Трубный выбор

Российская нефтегазохимия продолжает подсчитывать выгоды от несуществующего продуктопровода.

Входе обсуждения «Плана развития нефтегазохимии России до 2030 года» развернулась борьба за государственную поддержку в реализации крупных проектов, которые должны позволить России существенно нарастить объемы переработки легкого углеводородного сырья.

Нефтегазохимия в современной цивилизации
Продукты нефтегазохимии играют существенную роль в мировой экономике: цивилизация не может обойтись без продукции органического синтеза, полимеров, удобрений. Россия, к сожалению, сильно уступает развитым странам как по объемам производства, так и по объемам потребления данных продуктов.

Так, среднедушевое потребление базовых полимеров (ПЭ/ПП): в США и Канаде в 2010 году составляло от 68 до 72 кг, в Западной Европе — 56 кг/чел., Восточной — 24 кг/чел. В России на душу населения приходится 15 кг ПЭ/ПП в год. Отставание отмечается и в использовании других полимерных материалов, особенно в строительном секторе.

Спрос на нефтехимическую продукцию продолжает расти и обладает потенциалом увеличения в четыре раза к 2030 году по сравнению с 2010 годом. Уже сегодня спрос не удовлетворяется внутренним производством. Так, доля импорта в российском потреблении основных видов пластиков в 2010 году составила более 10%, а по отдельным видам — более 30% (поливинилхлорид, полистирол, сополимеры стирола).

Ситуацию можно исправить, увеличив объемы производства полимеров, однако имеющиеся мощности базового сырья — этилена — не позволяют это сделать. Этиленовые мощности в России находятся на уровне 2,5 млн т/год, мощности по пластикам составляют 2,8 млн т/год, по основным каучукам — около 1,4 млн т/год. По объему производства пластиков и каучуков Россия находится во второй десятке в мире.

ШФЛУ, этан, этилен
По оценкам специалистов Минэнерго РФ, Россия обладает огромными ресурсами легкого углеводородного сырья (этан, ШФЛУ) — свыше 11 млн т (2010 г.). По предварительным данным, более 70% этого сырья сосредоточено в Западной Сибири. К 2030 году добываемый объем может возрасти до 31 млн т. Такая ситуация позволяет значительно увеличить мощности отечественной газохимической отрасли.

Сегодня в структуре сырья для этиленовых производств России преобладает нафта — до 50–52% (8 млн т в 2010 году, 12 млн т — к 2030 году), а этана и сжиженных газов — 35%. Является ли эта структура потребления оптимальной? Согласно мнению многих экспертов, — нет.

Так, в США доля использования этана в нефтегазохимии достигает 50%, не говоря о странах Ближнего Востока. Благодаря преимущественному использованию газового сырья они постепенно вытесняют конкурентов с внешних рынков. Так не лучше ли нафту (прямогонный бензин) максимально использовать для производства высококачественных автобензинов, острый дефицит которых отмечается в России в последние годы? Конечно, для этого нужно построить установки риформинга и изомеризации, а отечественный нефтехимический комплекс переориентировать на использование огромных ресурсов этана, ШФЛУ и сжиженных газов. Все это возможно, но при наличии государственной поддержки и изменения политики крупных нефтяных компаний по вовлечению ресурсов в перспективные планы развития.

План развития нефтегазохимии до 2030 года предполагает увеличение потребления СУГ в нефтехимии в 4,5 раза, однако при этом их экспорт увеличивается в 2 раза, до 4,4 млн т/год. Однако внутренний рынок при рациональном подходе к технологиям и инвестициям смог бы поглотить «лишние» объемы, и Россия получила бы дополнительную выгоду от увеличения добавленной стоимости продуктов глубокой переработки, существенно сократила бы традиционный вывоз ценных сырьевыхполуфабрикатов за рубеж.

При детальном рассмотрении баланса можно сделать вывод, что, несмотря на рост объемов потребления углеводородного сырья нефтехимической отраслью, к 2030 году невостребованными останутся свыше 25 млн т ценнейших углеводородов. При этом нафта по-прежнему будет оставаться основным сырьем для пиролизных установок — вместо газа, применение которого снижает себестоимость тонны этилена по крайней мере на 20%. А ведь в конце 2015 года Россия должна перейти на топливные стандарты Евро–4 и Евро–5.

