Вернуться к Оглавлению

К уникальным месторождениям Восточной Сибири (рисунок 14.1) относятся Ковыктинское ГКМ, Собинско-Пайгинское НГКМ и Юрубчено-Тохомское НГКМ. Наибольшими запасами газа и нефти дальневосточных месторождений обладают Чаяндинское НГКМ и Талаканское НГКМ. Ряд из указанных месторождений (Ковыктинское ГКМ, Собинско-Пайгинское НГКМ, Юрубчено-Тохомское НГКМ и Чаяндинское НГКМ) относятся к гелиеносным. Содержание гелия в газах этих месторождений составляет 0,1-0,6 %, что на порядок выше, чем в газе Оренбургского НГКМ. Состав газа Собинско-Пайгинского НГКМ месторождения отличается от состава газов других Восточно-Сибирских месторождений в части повышенного содержания азота.

Рисунок 14.1 — Схема расположения месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

Освоение месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока должно рассматриваться комплексно с созданием новых перерабатывающих предприятий по подготовке газа к транспорту, извлечению из него гелия, СУГ и более тяжелых углеводородов. В дальнейшем с целью повышения эффективности использования добываемого углеводородного сырья целесообразно рассмотреть возможность организации производств на базе добываемого газа по выпуску синтетической углеводородной продукции.

Чаяндинское НГКМ, Ковыктинское ГКМ и Юрубчено-Тохомское НГКМ месторождения являются базовыми месторождениям для развития российской нефте-газохимии. Отнесение базовых месторождений Программы к особой категории — федеральному фонду месторождений для развития нефте-газохимии осуществлялось с учетом следующих требований:

•-      величина запасов газа, обеспечивающая его подачу на переработку на ГПЗ и ГХК в течение 20- 25 и более лет;

•-      расположение месторождений в зонах действия газопроводов, обеспечивающих работу ГПЗ и ГХК;

•-      высокое содержание в газе этана и более тяжелых углеводородов.

Разведанные запасы газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют рассматривать различные варианты их освоения и создания систем газоснабжения. В настоящее время разработаны 3 варианта добычи, переработки и реализации углеводородного сырья месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока: «Запад», «Центр» и «Восток». Рассматриваемые варианты отличаются маршрутами транспортировки и подачи газа:

•-      внутренним потребителям;

•-      на экспорт

•-      на газохимические комплексы; 

•-      в действующую ЕСГ России.

Учитывая то, что месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока (Ковыктинское, Юрубчено-Тохомское, Чаяндинское и др.) относятся как к гелийсодержащим, так и этансодержащим, целесообразно создать сеть новых ГПЗ, на которых должна быть применена криогенная технология извлечения целевых компонентов. Схема размещения новых ГПЗ приведена на рисунке 14.2. Размещение перерабатывающих объектов осуществлялось с учетом имеющихся систем реализации и потребления продукции, систем электроснабжения, наличия соляных пластов (для обеспечения долгосрочного хранения гелиевых концентратов) и т.п.

Рисунок 14.2 — Ожидаемая схема размещения новых объектов по переработке газа

В настоящее время предполагается, что добываемые с месторождений флюиды предварительно будут подвергаться сепарации с получением газа сепарации и обезвоженной нестабильной нефтегазоконденсатной смеси, которые будут направлены на вновь создаваемые ГПЗ для дальнейшей подготовки к транспорту и переработки. На ГПЗ из поступающего углеводородного сырья должны быть выделены гелиевый концентрат, жидкий гелий, этановая фракция, ПБТ, стабильная нефтегазоконденсатная смесь, а также, при необходимости, азот (для обеспечения требуемой калорийности газа и использования его в качестве сырья для НГХК).

