Сухой остаток

- Топить можно и ассигнациями, - процитировал Дмитрия Менделеева на открытии V Ямальского международного форума «Газ и газохимия» в Новом Уренгое академик Сибирского отделения РАН Алексей Конторович. - Сегодня это высказывание приобретает особый смысл: Россия стоит перед выбором - или создать на Ямале мощные газоперерабатывающие и газохимические комплексы, или продолжать терять ценное газохимическое сырье, сжигая его в факелах.

Выбор, однако, уже сделан. Причем в пользу второго варианта. Сколько ни говори «модернизация», а спрос на нее в газовой отрасли отсутствует - и у газодобытчиков, и у государства.

Вычерпать до дна

Не было бы, может, на форуме и разговоров о развитии на Ямале газохимии, да истощение запасов помогло. Месторождения-гиганты легкодоступного сухого газа Надым-Пур-Тазовского междуречья вошли в стадию падающей добычи: Медвежье, например, выработано на 78%, Уренгойское - на 51%. Увеличить добычу в стране планируется двумя путями. Первый - освоение громадных запасов полуострова Ямал, где в верхних горизонтах есть сухой газ. Второй - уход на большие глубины, где залегает жирный ачимовский газ с более сложным, чем у сеноманского, составом: помимо метана и конденсата в нем присутствуют этан, пропан и бутан.

По оценкам РАН, к 2030 году в Западной Сибири объем добычи жирного газа может вырасти до 175 млрд кубометров в год. Загвоздка в том, что этот газ в отличие от сухого требует тщательной подготовки перед транспортировкой - отделения этан-пропан-бутановых фракций. Для этого нужно строить большие газоперерабатывающие мощности. Их отсутствие (действующие ГПЗ в Западной Сибири могут перерабатывать не более 22 млрд кубометров) уже приводит к тому, что этан - ценнейшее сырье для производства полиэтилена - не извлекается из газа валанжинских залежей, а просто уходит в трубу как топливо для энергоустановок.

Ученые, однако, полагают, что создания мощностей только для первичной переработки жирного газа мало. Необходимо развивать нефтегазохимический комплекс, который позволит перерабатывать выделенные этан-пропан-бутановые фракции в продукцию с высокой добавленной стоимостью.

- Не закачивать же ценнейшее сырье обратно в пласты! - возмущался на форуме Алексей Конторович. - Тем более что, по нашим подсчетам, прогнозируемых объемов добычи жирного газа вполне достаточно для создания эффективных газохимических предприятий: даже с учетом коэффициента извлечения газа и поправками на качество разделения, в Западной Сибири к 2030 году будут добывать в год 7,5 - 8,5 млн тонн этана, 4 - 5 млн тонн пропана и 2,5 - 3 млн тонн бутана. Из этого сырья только полиэтилена можно производить 3 - 4 млн тонн в год.

Оценки РАН показывают: при грамотном ведении дела уровень добычи жирного газа в Западной Сибири может обеспечить новые химические мощности сырьем фактически на весь XXI век. Сегодня все нефтегазохимические предприятия России выпускают не более 1 млн тонн полиэтилена. А потенциал роста внутреннего рынка огромный: страна потребляет полимерных материалов в 5 - 6 раз меньше, чем США, при этом больше половины импортирует.

Дальше от реальности

На конференции обсуждались два варианта развития газохимии на Ямале: малотоннажное производство, направленное главным образом на производство метанола, и крупнотоннажное с конечной продукцией в виде полиэтиленов.

- Проблема обеспечения удаленных месторождений газа метанолом, который используется в том числе в качестве ингибитора для увеличения газоотдачи пластов, должна подтолкнуть газодобытчиков к строительству малотоннажных установок в местах добычи. По нашим оценкам, емкость рынка может достигать 30 установок, - считает генеральный директор компании «Метапроцесс» (проектировщик газохимических установок) Кирилл Лятс.

