Утилизируй или плати

2014-й не стал годом достижения целевого показателя утилизации попутного нефтяного газа, заложенного в действующей энергетической стратегии России (95% к началу 2015-го). Однако реализованные в 2012 году стимулирующие меры определенно оказали влияние на нефтяные компании и задали нужный тренд. Сокращение объемов сжигания попутного газа в прошлом году продолжилось, и если не помешает кризис, то как минимум до 2017-го крупные нефтяные компании будут уровень его утилизации повышать.
Предварительные итоги 2014 года демонстрируют продолжение роста утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) в РФ. За девять месяцев прошлого года на факелах было сожжено на 22% меньше нефтяного газа (8,4 млрд м3 против 10,8 млрд в аналогичном периоде 2013-го), а использование газа на собственные нужды компаний за январь–ноябрь 2014 года увеличилось на 13,5% (при росте добычи ПНГ за этот период на 1,5%). По имеющимся на сегодняшний день оценкам, в целом по году коэффициент утилизации превысит 80%, что выше показателя 2013 года (78,8%).
Основной мотивацией повышения полезного использования нефтяного газа, безусловно, послужило ужесточение экологических норм. С 2012 года для расчета платежей за выбросы от сверхнормативного (более 5% от объема добычи) сжигания ПНГ введен повышающий коэффициент в размере 4,5, с 2013-го он был увеличен до 12, а с 2014-го — до 25 (в случае отсутствия приборов учета — до 120). При такой прогрессии счет для нефтяников пошел уже не на миллионы, а на миллиарды рублей в год. Дополнительным стимулом к использованию ПНГ стал введенный в 2013 году механизм уменьшения платы за выбросы на величину понесенных затрат на реализацию «утилизационных» проектов.
В таких условиях «отстающие» компании значительно интенсифицировали вложения в утилизацию ПНГ. Были разработаны и с разной степенью интенсивности реализуются корпоративные программы по выходу на нормативные показатели, что позволяет Министерству природных ресурсов ожидать достижения уровня 93,7% утилизации ПНГ уже к концу 2015 года. Однако приблизиться к нормативу общеотраслевой коэффициент использования ПНГ, очевидно, сможет только после роста соответствующих показателей у крупнейших производителей нефтяного газа. В основном речь идет о трех компаниях — «Роснефти», «ЛУКОЙЛе» и «Газпром нефти», которые добывают в совокупности более 50 млрд м3 ПНГ, или 70% общероссийской добычи.
От «Сургутнефтегаза», входящего в четверку лидеров по производству ПНГ (около 9,4 млрд м3 в год), ждать значительного вклада в общероссийское улучшение не стоит, поскольку эта компания уже достигла разумного предела утилизации. В прошлом году, несмотря на ввод новой ГТЭС на Федоровском месторождении, коэффициент использования ПНГ «Сургута» даже снизился — с 99,2 до 98,9%, оставшись тем не менее лучшим среди отечественных ВИНК.
Нефтяные компании второго эшелона также вряд ли окажут существенное влияние на данные в целом по стране в силу незначительного объема добычи, а также масштабов планируемого роста утилизации.
«Башнефть» (добыча — около 0,7 млрд м3 ПНГ в год) планирует выйти на 95% утилизации в 2017 году (в 2014 году — рост с 75,5 до 83%). «Татнефть» (0,9 млрд м3 ПНГ в год) достигла целевого уровня еще в 2012 году и сейчас разрабатывает планы по увеличению уровня утилизации до 97,6%, «РуссНефть» (около 1,5 млрд м3 ПНГ в год) довела уровень полезного использования ПНГ до 93% в прошлом году (в 2013 году было 77,1%) и обещает поддерживать достигнутый уровень в 2015–2017 годах.
А вот «большая тройка» ПНГдобытчиков в составе «Роснефти», «ЛУКОЙЛа» и «Газпром нефти», согласно опубликованным планам, вплотную приблизится к нормативным показателям использования не ранее 2017 года. И это без учета возможных задержек реализации «утилизационных» проектов.
«Роснефть» догоняет
По данным МПР, крупнейшие вложения в утилизацию ПНГ осуществляет «Роснефть». Госкомпания — главный производитель нефтяного газа в РФ (около 33,2 млрд м3 в год) и до последнего времени — аутсайдер по показателю утилизации ПНГ среди ВИНК. В 2011–2013 годах «Рос-нефть» инвестировала в рациональное использование попутного газа 77,5 млрд рублей, что позволило поднять коэффициент утилизации с 53,4 до 69,8%. В 2014–2018 годах инвестиции в рамках «Программы по обеспечению рационального использования попутного нефтяного газа на период 2013–2018 годов» составят 47,8 млрд рублей; к 2017 году предполагается обеспечить утилизацию 92,8% ПНГ в целом по компании и 95% без учета вновь вводимых месторождений газа с содержанием метана менее 50% и ПНГ, сжигаемого во время плановых ремонтов газоперерабатывающих мощностей.
