Михаил Гордин: Эра факелов подходит к концу

12 апреля 2007 11:48

ТНК-ВР намерена реализовать в Ханты-Мансийском автономном округе несколько проектов по переработке попутного газа. Специалисты уверены, что реализация даже одного отдельно взятого инвестиционного плана благоприятно скажется на экологической обстановке целого региона. О том, что намерены сделать в российско-британской компании, чтобы потушить в Югре газовые факела, какие из проектов принесут максимальную прибыль нынешнему поколению нефтяников, а какие – следующему, и кто стал партнером ТНК-ВР в деле реализации этих замыслов – читайте в эксклюзивном интервью корреспондента «УралПолит.Ru» с директором Департамента проектов переработки попутного газа ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» Михаилом Гординым.

Михаил Валерьевич, до сих пор значительная часть попутного газа в России просто сжигается. В это же время в мире почти весь газ с нефтяных месторождений перерабатывается на нефтехимических заводах. Специалисты говорят, что только две страны – Россия и Нигерия – буквально выбрасывают на ветер ценнейшее сырье. Поясните позицию компании ТНК-ВР по этому вопросу.

В ТНК-ВР выработана общая программа переработки попутного нефтяного газа (ПНГ). Мы не можем себе позволить работать по устаревшим моделям нефтедобычи, ведь большая часть ПНГ – это метан, который после осушки ничем не уступает обычному природному газу. Более тяжелые его составляющие (фракции ШФЛУ) являются ценным сырьём для нефтехимического производства.

В системе утилизации попутного газа особая роль отведена одному из районов Югры – Нижневартовскому. Именно здесь компания добывает больше всего ПНГ – примерно половину всех объемов. Основное месторождение ТНК-ВР – Самотлорское, расположено рядом с Нижневартовском. Чуть дальше расположены более мелкие, но не менее важные активы, которые все вместе являются основной базой нефтедобычи компании.

Все проекты, которые связаны с монетизацией попутного газа, мы разделили на три группы. Первая – это проект сбора газа и его транспортировки до мест, где он может быть переработан. Вторая группа – это проекты переработки газа. Третья – проекты полезного использования газа, когда он уже переработан.

Давайте разберемся. Можно ли говорить, что ТНК-ВР вместо того, чтобы сжигать ПНГ, в самое ближайшее время начнет строить трубопроводы и всю сопутствующую инфраструктуру: компрессорные станции и т.д. и будет отправлять попутный газ на региональные ГПЗ?

ТНК-ВР намерена в самое ближайшее время создать все условия для того, чтобы весь попутный газ шел в дело, а не сжигался в факелах. Пока же на Самотлорском месторождении мы перерабатываем до 95% ПНГ, а на севере ХМАО, на Бахиловской группе, по разным причинам этот показатель может колебаться от 15 до 100%. Есть месторождения вообще не подключенные к газопроводам. Кроме того, есть места, где проложен трубопровод, но при возросшей добыче его мощности недостаточно. Нужно строить вакуумные компрессорные станции и др. Поэтому нам первоочередные задачи известны и понятны. Необходимо протянуть трубопроводы до входов на Тюменскую, Бахиловскую и Хохряковскую компрессорные станции. Либо напрямую на заводы: Белозерный и Нижневартовский. Мы уже вышли на стадию проектирования целого ряда объектов инфраструктуры для Варьеганнефтегаза, Нижневартовского нефтедобывающего предприятия и для Самотлорнефтегаза.

Не углубляясь в детали, скажу, что на Самотлоре в некоторых местах нам предстоит решить проблемы утилизации газа концевых ступеней сепараций. Для этого нужно построить несколько вакуумных компрессорных станций, чтобы увеличить утилизацию еще на 3%, но при этом забрать там самый «жирный» газ, т.е. ПНГ, который обогащен ценными углеводородами.

Интересным проектом является Хохряковская компрессорная станция, которую строит ТНК-ВР. Там мы собираем газ, и будем подавать его в трубопроводную систему. Этот проект будет реализован до конца 2007 года. После ввода Хохряковской компрессорной станции сразу увеличатся объемы поставки газа на газоперерабатывающие предприятия региона и, безусловно, увеличится утилизация. Она дойдет до максимума: по Хохряковскому месторождению это 95 % и выше. Чуть позже тех же результатов мы добьемся на Кошильском и Пермяковском месторождениях. После этого вся группа месторождений с точки зрения утилизации ПНГ будет в норме. Общие объемы инвестиций в эти проекты могут составлять порядка 100–200 млн. долларов.