На базе добываемого углеводородного сырья могут быть созданы четыре  новых газоперерабатывающих предприятия, в т.ч.: ГПЗ в Красноярском крае на базе группы Юрубчено-Тохомского НГКМ и Собинско-Пайгинского НГКМ месторождений и других перспективных объектов Красноярского края; ГПЗ в Иркутской области на базе Ковыктинского месторождения и перспективных объектов Иркутской области; ГПЗ в Республике Саха (Якутия) на базе месторождений Чаяндинского НГКМ, ГПЗ в Хабаровском крае на базе месторождений о. Сахалин. При создании ГПЗ в Республике Саха (Якутия) (г. Ленск) необходимо строительство железной дороги.

На рисунке 14.3 приведена предполагаемая блок-схема одной технологической линии ГПЗ комплексной переработки гелийсодержащего газа. Применительно к ГПЗ в Красноярском крае в эту схему может быть добавлен блок извлечения азота.

Рисунок 14.3 — Блок-схема технологической линии комплексной переработки гелийсодержащего газа

Ниже в таблицах 14.1-14.5 представлены ожидаемые потоки товарной продукции, получаемые с планируемых к вводу ГПЗ по подвариантам разработки месторождений. При расчете количества продукции после ГПЗ учитывались объемы добычи газа по годам, а также ожидаемые показатели состава газов сепарации после установок комплексной подготовки газа, расположенных на промыслах и после установок сепарации нефти. Кроме того, в расчетах принимались следующие (практически обоснованные) коэффициенты извлечения из газа компонентов, %: гелий-95, водород-90, этан-85, ПБТ-98, С5+~100. Состав гелиевого концентрата был принят по аналогии с производимым на ОГЗ: гелий + водород — 85% об., азот -15% об.

Объем заложенного производства на ГПЗ товарной продукции — жидкого гелия принят на уровне соответствующего его потребности на рынке. Остальной объем извлекаемого гелия в виде гелиевого концентрата предполагается закачивать в подземные хранилища гелия для его долгосрочного хранения.

Таблица 14.1 — Ожидаемая общая продукция  ГПЗ — Вариант без ЕСГ (целевой)

(вариант — «Восток»)

(вариант — «Запад»)

(вариант — «Центр»)

Таблица 14.2 — Ожидаемая общая продукция ГПЗ — Вариант без ЕСГ (интенсивный)

(вариант — «Восток»)

(вариант — «Запад»)

(вариант — «Центр»)

Таблица 14.3 — Ожидаемая общая продукция  ГПЗ — Вариант с ЕСГ (целевой)

(вариант — «Восток»)

(вариант — «Запад»)

(вариант — «Центр»)

Таблица 14.4 — Ожидаемая общая продукция  ГПЗ — Вариант с ЕСГ (интенсивный)

(вариант — «Восток»)

(вариант — «Запад»)

(вариант — «Центр»)

Таблица 14.5 — Ожидаемая общая продукция  ГПЗ — Вариант — 50

(вариант — «Восток»)

(вариант — «Запад»)

(вариант — «Центр»)

Отметим, что весь объем добываемого газа и конденсата перерабатывается на ГПЗ с извлечением компонентов С₂₊ и С₃₊ на ГПЗ в Республике Саха (Якутия), на ГПЗ в Красноярском крае и ГПЗ в Иркутской области.

Как отмечалось выше, на базе товарной продукции (сухой газ, этановая фракция, ПБТ, стабильная НГКС) получаемой на ГПЗ, могут быть созданы новые газохимические комплексы или расширены существующие мощности, расположение которых также представлено на рисунке 14.2.

На данной стадии предполагается, что из газа о. Сахалин, поступающего на сжижение, будет выделяться ШФЛУ, которая будет использована для регулирования калорийности СПГ или реализована в качестве самостоятельного продукта. Другую часть природного газа, добываемого на о. Сахалин, и реализуемую по газопроводу, предполагается перерабатывать на ГПЗ в Хабаровском крае. На данной стадии предполагается, что из перерабатываемого на ГПЗ в Хабаровском крае газа будут выделяться пентан — гексановая фракция, сжиженные углеводородные газы  и этановая фракция.