По итогам 2014 года госкомпания рассчитывала выйти на утилизацию 80% ПНГ — в основном за счет строительства систем внешнего транспорта газа с Ванкорского и Мало-Балыкского месторождений (введены в первом полугодии прошлого года), а также увеличения до 95% уровня утилизации на отдельных месторождениях в ЯНАО и южных регионах России. Кроме того, в сентябре прошлого года до 95% повышен уровень утилизации ПНГ на Восточном центре освоения Уватского проекта за счет ввода в строй газотурбинной электростанции (ГТЭС) мощностью 60 МВт.
На Ванкоре 95%-ную утилизации ПНГ обеспечил пуск в эксплуатацию второй установки комплексной подготовки газа (УКПГ-2), компрессорной станции (3-я очередь) и газопровода к Хальмерпаютинскому месторождению, способного транспортировать в ГТС «Газпрома» до 5,6 млрд м3 газа в год. До этого добываемый на Ванкоре газ использовался только на собственной ГТЭС (введена в 2010 году, мощность — 200 МВт, потребление — 430 млн м3 в год) и для обратной закачки с целью поддержания пластового давления (стартовала в IV квартале 2013 года).
Новую инфраструктуру планируется использовать в будущем для транспортировки ПНГ Тагульского и Лодочного месторождений, а также свободного и попутного газа Сузунского месторождения.
В апреле 2014 года началось строительство инфраструктуры для утилизации ПНГ на новом месторождении «Роснефти» в Восточной Сибири — Юрубчено-Тохомском.
95%-ной утилизации здесь планируется достичь уже на первом этапе освоения за счет строительства газопровода высокого давления, компрессорной станции, ГТЭС и газонагнетательных скважин (объем обратной закачки в пласт — до 1 млрд м3 в год). На другом крупном восточно-сибирском месторождении «Роснефти» — Верхнечонском — проект по закачке ПНГ в пласт планируется реализовать в текущем году.
На Мало-Балыкском месторождении (разрабатывается «РН-Юганскнефтегаз») рост объема утилизации ПНГ до 95% в 2014 году достигнут за счет строительства «Системы транспортировки газа Майского региона» (от ДНС-2 до Южно-Балыкского газоперерабатывающего комплекса) мощностью 0,8 млрд м3 в год. В последующие годы «Юганскнефтегаз» с целью увеличения общего уровня утилизации по предприятию (в 2013 году — 87%) планирует строительство компрессорных станций на Прираз-ломном и Правдинском месторождениях.
С «СИБУРом» в попутчиках
Так же, как и «Роснефть», после 2016 года выйти на норматив по утилизации ПНГ планирует и другой крупный «отстающий» — «Газпром нефть», добывшая в прошлом году 7,6 млрд м3 нефтяного газа. При этом 2014 году газпромовская дочка не показала высокой динамики этого показателя — основной рывок был совершен еще в 2012–2013 годах, когда коэффициент утилизации увеличился соответственно до 69,3 и 79,9% (в 2010–2011 годах он не превышал 60%). Достигнуто это было в основном за счет строительства новых компрессорных станций и газопроводов к газоперерабатывающим заводам «СИБУРа». В прошлом году показатель полезного использования ПНГ «Газпром нефтью» увеличился до 81% и рост этот был обеспечен эффектом от проектов, реализованных в 2013 году.
Капитальные вложения «Газпром нефти» в проекты по утилизации ПНГ в прошлом году составили около 6,3 млрд рублей.
К числу основных проектов «Газпром нефти» в данной области относится строительство ГПЗ на Южно-Приобской компрессорной станции (на паритетных началах с «СИБУ-Ром»), Еты-Пуровской и Мыльджинской компрессорных станций, а также расширение газотранспортной системы в Оренбургском регионе для поставки ПНГ на Оренбургский газохимический комплекс.
Южно-Приобский ГПЗ позволит «Газпром нефти» утилизировать дополнительно 0,9 млрд м3 ПНГ в год с Приобского месторождения (крупнейшего в компании). Помимо собственно завода проект предполагает строительство инфраструктуры для хранения и налива ШФЛУ, а также реконструкцию соединительного трубопровода для поставки сухого газа в магистральный газопровод на Ханты-Мансийск. Стороны совместного предприятия условились, что получаемый СОГ будет полностью выкупаться «Газпромом», а ШФЛУ — «СИБУРом».
