Хотят, но не могут

Пост-релиз конференции «Попутный нефтяной газ 2016». Организатор – CREON Energy

Российские нефтегазовые компании, несмотря на кризис и падение цен на нефть, не прекращают работать над повышением уровня утилизации ПНГ. Поздравляя друг друга с достижением заветной планки в 95%, они рассуждают, что культура полезного использования ПНГ – это «плюсик в карму» и вообще показатель высокого уровня развития отрасли. Но зачастую эти успехи – результат не столько упорного труда, сколько пристального внимания экологов и главное – штрафов за сжигание.

Седьмая международная конференция «Попутный нефтяной газ 2016», организованная компанией CREON Energy, состоялась в Москве 17 июня. Мероприятие прошло при поддержке «Российского газового общества», Wedeco и WWF, партнером стал VI Петербургский международный газовый форум. Генеральным информационным спонсором конференции выступил журнал «Нефть России», генеральным информационным партнером – журнал «Нефть и капитал».

«Мы вот уже несколько лет проводим мероприятия по ПНГ, но сейчас эта тема получила новое звучание, – обратился к участникам конференции генеральный директор CREON Energy Санджар Тургунов. – С 2007 г. российская нефтянка стремится к уровню утилизации в 95%. Кто-то уже вышел на него, кто-то близок к цели – то есть теоретически год-два и все в порядке. На практике же все совсем не так. Есть удаленные месторождения, есть сложные – там достижение целевого показателя в 95% экономически нерентабельно. Есть новые месторождения – благодаря их разработке общий уровень добычи не падает, но утилизировать там ПНГ крайне сложно. Мы пришли к тому, что традиционные технологии перестают работать, нужны инновационные, современные. Для этого необходимы усилия всех игроков рынка, в т.ч. государства как арбитра при возникновении разногласий между частными компаниями».

Открыл мероприятие обзорный доклад «ЦДУ ТЭК», который представила руководитель группы мониторинга газовой промышленности Анастасия Артамонова. По итогам 2015 г. добыча ПНГ в России составила 89 млрд м3, прогноз на 2016 г. предусматривает рост показателя на 3.6% до 92.2 млрд м3. Основная доля извлеченного попутного газа пришлась на ВИНКи – 77.5%.

В последние несколько лет в России наблюдалась тенденция снижения объемов сжигаемого ПНГ. Так, в 2015 г. этот показатель достиг исторического минимума в 10.5 млрд м3 (по сравнению, например, с 17.1 млрд в 2012 г.). Это произошло благодаря планомерным действиям государства по повышению полезного использования попутного газа. Однако в нынешнем году, говорит эксперт, тренд может измениться – по данным компаний, ожидается рост сжигания ПНГ на факельных установках до 11.6 млрд м3. Связано это в том числе с разработкой новых месторождений и возникающими сложностями по прогнозированию извлекаемых объемов попутного газа.

По итогам 2015 г. уровень полезного использования ПНГ в России составил 88.2%, в нынешнем году ожидается снижение показателя до 87.4%. Г-жа Артамонова отметила, что у разных добывающих компаний показатели существенно различаются. Так, у «Газпрома» процент полезного использования в 2015 г. составил 96%, тогда как у независимых производителей – едва превысил 63%.

Что касается распределения извлеченного ПНГ, основное направление – это его переработка на ГПЗ (в 2015 г. – 50.3%). Существенная доля была направлена на собственные нужны предприятий – 20%. На закачку в пласт для повышения направлено почти 7%.

Хоть положительные изменения и налицо, повышение уровня утилизации все равно остается приоритетной задачей добывающих компаний. «Газпром» предлагает рассмотреть механизм увеличения переработки ПНГ за счет создания нефтегазохимических кластеров на имеющихся технологических мощностях. Как сообщил главный технолог монополии Иван Казначеев, идея принадлежит Минэнерго, которое разработало методические рекомендации по структуре и механизмам функционирования кластеров.

Ключевыми участниками реализации данной задумки должны стать государство и частные инвесторы. Определены и регионы, на территории которых возможно создание кластеров. Критериями для их отбора стали газоподготовка, газопереработка, нефтегазохимимя, научно-технический и кадровый потенциал.

В список регионов-кандидатов вошли республика Коми, Оренбургская область, ХМАО и ЯНАО. Они существенно различаются по запасам ПНГ, однако обладают технологическими мощностями, которые постепенно высвобождаются за счет падения добычи на действующих месторождениях.