Несмотря на некоторые противоречивые моменты Плана, положительным является то, что правительство и профильные министерства обратили внимание на вопросы утилизации попутного нефтяного газа, и ситуация сдвинулась с мертвой точки.

Продуктопровод: альтернативы нет
Динамичному развитию нефтехимии в РФ мешают: ограниченность внутреннего рынка нефтехимической продукции, отсутствие стандартов, которые стимулируют ее потребление в основных секторах экономики, завышенная стоимость реализации новых проектов.

Но главной проблемой была и остается невозможность получить исходное сырье. В основе дефицита этилена в крупнейшей нефтегазовой державе — слабо развитая трубопроводная система, в том числе продуктопроводная.

Так, протяженность продуктопроводов в Российской Федерации составляет около 2 тыс. км. Для сравнения, этот же показатель в США — 128 тыс. км.Преобладающие объемы российского сырья нефтегазохимии добываются в Западной Сибири, при этом крупные центры переработки сосредоточены в различных регионах европейской части РФ. В настоящее время нет важнее задачи, чем защита внутреннего рынка России, так как ресурсные возможности старых нефтедобывающих районов ограничены. В связи с этим, необходимо разработать программу рационального использования углеводородного сырья Западной Сибири.

Низкая пропускная способность РЖД не позволяет и не позволит обеспечить всех страждущих сырьем. Кроме того, перевозка СУГ по рельсам резко снижает рентабельность всего процесса. Очевидным решением проблемы является строительство «трубы», доставка сырья по которой дешевле железнодорожной примерно на 30%.

Еще в советское время для решения задачи был запущен продуктопровод ШФЛУ «Западная Сибирь-Урал-Поволжье». Первоначально этот трубопровод проектировался для транспорта иных продуктов, но в ходе реализации проекта был перепрофилирован. Многочисленные нарушения технических требований, норм и халатность при строительстве/эксплуатации привели в 1989 году к трагедии. Взрыв трубопровода унес более 100 человеческих жизней. Несмотря на тяжелую историю вопроса, правительство неоднократно возвращалось к идее восстановления объекта. В 1998 году было выполнено новое ТЭО проекта с участием башкирского института «ИПТЭР» и киевского «Укргазпроекта». Вывод проектировщиков требует прокладки нового трубопровода с сохранением большей части старой трассы.

Расчеты, проведенные институтом «ИПТЭР» в 2011 году, показали высокую рентабельность проекта. При разделении капитальных затрат на 8 лет — доход от эксплуатации продуктопровода превысит текущие расходы вдвое уже в первый год работы объекта.

Трубопроводы и их особенности
Трубопроводный транспорт обладает рядом важных преимуществ, основными из которых являются низкая себестоимость перекачки и небольшие удельные капитальные затраты на единицу продукции; бесперебойное транспортирование в течение года; возможность увеличения производительности трубопроводов за счет постройки дополнительных перекачивающих станций или укладки параллельных участков труб.

К числу условных недостатков можно отнести: крупные единовременные капитальные вложения в строительство; необходимость устойчивого грузооборота; небольшая скорость движения в трубопроводе (5–6 км/час).

К магистральным трубопроводам для сжиженных газов предъявляются более жесткие требования, чем к газопроводам. Продуктопроводы не должны проходить по территории населенных пунктов и промышленных предприятий, так как при утечке сжиженные газы будут скапливаться в низких местах и отравлять окружающую среду.

В целях безопасности транспортирование сжиженных газов (ШФЛУ) по трубопроводам должно осуществляться только в виде жидкости или газа, т. е.в однофазном состоянии. Наличие воды в сжиженных газах приводит к образованию кристаллогидратов в трубопроводах. Гидраты, образуемые водой и сжиженными газами, характеризуются высокой прочностью, при нагревании разлагаются, но крайне медленно. Гидратные пробки сосредотачиваются в небольшом объеме, быстро перекрывая все сечение трубопровода. Основной способ борьбы с гидратами — предупреждение их образования. Это осуществляется осушкой газов или вводом антигидратных реагентов. Для этой цели применяют метанол. Подача метанола, 0,1–0,25 % от объема перекачиваемого продукта, в трубопровод осуществляется при помощи дозировочных насосов.