Михаил Валерьевич, вернемся к комплексу мероприятий полезного использования ПНГ, о которых вы упоминали чуть раньше. Я имею ввиду проекты переработки газа на ГПЗ.

Это так называемая «вторая группа проектов». Нашей компанией и СИБУРом еще в ноябре 2006 года учреждено специальное СП, которое поможет решить проблемы монетизации ПНГ. Я говорю об Юграгазререработке – совместном предприятии нефтяников и газопереработчиков, аналогов которому до сих пор в России не существует. Новое предприятие – важное звено в планах компании по утилизации и монетизации попутного газа. Вопрос переработки ПНГ чрезвычайно важен по двум причинам. Во-первых, сейчас российские государственные органы уделяют особое внимание выполнению всех лицензионных требований по утилизации газа. Во-вторых, выработка дополнительных объемов сухого отбензиненного газа на Нижневартовском и Белозерном ГПК обеспечит надежность поставок газа потребителям в Ханты-Мансийском округе, Томской, Новосибирской, Кемеровской областях и Алтайском крае.

Юграгазпереработка должна будет решить проблему расширения мощностей своих заводов. На сегодня нельзя сказать, что Нижневартовский и Белозерный ГПК всегда работают на пике своих возможностей, но временами мы сталкиваемся с ограничениями по приему газа. Кроме того, надо учитывать, что любая сложная техника, каковой является оборудование газоперерабатывающих заводов, требует ремонта. Именно поэтому один из важных вопросов, который должны решить руководители Юграгазпереработки, – создание в регионе избыточных мощностей, чтобы они могли без проблем принимать попутный газ и, соответственно, производить продукцию. Этот вопрос сложный как в финансовом, так и в проектном плане. Поэтому его решение будет растянуто во времени. Даже если нам выделят 200 млн. долларов, их физически невозможно быстро освоить: нужны спецподрядчики, нужно оборудование. Чтобы вы понимали: сроки поставки с заводов основных элементов переработки ПНГ – компрессоров – могут достигать 18 месяцев. Кроме этого значительное время уходит на проектирование, оно должно быть сделано с особой тщательностью, чтобы не было ошибки.

Предполагается расширение мощностей Белозерного и Нижневартовского заводов. Пока ближе всего к решению вопрос по расширению Нижневартовского ГПК, посредством восстановления масло-абсорбционной установки №3 (МАУ-3). СИБУР очень хорошо поработал над его воплощением в жизнь. Теперь мы должны принять по нему окончательное официальное решение, т.к. далее предполагаются совместные инвестиции. Совладельцы Юграгазпереработки – СИБУР и ТНК-ВР – будут на паритетных началах финансировать восстановление мощностей Нижневартовского газоперерабатывающего завода.

Другие планы расширения Юграгазпереработки существуют, но сейчас говорить о них преждевременно. Мы пока не уверены, насколько нужно будет расширять трубопроводную систему и компрессорные станции, для того чтобы транспортировать газ от месторождений до мест его переработки, это во-первых. Во-вторых, мы думаем над тем, какой из заводов, включая Варьеганский, лучше расширять. Повторюсь, скорее всего, как нам видится на этом этапе, будут расширяться и Белозерный, и Нижневартовский. Но опять же надо более детально все изучать, чтобы не ошибиться. Сроки исполнения таких проектов, особенно связанных со строительством длинных трубопроводов, 3–4 года.

Воплощение в жизнь второй группы проектов, т.е. проектов преобразования попутного нефтяного газа в полезную продукцию, позволит нам получить пригодный для продажи сухой отбензиненный газ и востребованную рынком жидкость, полученную в результате переработки.

Кому же продавать этот продукт? Произвести сухой отбензиненный газ в Нижневартовске – это полдела. Вы просчитывали, что с ним затем выгоднее делать?