- Понятно, что традиционные технологии переработки низконапорного газа сегодня рентабельны только при очень больших масштабах производства - удельные капзатраты для завода на 10 тыс. тонн метанола в год практически в два раза выше, чем для завода на 40 - 50 тыс. тонн. Узким «бутылочным горлышком» для них стала технология получения синтез-газа (промежуточный этап выделения химического сырья), на которую приходится до 70% всех капитальных затрат. И до тех пор, пока они не будут кардинально снижены, малотоннажная газохимия на основе синтез-газа будет оставаться низкорентабельной. Поэтому для эффективного использования низконапорного газа в малой газохимии необходимо разрабатывать новые технологии, - утверждает профессор Института химической физики им. Семенова РАН Владимир Арутюнов.

Идеальной площадкой для крупнотоннажных газохимических производств, по его мнению, могли бы стать большие благоустроенные месторождения, имеющие значительные запасы низконапорного газа. Переработка газа на месте позволит создать рентабельное производство дорогих продуктов на дешевом сырье. Если же мы будем строить за десятки миллиардов долларов трубопроводы, чтобы транспортировать его в центральную часть России, такое сырье и продукция из него будут неконкурентоспособны на мировых рынках.

Газодобытчики между тем не торопятся строить на Ямале ни крупные, ни малые комплексы. Единственное предприятие, которое работает в этой сфере, - ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз»: за три года на Юрхаровском газоконденсатном месторождении запущены две малотоннажные установки метанола общей мощностью 52,5 тыс. тонн в год. Их продукцию компания использует сама. «Новатэк был вынужден создать собственное метанольное производство, так как доставка его из центральной части России на промыслы Крайнего Севера увеличивает себестоимость добычи и подготовки газа для транспортировки более чем в два раза», - пояснил ведущий инженер «Новатэк-Юрхаровнефтегаз» Андрей Абросимов.

Крупнотоннажная газохимия ЯНАО также в зачаточном состоянии. Наибольшие надежды власти округа связывают с планами двадцатилетней давности - созданием Новоуренгойского газохимического комплекса (НГХК) мощностью 400 тыс. тонн полиэтилена высокого давления (ПЭВД) в год. Это единственный масштабный проект, который продвинулся дальше бумажных презентаций. Его главный плюс в том, что основой сырьевой базы должны стать гигантские ачимовские залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Однако главный недропользователь месторождения Газпром заморозил проект из-за недостатка финансирования еще в 1996 году. С тех пор сроки ввода в эксплуатацию неоднократно переносились. В итоге оценочная стоимость проекта выросла до 1,7 млрд долларов. Как утверждает гендиректор НГХК Анатолий Слизкий, «сейчас строительство вступает в завершающую фазу: монтаж оборудования возобновился, в частности смонтированы печи пиролиза». Новые сроки пуска комплекса - 2012 - 2013 годы.

Между тем участники химического рынка ставят эффективность проекта под сомнение.

- Зачем в России еще одно крупнотоннажное производство ПЭВД - его мощности будут равны объему всего рынка этого продукта в России. К тому же спрос на него постепенно падает в пользу линейного полиэтилена и полиэтилена низкого давления, - заявил на конференции представитель одной из компаний по переработке пластмасс.

У правительства округа есть еще проект Надымского завода по производству из газа синтетических жидких топлив (СЖТ) по новейшей технологии GTL (gas-to-liquid). Ориентировочная мощность комплекса - до 4 млн тонн готовой продукции: это полностью закрывает потребности ЯНАО в собственном моторном топливе. Сырьем для него может служить низконапорный газ месторождений Медвежье, Юбилейное и Ямсовейское (по 12 млрд кубометров газа в год). Проект стоимостью в 7 - 8 млрд долларов был представлен общественности еще в 2006 году. Тогда Газпром заявил, что планирует построить его совместно с Shell. Однако завод так и остался на бумаге: инвесторов не нашлось. На конференции представители правительства ЯНАО снова заговорили о возможной реанимации этого проекта.

