Нефтегаз Дальнего Востока: Старая отрасль с новым подходом

Согласно государственной стратегии к 2030 году в России должно появиться шесть нефтегазохимических кластеров, что позволит более чем в два раза увеличить собственное производство пластиков и заменить ими импортную продукцию. На очереди проект «Газпрома», который планирует совместно с партнерами построить в крае и газохимический завод.

Россию упрекают в том, что она сырьевая страна. «Сырьевая не потому, что добываем много нефти и газа, – поясняет научный руководитель Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, академик Алексей КОНТОРОВИЧ, – а потому что мы продаем их, не перерабатывая и не получая таким образом добавленную стоимость».

Ключевая структурная проблема российской нефтегазохимической отрасли – в дефиците мощностей для производства мономеров. Отечественных нефтехимических предприятий мало, все они достаточно мелкие, имеют изношенные фонды и не справляются с предельным уровнем загрузки. Кроме того, определенные ограничения по транспортировке и экспорту нефтегазохимического сырья накладывает неразвитая инфраструктура, что наряду с другими негативными факторами препятствует притоку капитала в отрасль. Выход для отрасли был найден через использование в ее подъеме кластерного подхода. По мнению экспертов, создание в стране шести нефтегазохимических кластеров, в том числе Дальневосточного, позволит добиться сокращения затрат на логистику сырья и сбыт готовой продукции, экономии капитальных и операционных затрат. Кластерное производство базовых мономеров успешно развивается во всем мире, и, как доказала практика, весьма эффективно. Помимо перечисленных преимуществ кластерного подхода в организации отрасли объединенные в нем предприятия не будут создавать друг для друга дополнительной конкуренции на внутреннем рынке.

Но понять преимущества кластерного подхода и заявить о создании в стране нефтегазохимических кластеров – еще не все. Важно правильно распределить производственные мощности по пути преобразования сырья в конечную продукцию. В частности, для Дальневосточного кластера проблема заключается в территориальной удаленности сырьевой базы от портов.

Дальневосточный кластер планируется развивать на основе сырьевой базы южной Якутии, частично с вовлечением сырья из месторождений Восточной Сибири. Если ориентировать кластер на переработку нафты, то с завершением строительства ВСТО проблему доставки сырья на юг Приморья можно считать решенной. Но Россия в АТР имеет соглашения о поставках трубопроводного и сжиженного газа, подразумевая разработку Южно-Якутских месторождений. Кроме того, уже в недалеком будущем не нефть, а газ может стать в России основой нефтегазохимической отрасли. Трудно поверить, но страна стоит на грани исчерпания своих нефтяных запасов. Такое мнение складывается у экспертов на основе мониторинга уровня добычи и восполнения запасов нефти. И оно прозвучало во Владивостоке на майской конференции «Развитие нефтегазохимического кластера в Приморском крае» из уст Алексея Конторовича, который является председателем научного совета Академии наук по вопросам геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений.

– Добыча нефти в стране будет неизбежно падать, пятый год падает добыча нефти в Ханты-Мансийске. Это очень тревожный сигнал. Мы не увидели это только потому, что в Восточной Сибири «Роснефтью» недавно запущено гигантское Ванкорское месторождение. Есть еще несколько крупных месторождений, но и их ввод не покроет падения добычи нефти в Западной Сибири, второго такого региона у нас нет!

К примеру, компенсировать падение нефтедобычи можно, во-первых, повышением коэффициента нефтеотдачи месторождений, что дорогое удовольствие. Во-вторых, увеличением глубины переработки нефти. И в-третьих, заменить в нефтегазохимии нафту на этан и пропан-бутановую фракции природного газа. На сегодня в мире самый дешевый полиэтилен делается в Катаре, потому что производится из этана. По той же причине полиэтилен, произведенный в Северной Америке на базе этана, на 30-40% дешевле, чем на базе нафты. Подсчитано, что с 2007 по 2011 годы Россия потребляла примерно 0,5 млн тонн этана. При этом в одной только Западной Сибири ежегодно сжигалось на электростанциях или в факелах до 5-7 млн т этана, что соответствует годовой потребности всей экономики США.

– Вот наш огромный резерв, – констатирует Конторович, – а между тем нефтехимию снова ориентируют на нафту, а не на этан и широкую фракцию углеводорода (ШФУ). Я буду по этому поводу писать записку в соответствующие компании и предлагать им альтернативные нефти решения. Нефтехимия ориентируется на нафту там, где нет своего газа. У нас он есть. Это первое, и второе – на экспорт нужно отправлять только энергетический газ после выделения из природного газа всех полезных компонентов. Если мы дадим на экспорт природный газ, то в 30 км от нашей границы будут созданы предприятия, которые грамотно его переработают, а потом продадут нам по дорогой цене.