Вы сейчас говорите о нашей третьей группе проектов. Я бы назвал их «проектами полезного использования». Первый наш вариант, о котором уже много пишут, – это проект участия ТНК-ВР и ОГК-1 в совместном строительстве третьего блока Нижневартовской ГРЭС. Для нас это стало бы вложением значительной доли вновь полученного сухого газа в электроэнергию, которую потом можно потребить. Насколько это дешево для компании? Все относительно. Мы надеемся, что это будет выгодно ТНК-ВР. Как минимум тем, что компания сможет надолго распланировать потребление электроэнергии по понятной цене. Риск резкого роста цен на электроэнергию у нас отпадет. Прогнозируемая цена обеспечит осуществление масштабных проектов добычи нефти. Кроме того, по нашим предварительным экономическим расчетам, это один из лучших способов превратить сухой отбензиненный газ в деньги. Этот проект не подразумевает строительство дополнительных трубопроводов, а значит, выгоден с точки зрения сроков окупаемости.

Второй вариант полезного использования сухого отбензиненного газа – расширение сети газопроводов и продажа сырья Газпрому. Сейчас оба ГПЗ, принадлежащих Юграгазпереработке, подключены к магистральному газопроводу Парабель – Кузбасс. На сегодняшний день на этом трубопроводе газовый монополист ведет активные работы по расширению и замене труб, по установке компрессорных мощностей, поэтому мы надеемся, что прием газа в трубопровод Парабель – Кузбасс будет увеличиваться.

Просчитываются варианты подключения наших ГПЗ к другой магистральной газовой трубе. Для этого необходимо построить ветку трубопровода в 120 км и выйти на магистраль Уренгой – Челябинск. Впрочем, если мы построим третий энергоблок, и расширятся мощности Парабель – Кузбасса, то, возможно, эти 120 км будут не нужны.

Известны сроки окупаемости этих проектов? В компании ТНК-ВР, по нашим сведениям, не принято оперировать сроками окупаемости, которые перешагивают границу в 5 лет. Или в этом конкретном случае все иначе?

Когда мы говорим об окупаемости переработки ПНГ, подразумевается окупаемость всего комплекса мероприятий. А это очень сложный вопрос, поскольку все проекты разные, разновременные и еще с массой альтернатив внутри. Скорее всего, до 2012 года все наши задумки будут реализованы. Окупятся ли все они к этому времени? Сейчас трудно это утверждать.

Например, как оценить, когда окупится проект полезного использования или, если так можно выразиться, проект полезного неиспользования газа, который не подразумевает ни строительства трубопроводов, ни инвестирования миллионов долларов в уже освещенные мною проекты утилизации попутного нефтяного газа? Ведь сразу после добычи ПНГ его можно просто закачать обратно в газоносные горизонты, расположенные непосредственно над залежами нефти, или, как их еще называют, газовые шапки. Газ оттуда можно будет извлечь, когда нефтеносные пласты начнут истощаться, а ситуация на рынке станет более благоприятной для внедрения проектов переработки ПНГ.

Нам предстоит еще высчитать, какую часть попутного газа имеет смысл утилизировать, перерабатывать и потом продавать. Может так оказаться, что экономически невыгодно строить дополнительную установку переработки или, допустим, газопровод до магистрали Уренгой – Челябинск. Возможно, целесообразно частично на несколько лет закачать ПНГ в «газовую шапку», чтобы потом оттуда забрать и подать в Парабель – Кузбасс или куда-то еще. Может быть, не имеет смысла наращивать мощности сейчас. А лучше закачать газ, чтобы через несколько лет спрос на сырье и на электроэнергию сам подтянулся до того уровня, когда утилизировать часть объемов газа в любом случае станет выгодно.

В ходе интервью вы неоднократно давали понять, что подобные проекты потребуют миллионных вложений в долларовом исчислении. Можно ли озвучить суммы, или это пока, что называется, «не для печати»?

Мы ничего не скрываем. Наша компания открыто говорит: разные проекты требуют разных капиталовложений, и хочется быть уверенным, что деньги ТНК-ВР будут вложены в самые выгодные из них. Мы знаем примерные объемы инвестиций. Затраты на все проекты могут превысить 500 млн. долларов. Часть средств будут проинвестированы исключительно ТНК-ВР, а часть – совместно с СИБУР в рамках СП «Юграгазпереработка»

Поиск:

УралПолит.Ru

2002 -2008 c Экспертный канал «УралПолит.Ru».

Офис центральной редакции: 620014 г. Екатеринбург, ул. Радищева 33, (3 этаж)
тел. +7 (343) 379-00-33, IСQ: 101461898
E-mail: mail@uralpolit.ru, news@uralpolit.ru
Руководитель проекта: Еремин Иван.

Размещение рекламы: тел. +7 (343) 379-00-33, ICQ: 466140237

Веб-мастер: webmaster@uralpolit.ru