрессорную станцию с учетом растущей добычи. Что касается экономической обоснованности, то на этом промысле утилизация газа приносит ощутимую прибыль.

Несколько сложнее ситуация на западной группе месторождений «Газпром нефть Оренбурга» — Балейкинском, Царичанском, Капитоновском, — где требуется дополнительное время, чтобы точнее определить газовый профиль и техническую конфигурацию газотранспортной инфраструктуры. Впрочем, на поставку ПНГ с западной группы на Оренбургский ГПЗ уже подписан контракт с «Газпромом».

После открытия газоперерабатывающего завода на Приобке уровень полезного использования попутного газа в «Газпром нефти» в среднем по 2015 году должен составить порядка 81%. Значительный вклад в те 15%, которых не хватает компании для того, чтобы полностью вписаться в целевые показатели, вносят томские активы.

Недостающие проценты

Особенность месторождений «Газпромнефть-Востока» — в их разрозненности и удаленности от инфраструктуры, в том числе и от систем подготовки и транспортировки газа. Инвестиции в создание необходимых магистралей и технологических комплексов могут свести на нет всю экономику промыслов.

Однако и здесь проблема решается, просто не столь быстро, как на других предприятиях компании. Реализация томского проекта началась со строительства инфраструктуры для Шингинского месторождения — газопровода до Лугинецкой газокомпрессорной станции, принадлежащей «Томскнефти» (СП «Газпром нефти» и «Роснефти»). Впрочем, этот проект можно назвать скорее временным, не решающим проблему целиком. Сейчас на месторождении строится газотурбинная электростанция (ГТЭС), где в дальнейшем будет использоваться газ как с Шингинского, так и с Западно-Лугинецкого и Нижне-Лугинецкого месторождений. ГТЭС будет полностью обеспечивать потребности Шингинки, а если понадобится, то и сторонних потребителей. Дополнительно на месторождении построят газокомпрессорную станцию мощностью до 150 млн м³/год, две вакуумные компрессорные станции и газопровод до магистрали «Томскгазпрома» Казанское — Мыльджинское. Уровень утилизации ПНГ на Шингинском и Западно-Лугинецком месторождениях при этом достигнет отметки в 95%.

Еще один хвост томского предприятия — Арчинское и Урманское месторождения. Это достаточно новые активы, потому в первую очередь требовалось их подробное геологическое изучение, которое позволило бы оценить перспективу добычи ПНГ. С инфраструктурой здесь тоже проблемы — поблизости ее нет. Между тем Урманское уже разрабатывается и при этом отличается высоким газосодержанием. Значительный газовый фактор ожидается и на Арчинском. Пока рассматриваются два возможных варианта утилизации ПНГ — строительство газопровода до мощностей «Томскгазпрома» и обратная закачка в газовую шапку Арчинского. Второй способ можно отнести к прогрессивным технологиям утилизации попутного газа, к внедрению которых «Газпром нефть» подошла уже практически вплотную.

Попутный нефтяной газ (ПНГ)

Газ, растворенный в нефти. Состоит из легких углеводородов, прежде всего из метана, и более тяжелых компонентов: этана, пропана, бутана и других. Для доведения нефти до товарных стандартов необходимо отделение от нее ПНГ. Утилизация попутного газа требует создания дорогостоящей инфраструктуры, поэтому долгое время эту проблему решали самым дешевым способом — за счет сжигания ПНГ в факелах на месторождениях, что наносило серьезный ущерб окружающей среде. 8 января 2009 года Правительство РФ издало постановления № 7, в котором ограничило уровень сжигания попутного нефтяного газа 5%, введя серьезные штрафы за сверхнормативное сжигание.

Среди основных способов полезной утилизации ПНГ — разделение его на компоненты: сухой отбензиненный газ и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) — ценное сырье для нефтехимии. Кроме того, попутный нефтяной газ активно используется как топливо для газотурбинных электростанций, обеспечивающих энергией промыслы.

На Новопортовском месторождении инфраструктура для закачки газа в пласт уже создается. Это одно из самых северных нефтяных месторождений России, и транспортировать нефть отсюда планируется по морю (опытные отгрузки уже проведены), а вот с транспортом газа возникают проблемы. Единственный возможный вариант — это врезаться в газотранспортную систему «Газпрома». При этом трубу придется не только строить по суше, но и прокладывать по дну Обской губы, что потребует значительных инвестиций. С другой стороны, по предварительным оценкам, объемы газа с Нового Порта могут составить до 10 млрд м³ в год. Цифра внушительная, и компания должна быть уверена, что сможет полностью разместить такой объем на рынке.

Поэтому для Новопортовского обратная закачка попутного газа в пласт — хорошее решение проблемы. Геология месторождения такова, что эта операция пойдет только на пользу, позволит поддерживать внутрипластовое давление и повысить эффективность добычи. К тому же впоследствии газ можно будет снова извлечь из пласта. Тем самым сохраняется ценное сырье, а утилизация ПНГ на месторождении будет сразу выведена на отметку в 95%. Строительство установки комплексной подготовки, предназначенной для сжатия, очистки и осушки попутного нефтяного газа, уже началось. Ее проектная производительность превысит 7 млрд м³ газа в год.

Региональные газовые хабы активов «Газпром нефти»

В мире применяются и другие технологии утилизации ПНГ, полезные в сложных случаях, которые, возможно, позволят решить и проблемы «Газпром нефти». Например, когда транспортировка газа с месторождения затруднена, может быть применима технология GTL (gas to liquid) — трансформация газа в жидкие углеводороды. В случае с «Газпром нефтью» технологию можно было бы применять на удаленных месторождениях, преобразуя попутный газ в синтетическую нефть и транспортируя ее затем вместе с добываемой продукцией. Еще одна перспективная технология — мягкий паровой реформинг. Это, по сути, обратный GTL: жидкие остатки переработки нефтяного газа и газоконденсата — ШФЛУ — трансформируются в газ, который затем можно использовать как топливо для генерации электроэнергии или транспортировать по обычному газопроводу.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