Утилизируй это!
Введение высоких штрафов за сжигание попутного нефтяного газа стало весомым аргументом для его утилизации. Однако заявления властей о необходимости перехода от экспорта углеводородов к их глубокой переработке пока остаются лишь декларацией. Основным способом утилизации ПНГ оказалась его закачка в пласты, а не производство товарного голубого топлива.
Казахстанские углеводородные месторождения отличаются высоким газовым фактором, величина которого зависит от степени насыщенности нефти растворенным в ней газом и от глубины самой залежи. Так, Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) утверждены запасы 3,6 трлн м3 попутного растворенного газа и 1,4 трлн м3 свободного газа. Соответственно, большая часть добываемых объемов формируется попутным нефтяным газом (ПНГ).
В зависимости от района добычи на 1 тонну извлеченной нефти приходится от 25 до 1 тыс. м3 ПНГ. При этом более 83% извлекаемых запасов газа приходится на пять месторождений — Карачаганакское, Тенгизское, Кашаганское, Жанажолское и Урихтауское. Отметим, что 1,3 трлн м3 газа месторождения Кашаган, утвержденные ГКЗ, в госбаланс не включены, поскольку 80% ПНГ будет закачиваться обратно в пласт и лишь 20% использоваться на нужды проекта.
Между тем содержащийся в нефти и выделяющийся при ее сепарировании попутный нефтяной газ (представляющий собой смесь таких УВС, как метан, этан, пропан, бутаны и другие) — это ценнейший углеводородный ресурс, который можно использовать и как топливо, и как сырье для нефтехимии. Однако еще сравнительно недавно ПНГ практически в полном объеме сжигался в факелах, нанося значительный экологический ущерб. Дело в том, что процесс горения сопровождается образованием активной сажи, оксидов азота, монооксида углерода, бензапирена, бензола, фосгена, толуола, тяжелых металлов (ртуть, мышьяк, хром), сернистого ангидрида и других вредных веществ.
Факелы гаснут, но…
Ситуация стала меняться в декабре 2004 года, когда Парламентом республики были приняты поправки к закону о нефти, предусматривающие запрет на разработку нефтяных месторождений без полной утилизации попутного газа. Однако в связи с невозможностью быстрого выполнения требований законодательства действие этой поправки неоднократно откладывалось.
Следует отметить, что невыполнимость этой задачи специалистам была очевидна с самого начала. Запрет на сжигание ПНГ вводился без учета сложившейся отраслевой практики, когда факельное сжигание попутного газа было частью технологического процесса и происходило фактически на всех месторождениях. Тем не менее, хоть и не сразу, но экономические санкции заработали: сжигать газ стало накладно, и факелы на нефтепромыслах начали гаснуть. Во многом это стало возможным благодаря введению постоянного мониторинга выполнения недропользователями разработанных и утвержденных программ по утилизации попутного газа и развитию его переработки. В результате объемы сжигаемого газа в Казахстане в 2006–2013 годах сократились в 3,5 раза.
Однако это не значит, что весь не попавший в факелы, газ направляется на переработку. Нефтяникам значительно выгоднее закачивать его обратно в пласты для увеличения нефтеотдачи месторождений, чем производить очистку и получать товарное голубое топливо или конечные продукты его переработки. Об этом свидетельствует и «Баланс товарного газа Республики Казахстан до 2030 года». Так, согласно ему ожидается, что к этому времени объем газодобычи в нашей стране достигнет 59,8 млрд м 3, однако лишь 21 млрд м 3 из них будет доведен до товарного состояния, а более 25 млрд м 3 пойдет обратно в пласты.
Основной причиной «однобокой» утилизации ПНГ является слабая экономическая целесообразность его переработки, которая требует значительных затрат и создания дополнительной инфраструктуры на нефтепромыслах. ПНГ содержит в себе значительные примеси в виде влаги, серосодержащих соединений и газоконденсата и без дополнительной очистки неприемлем не только для использования, но и для транспортировки. Наглядный тому пример — ситуация с разрушением стенок трубопроводов на Кашагане. При этом стоимость соответствующего сепарационного оборудования весьма высока.