По словам Ивана Казначеева, при реализации этих масштабных планов определяющая роль должна принадлежать государству.

«Иркутская нефтяная компания» заканчивает строительство ГПЗ мощностью по сырью 3.6 млн м3/сутки, сообщил начальник отдела газовых технологий Алексей Борозна. В планах компании – еще два газоперерабатывающих завода на Ярактинском и один на Марковском месторождении суммарной мощностью по сырью 18 млн м3/сутки. На них сырье будет перерабатываться в ШФЛУ, которая по трубопроводу будет транспортироваться в Усть-Кут для разделения на ГФУ. Компания рассматривает возможность построить в этом же городе предприятие по выпуску полимеров и, таким образом, создать полную газохимическую цепочку.

Алексей Борозна рассказал о том, что компания изучает возможность извлечения гелия из природного и попутного газа, поступающего с Ярактинского и Марковского месторождений. Вопрос о месторасположении гелиевого завода еще не решен.

Еще один способ уменьшить объемы сжигаемого ПНГ – сделать приоритетным попутный газ, поступающий на переработку для последующей продажи на бирже. Такое предложение высказал Ахмед Гурбанов, заместитель начальника управления поставок и продаж газа «Лукойла». По его словам, добывающие компании и владельцы ГПЗ не всегда могут договориться о цене покупаемого газа, в результате чего производители, не найдя сбыт, вынуждены попросту его сжигать и платить за это штрафы.

Нововведение даст ряд очевидных преимуществ. Государство таким образом и снизит объемы сжигания (пусть и вынужденного), и увеличит количество поступающего на биржевые торги газа. А добывающие компании решат вопрос с утилизацией ПНГ и будут поставлять сухой отбензиненный газ на биржу. Однако для реализации этой инициативы необходимо волевое решение государства.

В принципе, таковым решением был и запуск биржевых торгов газом, который произошел в октябре 2014 г. Сейчас они осуществляются только на одной площадке – «СПбМТСБ», рассказал исполнительный директор по рынку газа Александр Петров. По итогам 2015 г. объем торгов составил 7.7 млрд м3, план на 2016 – 14 млрд м3.

Для производителей ПНГ биржа – это уникальная возможность напрямую выйти на потребителей, причем без тех сложностей, которые традиционно сопровождают работу системы газоснабжения. Если посмотреть на эту систему, говорит Александр Петров, то мы видим бесконечное число переходов и связок. А общее число производителей природного и попутного газа приближается к 250. Само собой, организовать продажу газа на 250 месторождениях просто нереально. В этой связи была использована система балансовых пунктов, созданных в точках пересечения газопроводов. Наиболее крупный сегодня – это балансовый пункт КС «Надым», здесь продается 90% газа.

Биржевые торги идут по системе непрерывного двойного встречного аукциона. Участники сделок анонимны, что и составляет основную суть биржевой торговли.

«Как же производитель ПНГ может выйти на биржу? – рассуждает Александр Петров. – На ней традиционно торгуется природный газ или же сухой отбензиненный. Значит, производитель попутного газа должен сдать его на ГПЗ, заплатить за переработку и получить сухой отбензиненный газ. Сегодня его цена – 2200 руб./м3 без НДС. Попутный газ же продается по 600 руб./м3. Отсюда вопрос – насколько соразмерна такая дельта? Если она соразмерна – у нас нет больше резервов для роста объемов извлекаемого ПНГ и его перевода на биржу. Но мы подозреваем, что она далеко не соразмерна. Следовательно, государство должно проверить, насколько издержки по переработке ПНГ соответствуют разнице в 1600 руб./м3. Если будет доказано, что они не обоснованы, то в этой сфере необходимо навести порядок».

Докладчик озвучил еще один важный для производителей ПНГ вопрос – создание в Поволжье нового балансового пункта. «Есть производители ПНГ на Волге, в Татарстане, Башкирии, Краснодарском крае, – рассуждает Александр Петров. – И мы спрашиваем – а куда сегодня девается этот ПНГ? Значительная часть объемов скупается региональными компаниями «Газпрома». Поэтому налицо необходимость сделать в этом регионе еще один балансовый пункт, куда будет поступать ПНГ с малых месторождений».

О законодательном регулировании сжигания ПНГ рассказала Ольга Фильченкова, заместитель начальника отдела экономики природопользования департамента экономики и финансов Минприроды. В 2014-2015 гг. вышли федеральные законы №219 и 404, которые внесли существенные изменения в базовый закон об охране окружающей среды. Они разработаны для перехода на наилучшие доступные технологии и внедрения для компаний стимулов по вложению средств в природоохранные мероприятия.