Первой под разработку встанет Чаянда

Таким образом, дискуссия о том, каким быть Дальневосточному нефтегазохимическому кластеру и на какое сырье ориентироваться, еще не завершена. Есть только определенность с проектом «Роснефти» по строительству под Находкой нефтехимического завода. По словам Игоря ЗУГА, генерального директора ОАО «Омскнефтехимпроект», занимающегося проектированием завода, он станет крупнейшим в мире аналогичным производством, с высочайшим уровнем управления рисками, в том числе экологическими. Над проектом уже сейчас работает около 3 тыс. чел., в т. ч. из Кореи, Франции, Японии. В нем будет использовано все лучшее, что придумано в этой области в мире, обещает Игорь Зуга.

Досье «ДК»

Запасы Чаяндинского месторождения по категории С1+С2 составляют 1,24 трлн куб. м газа, 68,4 млн т нефти и конденсата. В г. Ленске создан филиал ООО «Газпром добыча Ноябрьск» – Чаяндинское нефтегазопромысловое управление, которому поручено обустройство и разработка месторождения. Перспективные и прогнозные ресурсы газа Якутии оцениваются в 10,4 трлн куб. м.

Что касается газохимии, то «Газпром» уже в 2016 году обещает начать добычу газа на Чаяндинском месторождении в Южной Якутии. Осталось четыре года. Между тем серьезное опасение у экспертов вызывает тот факт, что к этому времени не будут готовы ни инфраструктура переработки природного газа, ни инфраструктура транспортировки. В 2012 году «Газпром» собирается приступить к строительству ГТС «Якутия – Хабаровск – Владивосток». С учетом выбранной трассы вдоль трубопроводной системы ВСТО ее строительство не должно затянуться, но что в ней будет прокачиваться?

По мнению академика Конторовича, важно к началу добычи иметь готовую инфраструктуру. Природный газ Чаяндинского месторождения нельзя подавать в трубу без предварительной переработки. Газ имеет сложный компонентный состав, его еще называют «жирный», и содержит этан, пропан, бутан, гелий, метан. В газпромовский газопровод могут подаваться только этан и метан. Нельзя допустить, чтобы оставшиеся газы «немножко посжигать», как предлагают некоторые, беспокоится ученый.

– Кластер – это системно увязанная группа предприятий. Мы должны сначала создать переработку, а это целая отрасль промышленности, построить систему газопроводов и продуктопроводов, т. е. транспортную инфраструктуру, создать хранилища для гелия. И только с созданием этих мощностей прогнозировать уровень добычи. Потенциал таков, что к 2030 году добыча может быть доведена до 40 млрд кубометров газа в год. Это значит, что создаваемый кластер уже сейчас обеспечен сырьем на 50-60 лет.

Решить вопрос с ШФУ

Долгое время шла дискуссия, что делать с гелием. Гелий можно возить только автомобильным и водным транспортом. В 2010 году, с включением дороги «Вилюй» (Якутск – Вилюйск – Мирный – Ленск – Усть-Кут – Тулун) в список федеральных дорог вопрос его транспортировки решился. По запланированной дороге сжиженный гелий можно будет транспортироваться до портов в Приморском крае, а дальше на экспорт. И хранилища для гелия нужно строить в Якутии, так как гелий можно хранить только в соляных отложениях, а восточнее Ленска на всей территории Дальнего Востока солей больше нет.

Остается, по мнению, Конторовича, решить вопрос, как транспортировать на химпереработку широкую фракцию углеводородов, которая останется после выделения энергетических газов и гелия.

– Строить еще один трубопровод на юг экономически не оправдано, – считает академик. – Как вариант, мы предлагаем ШФУ-провод строить к БАМу до Усть-Кута. Таким образом, этот трубопровод пройдет вдоль целого ряда еще не задействованных нефтегазовых месторождений и будет собирать ШФУ как попутного газа, так и газа свободного. Далее по БАМу, который сейчас не загружен, его можно направить на восток, где развивать мощную нефтехимию. В каких субъектах конкретно – уже не принципиально.

Досье «ДК»

«Газпром» в утвержденной в 2008 году Стратегии развития газохимического и газоперерабатывающего комплексов прописал возможность создания на базе Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения ГПЗ и ГХК в Республике Саха (Якутия), завода СПГ и ГХК в Приморском крае; ГПЗ в Хабаровском крае для переработки части природного газа, который будет добываться в рамках перспективных проектов по освоению месторождений шельфа о. Сахалина.

Надежда ВОРОНЦОВА, «Дальневосточный капитал».