Ищи кому выгодно

Как выяснилось на конференции, Газпром вовсе не поддерживает модернизационного рвения.

- Проектировщики компании на примере Вынгапуровского месторождения изучили различные варианты использования низконапорного газа: выработку электроэнергии, производство метанола, синтетического жидкого топлива. Но результаты экономической оценки проектов показали, что ни один из вариантов сегодня неприемлем, - заявил начальник управления по добыче газа и газового конденсата ОАО «Газпром» Валерий Минликаев.

Так, в случае развития малотоннажного производства метанола (около 6 тыс. тонн) себестоимость продукта будет слишком высокой, а цена его реализации с учетом доставки в дальние регионы превысит рыночную. Эффективным такое производство стало бы при выпуске не менее 70 тыс. тонн в год. «Однако строительство крупнотоннажной установки невыгодно, - говорит Минликаев, - так как сырья в пределах одного месторождения хватит на ограниченное время». Да и сам рынок метанола, по убеждению специалистов Газпрома, не нуждается в дополнительных мощностях. Неэффективным при существующих ценах на моторные топлива специалисты Газпрома считают и производство здесь СЖТ.

Поэтому газовый монополист видит для себя наиболее актуальным разработку новых технологий повышения газоотдачи пластов и компремирования (сжатия) газа для его дальнейшей поставки в газотранспортную систему:

- Я не могу поддержать однозначного заявления о необходимости создания крупнотоннажного газохимического производства на базе месторождений ЯНАО. Для повышения экономической эффективности использования низконапорного газа необходимо комплексное решение для всех крупных газовых месторождений региона, - убежден Минликаев. - Принимая во внимание значительный объем низконапорного газа, основным направлением его использования мы считаем подготовку и дальний транспорт по системе магистрального газопровода. Во всяком случае, в настоящий момент.

Зал зашумел: здесь всем известно, что еще в 2006 году Газпром признал эффективным и целесообразным строительство завода GTL для получения синтетических топлив на месторождениях Надымского района. Представитель Газпрома настаивал:

- За долгие годы была создана гигантская газотранспортная система, и если ее разгрузить, то это приведет к большим убыткам как для Газпрома, так и для государства в целом. Поэтому мы будем до последнего решать вопросы компремирования низконапорного газа.

Разработка технологий переработки жирного низконапорного газа и внедрение их в производство, как и освоение выпуска соответствующего оборудования, может вывести Россию на новые позиции на рынке полимеров. Вопрос лишь в том, что ни газонефтедобытчики, ни государство интереса к развитию этих технологий не проявляют. Так, Минэнерго России в рамках разработки генеральной схемы развития газовой отрасли проектирует это направление, однако опубликованные материалы позволяют предполагать, что в них заложены заниженные мощности предприятий по газопереработке и нефтехимии. А это, уверены участники конференции, может привести к неквалифицированному использованию жирного газа в масштабах, во много раз больших, чем это имеет место с попутным нефтяным газом.

- Нужна продуманная госпрограмма развития газохимии в России, рассчитанная на десятилетия. Государство должно, с одной стороны, сформировать механизмы регулирования использования жирного газа, в том числе через лицензионные соглашения, с другой - четкую и понятную гос­поддержку инвестиций в эту сферу. Только в этом случае ценное сырье пойдет в дело и не будет сожжено в факелах, - резюмировал Алексей Конторович.

Правда, одной господдержкой вряд ли обойдешься. Учитывая, что добытчикам углеводородов газохимия не особо интересна, потребуется привлекать профильных инвесторов. И в этом случае неизбежно встанет вопрос доступа к сырью и цены на него. Именно эти проблемы стали камнем преткновения для развития газохимического кластера в Югре, власти которой еще в 2009 году озвучили планы строительства заводов малой и средней тоннажности для переработки попутного нефтяного газа. Поэтому, если власти хотят эффективно использовать жирный газ, им придется заранее предусмотреть вопросы регулирования и определения формулы цены на газохимическое сырье.