Не стоит забывать и об удаленности от потенциальных рынков сбыта, что ставит остро вопрос логистики. Как известно, основные объемы газа добываются в западной части страны. Тогда как значительная часть промышленности сосредоточена в Центральном, Северном и Восточном регионах. Существующая же система магистральных газопроводов ориентирована на обслуживание транзитных газовых потоков, а не на внутреннее обеспечение газом.
Кроме того, геологические характеристики некоторых нефтяных месторождений не позволяют реализовать проекты по утилизации попутного газа из-за его слабого притока. Все это выдвигает определенные ограничения при выборе схемы подготовки газов для их использования. Поэтому неудивительно, что окончательно решить проблему утилизации ПНГ не удается.
Лукавые цифры
Мировой опыт стимулирования утилизации ПНГ сводится к штрафам за его сжигание, ограничению прав на нефтедобычу, прямому участию государства в проектах по переработке попутного газа, а также предоставлению налоговых и таможенных преференций предприятиям, реализующим проекты по его рациональному использованию. Таким образом, вопрос эффективного использования попутного газа — это национальная экономическая проблема, а не отдельных нефтедобывающих компаний, и потому решить ее лишь усилением административного давления невозможно. Она требует комплексного подхода.
Неудивительно, что сверхнормативное сжигание ПНГ продолжает оставаться одним из самых распространенных экологических нарушений в казахстанском нефтегазовом комплексе. И хотя по официальным данным ситуация с каждым годом улучшается, все же к качеству имеющейся статистической информации следует относиться достаточно скептически. В большинстве случаев, из-за слабой оснащенности лицензионных участков узлами учета добычи, сжигания и использования ПНГ, эту статистику получают на основании расчетных коэффициентов. А потому объем сжигаемого в факелах газа в действительности значительно выше.
Впрочем, занижение показателей (как правительствами, так и самими компаниями), похоже, является общемировой практикой, о чем свидетельствуют результаты космического мониторинга. В частности, согласно информации возглавляемого Всемирным банком Партнерского объединения за сокращение объемов сжигания газа на факельных установках в мировом масштабе (GGFR), только в 2011 году спутниковые данные показали увеличение объемов сжигаемого попутного газа на 2 млрд м 3 по сравнению с предыдущим годом. Причем основная часть этого роста пришлась на США, Россию, Казахстан и Венесуэлу.
В Казахстане этим «грешат» в основном небольшие компании, хотя иногда попадаются и крупные. Так, КПО оштрафовали на 133,7 млн тенге за то, что в период с 1 января 2013 года по 13 февраля 2013 года эта компания незаконно сожгла 1 084 753 м 3 газа.
В региональном разрезе лидером по объемам сжигания газа можно назвать Актюбинскую область. Так, по информации начальника 1-го управления областной прокуратуры Маратбека Мирзамуратова, только по итогам первой половины 2013 года «из общего объема выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных источников (91,3 тыс. т) на долю сжигания попутного газа на факелах приходится 18,3 тыс. т, или 20%. При этом 96,9% всех выбросов загрязняющих веществ от факельных установок приходится на три нефтегазодобывающие и перерабатывающие предприятия АО «CNPC-Актобемунайгаз», ТОО «Казахойл Актобе» и ТОО «Аман Мунай».
По расчетам межрегионального департамента «Запказнедра» потенциальная стоимость сожженного газа (метана) в Актюбинской области за последние 5 лет превысила 30 млрд тенге. И это без учета иных компонентов, таких как пропан и бутан.
Проблемы переработки
Дальнейшие перспективы развития казахстанской газопереработки зависят от того, к какой стратегии утилизации ПНГ будут тяготеть местные недропользователи. Пока общий расклад выглядит следующим образом. По итогам прошедшего года в стране было добыто более 21 млрд м 3 попутного газа. Порядка 30% этого объема закачивается обратно для поддержания пластового давления, около 15% используется на собственные технологические нужды, выработку электроэнергии и лишь небольшая часть сжигается. Но это усредненные цифры.
В реальности по предприятиям существует большой разброс. Так, если почти весь попутный газ с Узеня поставляется на переработку на КазГПЗ, то на «Эмбамунайгаз» более половины объема попутного газа используется на собственные нужды компании, а остальное сжигается.