Основными параметрами магистрального трубопровода являются: диаметр трубопровода, давление, развиваемое перекачивающими станциями, число перекачивающих станций. Необходимость расширения продуктопроводной системы в России обусловлена следующими факторами.
Ограниченная пропускная способностьжелезнодорожных и морских терминалов, которая оценивается в 15–16 млн т в год.
Если в качестве наиболее высоколиквидного экспортного товара рассматривать СУГ, то можно отметить, что на основном рынке сбыта российского СУГ — в странах ЕС — отмечается высокая конкуренция, как со стороны внутренних производителей, так и со стороны стран Ближнего Востока и Северной Африки. По прогнозам экспертов, к 2030 году суммарный прирост объемов производства в этих регионах составит до 50 млн т, при этом потребление в ЕС ежегодно будет увеличиваться не более чем на 4–5 млн т/год. Таким образом, отечественным производителям сжиженных газов и нафты нужно искать возможности использования сырья внутри страны.

Наличие в значительных объемах относительно дешевого сырья, прежде всего ШФЛУ Западной Сибири, диктует необходимость транспортировки и переработки его в основныхрегионах-потребителях, расположенных, в частности, в европейской части страны.

Экспорт или переработка?
Для сырьевого обеспечения российской нефтегазохимии «Планом до 2030 года» предлагается пять крупных проектов, при этом у каждого из них имеются как сторонники, так и противники. Первые два предложены Татарстаном и Башкирией:
строительство ШФЛУ-провода «Западная Сибирь — Урал — Поволжье». Инициатором проекта выступают правительства двух республик;
проект транспортировки этаносодержащего газа валанжинских горизонтов Уренгойского и Ямбургского месторождений «Газпрома» и переработки на территории Татарстана. Проект былразработан еще в прошлом веке, его обсуждение возобновилось по иници-ативе Минэнерго.

Третий проект — «ТрансВалГаз», предполагающий использование жирного газа, добываемого «Газпромом» и независимыми компаниями, его транспортировку и выделение из него жидких фракций на ГПЗ в районе Череповца. Затем жидкие фракции будут транспортироваться на побережье Балтийского моря в Усть-Луге. Инициаторы — «Сибур» и «Газпром».

Четвертый проект — «Хорда», предусматривает транспортировку ШФЛУ из Западной Сибири до побережья Балтийского моря и его промежуточную переработку в Усть-Луге. Оба балтийских проекта ориентированы на экспорт газа.

Пятый проект — строительство трубопровода Южный Балык — Тобольск в Западной Сибири для поставок ШФЛУ на «Тобольск-Нефтехим».

По некоторым данным, озвученным, в частности, на встречах руководителей «Сибура» с главами регионов-потребителей, в связи с изменившейся конъюнктурой европейского рынка и по некоторым другим причинам «Сибур» более не планирует развивать проекты «ТрансВалГаз» и «Хорда».

Валанжинский проект в случае его реализации не гарантирует конкурентных цен на сырье предприятиям-потребителям, ведь труботранспортная система в нем по определению будет принадлежать «Газпрому». А значит, велик риск повторения коллизии «Оренбург-Казаньоргсинтез». Принадлежащий «Газпрому» «Оренбургский гелиевый завод» поставляет сырье на «КОС» по монопольной цене примерно в 2,5 раза выше мировой и Федеральная антимонопольная служба, как часто бывает в подобных случаях, молчит. Кроме того, валанжинский проект, в отличие от проекта «ЗСУП», никак не позволяет решить вопрос с обеспечением Башкирии, Пермской, Саратовской и Нижегородской областей сырьем.

Интенсивно ведутся проектные работы по строительству продуктопровода Южный Балык — Тобольск, чья задача — обеспечить сырьем растущие мощности «Сибура» в Тобольске. Наиболее масштабным, востребованным и ни в какой части не реализованным остается проект «Западная Сибирь-Урал-Поволжье» («ЗСУП»).