Был модернизирован механизм внесения платы за негативное воздействие на окружающую среду. В частности, изменен отчетный период по уплате – с 2016 г. вместо квартального предоставления отчетности вводится годовой период. Также введена система авансовых платежей, это распространяется на все компании, кроме субъектов малого и среднего предпринимательства. Размер аванса – 25% от суммы, фактически уплаченной в предыдущем году.

Ольга Фильченкова отметила, что от компаний поступает много обращений, и предмет беспокойства один – не получится ли, что сумма платы в прошлом году и ожидаемая в текущем будут отличаться? Но закон непреклонен – в нем не прописано никаких исключений.

Также закон прописывает основные принципы и механизмы корректировки размера платы в зависимости от проводимых компанией природоохранных мероприятий. Их перечень закреплен в законе об охране окружающей среды. Отдельной строкой выделены мероприятия, связанные с обеспечением использования и утилизации ПНГ, что позволит сохранить особый механизм корректировки платы.

Что касается коэффициентов, применяемых, для расчета платы, то они не всегда будут одинаковыми. С 2016 по 2019 гг. действуют одни коэффициенты, с 2020 г. – другие.

Докладчик рассказала, что подготовлен проект постановления, который утверждает новые ставки платы и поправочные коэффициенты к ним. Он был внесен в Правительство РФ в январе 2016 г., принятие ожидается уже в ближайшее время.

«Некоторые нефтедобывающие компании опасаются, что при переходе на новый механизм оплаты их платежи за сверхлимитное сжигание сильно вырастут, – говорит г-жа Фильченкова. – Но бояться не стоит. Эти опасения – скорее от недопонимания ситуации. Раньше было два базовых норматива, теперь действует единая ставка».

Эксперт отдельно остановилась на правилах исчисления и взимания платы за негативное воздействие на окружающую среду. По ним сейчас завершаются процедуры согласования, после этого документ будет внесен в Правительство.

Тем не менее, в реальность 95%-ной утилизации верят не все, а конкретно – не более половины участников конференции:

Возможно ли вообще уйти от практики сжигания ПНГ, полностью направляя его на благие цели? В теории – да, на практике – вряд ли в ближайшие годы, говорит руководитель программы WWW России по экологической политике ТЭК Алексей Книжников. Например, Всемирный банк предлагает покончить с практикой сжигания ПНГ на факелах к 2030 г. Для этого он разработал инициативу «zero flaring by 2030». Она предполагает, что все начинающиеся после 2015 г. нефтегазовые проекты должны иметь технические решения, обеспечивающие использование всего объема добываемого ПНГ.

Инициативу поддержали 18 государств (в т.ч. Россия), 20 нефтяных компаний и 13 банков. Однако российских компаний в этом списке, к сожалению, нет. Это ставит под вопрос саму ценность идеи в нашей стране – как получилось, что Минэнерго ее поддержало, а нефтяники – нет?

Алексей Книжников отметил, что, помимо прочего, последствием для российских НК станет недоступность кредитов банков, поддерживающих «zero flaring by 2030».

Генеральный директор Ассоциации «Ростехэкспертиза» Алексей Аксенов поднял несколько актуальных проблем, решение которых невозможно в рамках вступивших в силу инструктивно-методических указаний (ИМУ) по взиманию платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа.

Какой орган исполнительной власти должен согласовывать инвестиционные газовые программы пользователям недр? Теоретически они должны предоставляться в Минэнерго. А Росприроднадзор, занимающийся администрированием платы, этих программ не видит. НК тщательно учитывают средства, которые вложили в инвестпрограммы, и вычитают их из платы за негативное воздействие на окружающую среду. В перечень «зачетных» работ входят те виды, которые никакого отношения к полезному использования ПНГ не имеют. В то же время актуальные проблемы, связанные с учетом ПНГ (узлы учета), не попадают в зачет. Г-н Аксенов утверждает, что все крупные нефтеносные регионы (ХМАО, ЯНАО) сейчас жалуются, что уровень платы снизился почти до нуля. Значит ли это, что создаются новые предприятия по переработке ПНГ? «Давайте посмотрим статистику, – предлагает докладчик. – С 2006 г. введено в эксплуатацию всего два ГПЗ завода общей мощностью 520 млн м3. Думаете, это потому, что другие не хотят? Хотят, и еще как!» Но, как показывает практика, процедура создания такого предприятия тянется несколько лет, а гарантий того, что после сдачи ГПЗ в эксплуатацию они не попадут в кабальную зависимость от поставщиков газа, нет. Само собой, никто не хочет таких сложностей. Эксперт считает, что должен быть регулятор (т.е. государство), который узаконит, что не весь добытый ПНГ является собственностью нефтяной компании. Принцип – «возьми столько, сколько сможешь использовать».