Ввод Еты-Пуровской КС (ожидается в 2016 году, ранее планировался на 2015-й) и соединительного трубопровода (9 км) к газосборной системе «Газпром добыча Ноябрьск» призван обеспечить утилизацию растущих объемов добычи «Газпромнефть-Муравленко» (95% утилизации по данному предприятию достигнуто в марте 2014 года). Новая КС позволит транспортировать свыше 1 млрд м3 газа в год, который после очистки на Вынгаяхинской УКПГ будет направляться в магистральный газопровод Уренгой–Челябинск. Мыльджинскую КС также планируется ввести в строй в 2016 году.
Согласно реализуемой «Программе утилизации попутного нефтяного газа ДЗО «Газпром нефть» на 2014–2016 годы» после 2016-го 95%-ная утилизация будет обеспечена по всем основным активам и 90% в целом по компании. На отдаленных месторождениях вопрос использования ПНГ предполагается решать «путем госрегулирования».
С высокой базы
Ситуация с утилизацией попутного газа «ЛУКОЙЛа», добывающего около 10,7 млрд м3 в год, лучше, чем у нефтяных компаний с госучастием.
К началу прошлого года компания Вагита Алекперова подтянула уро-вень использования ПНГ до 87,8% (с 78,6% в 2011-м), построив в период 2011–2013 годов 18 компрессорных станций (в том числе три для закачки газа в пласт), более 700 км газопроводов, 9 ГТЭС и четыре мультифазные насосные станции.
Довести показатели утилизации до нормативного «ЛУКОЙЛ» планирует в 2016 году, причем без оговорок про новые проекты. Согласно «Программе по рациональному использованию нефтяного (попутного) газа по лицензионным участкам недр организаций Группы «ЛУКОЙЛ» в 2014–2016 годах» на эти цели предполагается потратить около $1,5 млрд. Так же, как и у «Газпром нефти», в прошлом году коэффициент утилизации ПНГ «ЛУКОЙ-Ла» вырос незначительно, поскольку реализуемые проекты не были завершены. По итогам 2014 года он составил 89,9% (планировалось — 90,8%).
Наиболее крупный и комплексный «утилизационный» проект реализуется в Пермском крае. Он предполагает строительство на площадке ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка» (в прошлом году объединено с «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтезом») второй установки низкотемпературной конденсации и ректификации мощностью 0,9 млрд м3 в год, подводящего газопровода от Кокуйского месторождения пропускной способностью 1 млрд м3 попутного и сернистого природного газа в год, энергоцентра на базе «Пермнефтеоргсинтеза» (суммарная электрическая мощность 200 МВт, тепловая — 435 Гкал-ч, потребление газа — 560 млн м3 в год), а также дожимной компрессорной станции общей мощностью 1,8 млрд м3 в год для подачи сухого газа на строящийся энергоцентр и в ГТС «Газпрома».
Пуск в эксплуатацию ДКС и старт пуско-наладочных работ на первой очереди энергоцентра состоялись в середине прошлого года, подводящий газопровод построен в III квартале, а первый газ «Газпрому» сдан в октябре. На установке низкотемпературной конденсации и ректификации по состоянию на декабрь 2014 года пусконаладочные работы продолжались.
Наряду с запуском в прошлом году ГТЭС на Ильичевском месторождении (мощность 40 МВт, потребление — более 40 млн м3 газа в год) это должно обеспечить «ЛУКОЙЛ-Перми» рост утилизации попутного газа до 95% (в 2013 году было около 82%).
Значительно улучшить в ближайшее время ситуацию с утилизацией ПНГ «ЛУКОЙЛ» планирует также на своих месторождениях в Тимано-Печоре. В прошлом году было завершено строительство установки очистки газа от сероводорода на Баяндыском месторождении, что позволило поставлять на Усинский ГПЗ дополнительно 300 млн м3 в год; на Восточно-Ламбейшорском месторождении строительство установки очистки газа завершается. И наконец, Усинский ГПЗ «ЛУКОЙЛ-Коми» находится в финальной стадии модернизации, в результате которой ежегодный объем подготовки и переработки ПНГ будет увеличен на 400 млн м3 (до 600 млн м3).
Более значительные объемы ПНГ (1–1,5 млрд м3 в год) в Тимано-Печоре «ЛУКОЙЛ» сможет утилизировать после реализации проекта переработки ПНГ северной группы месторождений «ЛУКОЙЛ-Коми» (Харьягинского, Южно-Шапкинского и Инзырейского) на Сосно-горском ГПЗ «Газпрома». Первоначальные планы предусматривали начало поставок в сентябре прошлого года, но по состоянию на декабрь 2014-го компаниями все еще велись работы по созданию необходимых газотранспортных мощностей, в том числе строительство новой компрессорной станции «Харьяга» и соединительных трубопроводов. Газопровод для передачи «ЛУКОЙЛу» сухого отбензиненного газа планируется построить в марте текущего года. Отметим, что, опираясь на новую инфраструктуру, «Газпром» планирует привлекать на переработку и попутный газ малых предприятий, работающих в Тимано-Печоре.