За «ЗСУП»
Урало-Поволжский регион является ведущим в России по производству этилена и пропилена. Загрузка существующих мощностей сегодня в целом по региону находится на уровне 70 %. На ОАО «Нижнекамскнефтехим» в 2010 году она составила всего 55%, в ОАО «Казаньоргсинтез» — 64%, на Газпром нефтехим Салавате» — 58%.

Строительство продуктопровода ШФЛУ в районы Урало-Поволжья из района Сургута позволит загрузить сырьем действующие производства и реализовать новые проекты ЭП-1000 в Салавате и Нижнекамске. Суммарная потребность в ШФЛУ этих установок оценивается в 5 млн т в год. Проектная мощность по сырью четырех центральных газофракционирующих установок (ЦГФУ), установленных на нефтехимических предприятиях, в настоящее время составляет 7,5 млн т.

Загрузка ЦГФУ, исходя из распределения ресурсов ШФЛУ нефтестабилизации, ШФЛУ газо- и нефтепереработки, в 2010–2030 гг. приведена в таблице 4. В 2010 году на ЦГФУ европейской части РФ было переработано более 1,9 млн т сырья. Использование мощностей ЦГФУ Урало-Поволжья в 2010–2015
годах составит 43,5%, то есть недозагрузка составляет — 2542 тыс. т в год. Таким образом, производство синтетического каучука и пиролизные мощности предприятий региона испытывают дефицит индивидуальных углеводородов (изобутановой, изопентановой, пентановой и пропан-бутановой фракций). При консервации данного положения местная ресурсная база этих отраслей за 2015–2020 годы сократится в 2 раза. Для их сохранения и обеспечения сырьем потребуется поставка индивидуальных углеводородов от 2,5 до 4,0 млн т, например, из Тобольска по железной дороге, что, как было показано выше, упирается в отсутствие достаточной пропускной способности РЖД.

С учетом планов «Сибура», основной объем ШФЛУ Западной Сибири (до 10 млн т) будет переработан в Тобольске, в том числе 6,0 млн т на ЦГФУ Тобольска и 3,0 млн т на этиленовом комплексе. Остальные объемы ШФЛУ до 5,5 млн т холдинг планировал транспортировать по проекту «Хорда» на Балтийский ГХК (Усть-Луга). Таким образом, значительные объемы ШФЛУ предназначены для отправки на внешние рынки, а не для переработки внутри страны.

Если сегодня мощности ЦГФУ Урало-Поволжья загружены на 43,5%, то загрузка по ПНГ газоперерабатывающих заводов Урало-Поволжья составляет не более 38%. В этой связи имеющиеся мощности ГФУ Миннибаевского, Туймазинского, Шкаповского ГПЗ (без учета мощностей Пермского ГПЗ и привозного сырья) загружены только на 41%, то есть резерв мощностей ГФУ составляет около 674 тыс. т. Кроме того, на Миннибаевском ГПЗ из-за отсутствия сырья не завершено строительство второго блока ГФУ–2 мощностью 300 тыс. т в год. Таким образом, минимальная суммарная потребность ГФУ в ШФЛУ составляет около 1,0 млн т в год.

В программе Минэнерго РФ предусмотрено строительство этиленовых комплексов в Салавате и Нижнекам ске.С целью создания конкурентоспособных,крупнотоннажных этиленовых производств в России (как делается в Саудовской Аравии), при наличии огромных ресурсов легкого углеводородного сырья (ШФЛУ, этансодержащие газы) в Западной Сибири новые этиленовые производства необходимо максимально ориентировать на использование ШФЛУ, этана.

При этом в структуре пиролизного сырья будут учтены и местные ресурсы прямогонного бензина (нафты). Потребность в сырье двух ЭП-1000 в УВС составляет около 6 млн т в год. Предварительные расчеты показывают, что для ЭП-1000 в Нижнекамске в структуре сырья доля прямогонного бензина с учетом нафты и сжиженных газов ОАО «Танеко» мощностью 7 млн т по нефти составит 1,5 млн т, а остальные 1,5 млн т должны удовлетворяться за счет поставок ШФЛУ из Западной Сибири. В структуре сырья ЭП-1000 в Салавате с учетом поставок сырья (ШФЛУ) с Оренбургского газового комплекса и нафты собственных НПЗ, потребность в ШФЛУ из Западной Сибири составит 1,5–2,0 млн т в год. Таким образом, исходя из баланса производства и потребления углеводородного сырья, на дозагрузку мощностей газофракционирования и обеспечение сырьем этиленовых комплексов в ШФЛУ требуется более 7 млн т.