В ИМУ предлагается для расчетов использовать формулы, результатом которых уровень полезного использования может превышать 100%. Также они содержат много формул и таблиц, требующих заполнения, а венцом всего этого является доклад в комиссию по ТЭК о количестве инвестиций. В то же время эти документы не несут никакой информации о сжигаемых объемах и уровне использования ПНГ. А показатель сжигания предлагается определять «ежеквартально на основании суммы объемных характеристик показаний узлов учета попутного нефтяного газа по участку недр, предоставленному в пользование, с точностью до второго знака после запятой». В целом Алексей Аксенов скептически относится к документам, регулирующим работу с ПНГ, так как по ним невозможно работать. По его мнению, всю существующую методику нужно полностью переписывать.

Зачастую в добываемом ПНГ велика доля сероводорода и других соединений серы. В определенной степени это зависит и от месторождения, из которого извлечен газ. Поэтому производителям необходима эффективная технология очистки углеводородных газов. В настоящее время чаще всего применяется удаление H2S из исходного газа методом абсорбции с последующей его утилизацией для получения серы методом Клауса. Как рассказал заместитель генерального директора «Ведеко-центр» Сергей Круглов, он подразумевает высокие капитальные и эксплуатационные затраты, требует постоянной смены катализатора. Его применение эффективно при больших расходах газа с высоким содержанием соединении серы. Использование же этого метода на большинстве нефтепромыслов экономически нецелесообразно. В качестве альтернативы компания предлагает использовать окисление озоном в водной среде вместо воздуха, т.к. озон является гораздо более сильным окислителем. При этом процесс не требует повышенных температур. Подобные установки как раз разрабатывает компания «Ведеко-центр», причем как в контейнерном, так и в блочно-модульном исполнении полной заводской готовности. Как отметил г-н Круглов, озон всегда производится на месте, а процессы озонирования не требуют постоянной покупки и доставки большого количества веществ. Таким образом, основные расходы при эксплуатации – это стоимость потребляемой электроэнергии.

Свой вариант ухода от сжигания ПНГ на факелах предлагает и компания Dow Chemical. Как рассказала специалист по маркетингу Мария Коновалова, он заключается в применении технологии UCARSORB™, разработанной с учетом потребностей операторов нефтегазовых месторождений. Как показало исследование компании, желаемые характеристики для операторов являются весьма схожими. Это реализация проекта без остановки основного производства, транспортабельность, низкий перепад давления, дистанционное управление в автоматическом режиме, сокращение объемов выбросов CO2, «гибкая» технология, сжатые сроки поставки. Всем этим требованиям технология UCARSORB™ отвечает, срок ее окупаемости – от 1 до 6 лет.

Технология может быть реализована по четырем основным направлениям: только выделение газоконденсата (NGL), подготовка топливного газа, получение сжиженного продукта и подготовка топливного газа + извлечение жидкостей. Последний вариант, говорит Мария Коновалова, самый эффективный: на выходе получается электроэнергия для собственных нужд и ШФЛУ, а также происходит полный отказ от сжигания ПНГ.

Идея использования технологий GTL и CTL несколько лет назад пользовалась большим успехом, сейчас же разговоры утихли. С чем это связано? Как рассказал доцент МГУ Дин Фантаццини, интерес к таким проектам действительно упал, натолкнувшись на суровую реальность. Например, технология CTL сейчас используется только в ЮАР, также одно маленькое предприятие есть в Индонезии. По словам эксперта, негативным фактором является большое количество выбросов СО2, неминуемо сопутствующих работе такого предприятия. В Китае было заявлено более 10 проектов, два из них даже начали реализовываться. Однако процесс был остановлен волевым решением руководства страны. Связано это с дефицитом пресной воды в богатых углем провинциях, а также востребованностью самого угля для производства электроэнергии.

GTL-заводов в мире больше, самые крупные из них – Sasol Oryx и Shell Pearl в Катаре и Chevron в Нигерии. Однако отличительной особенностью этих проектов служит высокая конечная стоимость. По словам г-на Фантаццини, она в два, а то и в три раза превышает планируемые расходы.