Еще более крупный проект «ЛУКОЙЛа» — по использованию ПНГ месторождений северного Каспия, очевидно, завершится не ранее 2016 года. Добываемый здесь ПНГ (пока — только на месторождении им. Корчагина) сейчас закачивается в пласт. После ввода в разработку месторождения им. Филановского (ожидается в конце текущего года) и строительства наземной газотранспортной инфраструктуры газ пойдет на переработку на строящийся газохимический комплекс «ЛУКОЙ-Ла» в Буденновске (Ставропольский край). Мощность возводимой газоперерабатывающей установки составит до 2,2 млрд м3 в год; ШФЛУ будет поступать на установку по производству этилена, а этан и сухой газ — в ГТС «Газпрома».
За порогом 2017-го
Взятый крупными нефтяными компаниями курс на рост утилизации ПНГ подтверждает, что реализованные меры стимулирования работают и, безусловно, способствуют улучшению экологической ситуации на промыслах. В то же время с точки зрения рационального использования попутного газа действующую систему регулирования пока еще нельзя назвать совершенной. В ней отсутствует дифференцированный подход к разным видам утилизации ПНГ, различающимся по энергетической эффективности. Не предусмотрены стимулы для глубокой переработки и максимального извлечения «неметановых» фракций, что приводит к значительному объему их сжигания на промысловых электростанциях и/или потребителями, получающими газ из ГТС «Газпрома».
Законодательством недовольны и нефтяные компании, которые ввиду действующих штрафов за сжигание ПНГ сталкиваются с отрицательной рентабельностью разработки удаленных и мелких месторождений и, очевидно, будут прилагать усилия по смягчению регулирования под угрозой «заморозки» таких проектов. В условиях ожидаемого снижения объемов добычи нефти и общего ухудшения экономической ситуации государственным институтам нужны будут веские основания, чтобы сопротивляться таким попыткам и «хоронить» потенциальные источники новых налоговых поступлений и рабочих мест.
В вопросах сроков и направления, в котором будет двигаться система стимулирования утилизации ПНГ в ближайшем будущем, ясности к настоящему времени нет.
Возможно, будет произведена более тонкая настройка экологической и налоговой политики для повышения экономической привлекательности эффективного и рационального использования нефтяного газа, возможно, государство ограничится послаблениями нормативов для отдельных категорий месторождений… Но очевидно, что изменения регулирования в этой сфере назрели. Они во многом и предопределят решения по использованию ПНГ на новых добычных проектах и в итоге дальнейшую динамику общего уровня его утилизации в России после 2017 года.
+16% за год!
Самую высокую динамику роста утилизации в 2014 году показала «РуссНефть» — объемы сжигания ПНГ сократились по сравнению с 2013 годом в 3,5 раза (до 110 млн м3), а степень утилизации выросла с 77,1 до 93%.
По данным компании, уровень использования попутного газа достиг 93,7% еще в декабре 2013 года. В этом же году из структуры компании были выведены ОАО «Белкамнефть» и ООО «Западно-Малобалыкское», однако ввиду небольшой доли в общей газодобыче (4%) влияние этих изменений на общий показатель утилизации в «РуссНефти» считают незначительным.
Основным проектом, определившим рост использования ПНГ, стало строительство системы из двух трубопроводов общей протяженностью 94 км: газопровода «УПСВ Западно-Варьеганского месторождения — КС-3 «Варье ганская» и газопровода «ДНС-Рославльское — точка врезки». Построенная система позволила транспортировать на Белозерный ГПЗ «Юграгазпереработки» около 400 млн м3 в год ПНГ крупных добывающих дочек «Русс Нефти» — «Белых ночей» и «Аганнефтегазгеологии» (уровень утилизации по этим компаниям доведен до 96%).
Кроме того, в 2013 году на Столбовом месторождении (Томская область) введены в эксплуатацию энергокомплекс в составе 17 ГПЭС Jenbacher (общая установленная мощность — 19,2 МВт) и компрессорная станция для закачки ПНГ в пласт (мощность около 50 млн м3 в год), что позволило достичь нормативного показателя утилизации ПНГ по месторождению в 2014-м (в настоящее время он достиг 99%).
В прошлом году для поддержания достигнутого уровня утилизации ПНГ «РуссНефть» ввела в эксплуатацию эжекторную установку на УПН Нижне-Шапшинского месторождения (собирает ПНГ концевых ступеней сепарации для отправки на переработку), газопровод от УПН Федюшкинского месторождения до ГТЭС Игольско-Талового месторождения «Томскнефти», две газопоршневые машины Jenbacher на Егурьяхском месторождении и газовую котельную на Варьеганском месторождении.