Представленные объемы потребления ШФЛУ Западной Сибири в европейской части РФ являются минимальными, объемы по заявкам предприятий составляют 8–9 млн т. Однако, исходя из баланса распределения ШФЛУ Западной Сибири, более оптимальным представляется вариант поставки ШФЛУ в объеме 7 млн т.

Жирные запасы
Весьма привлекательны является вариант использования ресурсов этана и ШФЛУ, содержащихся в газах валанжинских залежей, добыча которых может составить к 2030 году 145–175 млрд куб. м в год. Наиболее крупными месторождениями являются: Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Северо-Уренгойское. В настоящее время среднее объемное содержание отдельных компонентов в газах Надым-Пуртазовской НГО составляет: этана —
6,38%, пропана — 2,45% и бутана —1,03%. Причем содержание компонентов в газе имеет тенденцию к увеличению, и к 2030 году содержание этана составит 6,46%, пропана — 2,55%, бутана — 1,05%.

Выделение из автономного потока валанжинского газа, который можно направить в район Казани, позволило бы обеспечить полную загрузку существующих этилен-пропиленовых (ЭП) и этиленовых мощностей, работающих на этане. Необходимо учитывать, что положительное решение о строительстве продуктопровода ШФЛУ обеспечит загрузку существующих мощностей ЦГФУ, но не снимет полностью проблему замены нефтяного сырья на пиролизных мощностях Урало-Поволжья. Практически будет только решена проблема с загрузкой ЦГФУ, имевшая место в 1988 году.

С учетом приведенных выше прогнозов и корректив к ним, экспертами ОАО «Татнефтехиминвест-Холдинг» выполнена оценка объемов замещения традиционного нефтяного сырья газовым углеводородным сырьем.

При этом для ОАО «Казаньоргсинтез» речь идет даже не о замене, а о дополнительных поставках этана для обеспечения полной загрузки этиленовых установок. Для мощностей в Нижнекамске и Салавате нижний уровень оценок ориентирован на дополнительные поставки ШФЛУ с целью обеспечения полной загрузки,а верхний уровень рассчитан на практически полную замену на установках типа ЭП прямогонного бензина на ШФЛУ.

Такая замена технически является вполне реальной. При определении необходимых объемов поставок ШФЛУ для полного замещения сырья был принят расходный коэффициент по сырью для варианта перевода установок на ШФЛУ, равный 2,5 на тонну производимого этилена. С технической точки зрения, реализация глубокой переработки газа с извлечением этана возможна. В настоящее время процессы глубокого извлечения этана и жидких углеводородов из природных газов хорошо изучены и широко применяются в мировой практике, главным образом — в США и Канаде. Так, в США на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) вырабатывается около 4 млн т этана и 13 млн т сжиженных газов, а число ГПЗ и отдельных установок превышает 860.

При этом промысловую и заводскую подготовку или переработку газа не различают. Имеется практический опыт эксплуатации газоперерабатывающих установок и на некоторых российских заводах. В настоящее время наиболее экономичной считается технология выделения этана из природных газов методом низкотемпературной конденсации с охлаждением газа в турбодетандерах (ТДА). При использовании такой технологии степень извлечения этана составляет 70–80%, пропана — 95%, бутанов — 98%. Соответствующее оборудование может быть произведенороссийскими производителями.

Таким образом, ресурсы этансодержащих газов (валанжинских залежей), до 175 млрд куб. м в год, могут позволить реализацию как проекта «ТрансВалГаз», так и обеспечение сырьем предприятий ПФО. Расчеты СО РАН показывают, что прогнозируемые объемы добычи жирного газа достаточны для создания крупнейшего в мире нефтехимического кластера. Следует рассматривать в гармоничном сочетании целесообразность развития трех крупных нефтехимических кластеров и соответственно необходимые системы транспорта к ним этана и ШФЛУ. Крупные нефтехимические кластеры на западносибирском сырье: Западно-Сибирский, Приволжский, Северо-Западный.