На одном из крупнейших в мире Карачаганакском газоконденсатном месторождении добывается 15 млрд м 3 газа в год, из которых 8 млрд м 3 отправляется в Россию для переработки на Оренбургском ГПЗ (4,5 млрд м 3 за счет своп-операций казахстанская сторона получает обратно). Еще 1 млрд м 3 используется для нужд самого промысла, а остальное опять же закачивается в пласт. Проблемы с увеличением объемов переработки сырья второго по значимости наземного месторождения своего решения не находят. Так, долгое время обсуждался проект строительства собственного ГПЗ вблизи Карачаганака. Его стоимость оценивалась в $3,7 млрд. Однако собственных денег так и не нашлось, иностранных инвесторов тоже, а потому от этой инициативы пришлось отказаться.
Рассматривался и вариант создания совместного газоперерабатывающего комплекса на базе Оренбургского ГПЗ. В октябре 2006 года даже было подписано соглашение о его строительстве. При этом не исключалась возможность получения «КазМунайГазом» 50-процентной доли ГПЗ в обмен на гарантии снабжения предприятия сырьем. Предполагалось, что уже в 2009 году на этот комплекс будет поставляться 9 млрд м 3 газа, в 2012 году — 10 млрд м 3, а в дальнейшем объемы переработки будут доведены до 17 млрд м 3. Однако проект провалился. Формальной причиной стало изменение планов добычи на Карачаганаке вследствие разногласий с иностранными участниками консорциума (British Gas, Chevron, Eni, LukOil), ведущего разработку этого месторождения. Следует отметить, что разрыв интеграционной цепочки Карачаганак — Оренбург невыгоден ни одной из сторон. Поэтому вполне возможно возобновление переговоров о реализации проекта.
Пока же, несмотря на растущие объе-мы добычи сырого газа, в республике действует всего 4 газоперерабатывающих завода, мощности которых позволяют производить около 21 млрд м 3 товарного газа в год. В то же время активно ведутся работы по вводу новых объектов на Жанажолском ГПЗ. В частности, здесь сейчас идет сооружение третьего газоперерабатывающего завода — уже завершены строительные работы второй, а к концу текущего года запланирован ввод третьей его очереди.
В марте текущего года МНГ подписало соглашение с компанией Compact GTL о строительстве мини-завода по переработке попутного газа в дизельное топливо мощностью около 300 млн м 3 газа. На проектные работы понадобится примерно год, еще два займет само строительство. Однако компании еще предстоит найти дополнительные объемы попутного газа, поскольку того, что она добывает сама для загрузки завода, явно недостаточно. Придется искать альянс с другими компаниями либо закупать газ на рыночных условиях.
О проблемах газовой отрасли власти говорят давно. Правительство и профильные ведомства из года в год пересматривают и пересчитывают проекты, но для их реализации мало что сделано. Несмотря на то что валовая газодобыча в республике растет, доля товарной добычи сокращается. Так, если в 2010 году на производство товарного газа приходилось 56,1%, то в 2013 году всего 53,4%.
Результат соответствующий: из-за небольших объемов производства товарного газа уровень газификации в стране остается по-прежнему низким. Даже в нефтегазоносной области он составляет 89,4%, а в густонаселенной Алматинской области — всего 13,9%. Пять регионов вообще остаются негазифицированными.
Из-за трудностей с финансированием не состоялся и проект трубопровода Тобол — Астана, газ в который должен был поставляться «Газпромом» по своп-схеме. Как заявил Сауат Мынбаев (будучи еще министром нефти и газа), только для строительства самой трубы требовалось $1,7 млрд. Плюс к этому не менее $2 млрд — на прокладку газовых сетей и перестройку ТЭЦ с угля на газ.
Представляется, что необходима не столько разведка и ввод в эксплуатацию новых месторождений, сколько строительство инфраструктуры по подготовке газа и доставке его потребителям. Однако все эти проекты требуют значительных средств, а вопрос источников их финансирования между тем по-прежнему остается открытым. В таких условиях предлагаемое Минэнерго определение приоритетности газификации тех или иных районов может лишь отчасти снизить остроту существующей проблемы.
Сергей Смирнов