Оргвыводы
Россия находится во второй десятке мирового рейтинга по объемам производства основных видов газонефтехимической продукции. Потребность во многих полимерах удовлетворяется за счет импорта. Спрос на внутреннем рынке продолжает расти и к 2030 году может увеличиться практически в четыре раза, по сравнению с уровнем 2010 года. С текущим уровнем ВВП на душу населения Россия должна потреблять в 1,5–3 раза больше пластиков, чем в настоящее время.

Географически основные сырьевые запасы для нефтегазохимии сосредоточены в Западной Сибири, а перерабатывающие мощности в Урало-Поволжье, поэтому наиболее оптимальный вариант решения вопроса обеспечения сырьем потребителей — строительство продуктопроводов. Кроме того, необходимость расширения продуктопроводной системы в России обусловлена ограниченными экспортными возможностями с учетом имеющейся суммарной пропускной способности железнодорожных и морских терминалов. Не стоит забывать и о нарастающей конкуренции на традиционных экспортных рынках СУГ. Строительство продуктопроводов — это масштабные проекты, которые необходимо решать с участием правительства России.

При текущем состоянии дел загрузка мощностей ЦГФУ сырьем предприятий Урало-Поволжья до 2030 года снизится до 22–28%, загрузка мощностей ГФУ ГПЗ за счет местных источников сырья соответственно снизится до 19,6–20,5%. Единственным вариантом восполнения сырьевой базы предприятий Урало-Поволжья на перспективу могут стать поставки ШФЛУ и переработка этаносодержащих газов из Западной Сибири. Исходя из балансов производства и потребления ШФЛУ, нестабильного бензина, рефлюксов нефтепереработки и других видов сырья, текущая потребность в ШФЛУ составит 4 млн т в год, а с учетом строительства новых этиленовых комплексов и новых блоков ГФУ максимальная потребность к 2030 году (по заявкам предприятий) может составить около 8–9 млн т в год. Суммарные балансы производства ШФЛУ в Западной Сибири оцениваются на уровне 13–14 млн т до 2030 года. Технико-экономическое обоснование инвестиций в строительство продуктопровода Сургут — Урал-Поволжье, выполненное ранее компанией ОАО «Интеринвестпроект», показало эффективность данного проекта, обеспечивающего снижение расходов на транспорт на 25% по сравнению с железнодорожными перевозками.

В связи с постепенным исчерпанием запасов сухого метанового газа (сеноманского) перед газовой промышленностью Западной Сибири встает задача ввода в разработку валанжинских залежей жирного конденсатного газа в Надым-Пурском междуречье. И по самым осторожным оценкам к 2020 году в Западной Сибири годовая добыча жирного конденсатного газа будет составлять 145–175 млрд куб. м в год. При этом фактическая мощность газоперерабатывающих заводов по попутному газу составляет всего 22 млрд куб. м в год. Таким образом, одновременно с вводом в разработку газоконденсатных месторождений в синхронизированном режиме должны быть созданы огромные мощности по переработке валанжинских этансодержащих газов. Имеющиеся резервы валанжинских залежей позволят удовлетворить потребности экспортных проектов в Северо-Западном регионе (г. Череповец, проект «ТранВалГаз») и Приволжском (г. Альметьевск, проект Республики Татарстан).

Для создания газоперерабатывающей и нефтехимической промышленности, развития транспортной и другой инфраструктуры необходима государственная программа, рассчитанная на десятилетия вперед, с созданием крупных нефтехимических кластеров на углеводородном сырье Западной Сибири, обеспечивающая устойчивую поставку дешевого сырья для каждого из них: Западно-Сибирский, Приволжский (Уфимско-Казанский), Северо-Западный.

Реализация крупномасштабных газоперерабатывающих и нефтехимических комплексов невозможна без постоянного и последовательного государственного регулирования и государственной поддержки. Устойчивое развитие на базе западно-сибирского сырья нефтехимических кластеров обеспечит новый этап подъема экономики России, диверсификацию и переход на инновационный путь экономики Западной Сибири и регионов-импортеров сырья для нефтехимии.

Сергей Ким