Анализ текущего состояния спроса и предложения нефтегазохимической продукции на внутреннем и мировом рынках свидетельствует о следующем:

•-      в настоящее время страны ближневосточного региона имеют ярко выраженную экспортную ориентацию на рынки АТР;

•-      в результате развития нефтехимической промышленности в регионе Ближнего Востока и стран АТР, центр мирового нефтехимического рынка смещается с Запада на Восток. Этому способствует наличие в регионе дешевого нефтехимического сырья, дешевой рабочей силы, современных технологий и быстрого роста спроса на продукты нефтехимии в Азии. Западные нефтехимические производители находятся на спаде, вызванном нехваткой дешевого сырья, медленным ростом производительности и дороговизной рабочей силы;

•-      в результате активного расширения мощностей по выпуску нефтехимической продукции в странах Ближневосточного и Азиатско-Тихоокеанского регионов промышленно развитые страны утратят лидерство в выработке данной продукции: по оценке западных экспертов их доля в мировых мощностях в ближайшие годы составит не более 40%;

•-      в настоящее время во внешнем торговом обороте  российской химической и нефтехимической продукции основными товарными продуктами являются минеральные удобрения, термопласты, синтетические каучуки, аммиак;

•-      потребность химического комплекса России в углеводородном сырье может увеличиться к 2030 г. в 3,5 раза по сравнению с 2005 г. При этом более интенсивно будет возрастать потребность в этане (в 6,7 раза), менее интенсивно — потребность в ШФЛУ и изо- пентане (в 4,8 и 1,8 раза соответственно), спрос на прямогонные бензиновые фракции и сжиженные газы увеличится в 3,4 и 4,4 раза соответственно;

•-      в связи со значительной конкуренцией со стороны  стран Ближневосточного региона и наличием собственных мощностей (в Китае, Республике Корея и Японии), относительно высокой стоимостью сырья, высокими транспортными затратами можно ожидать, что для расширения экспорта нефтегазохимической продукции из ВС и ДВ в период до 2030 гг. потребуется проведение специальных мероприятий по продвижению товарной продукции на мировой рынок.

Выполненная оценка спроса на планируемую продукцию с предприятий ВС и ДВ свидетельствует о том, что основной дефицит вышеуказанной продукции на внутреннем и внешнем рынках будет наблюдаться после 2015 г.

В качестве примера на рисунках 14.4-14.7 представлены ожидаемые показатели производства и потребления основных видов нефтегазохимической продукции (без ввода новых мощностей) таких, как полиэтилен, метанол и т.п.

Рисунок 14.4 — Баланс производства и потребления полиэтилена (ПЭНП, ПЭВП, ЛПЭНП)

Рисунок 14.5 — Баланс производства и потребления ПВХ и сополимеров ВХ

Рисунок 14.6 — Баланс производства и потребления карбамида

Рисунок 14.7 — Баланс производства и потребления метанола

На основании выполненного анализа спроса  и предложений на нефтегазохимическую продукцию на планируемых мощностях в ВС и ДВ был рекомендован к выпуску ассортимент, представленный в таблице 14.6

Таблица 14.6 — Рекомендованная к выпуску нефтегазохимическая продукция на планируемых мощностях в ВС и ДВ

Предполагается, что продукция ГПЗ и НГХК будет использована в основном для нужд Российской Федерации или частично экспортирована в страны АТР. Сроки ввода новых мощностей НГХК определеныс учетом объемов добычи сырья и ожидаемой потребностью в нефтегазохимической продукции. Ожидаемые суммарные мощности и сроки ввода на планируемых производствах в ВС и ДВ по подвариантам разработки месторождений представлены в таблице 14.7

В таблицах 14.8-14.12 представлены ожидаемые потоки товарной продукции, получаемые с планируемых к вводу производств НГХК по подвариантам разработки месторождений ВС и ДВ. Ожидаемое размещение мощностей ГПЗ и НГХК в зависимости от варианта маршрута транспортировки и подачи газа потребителям представлено в таблице 14.13.

Таблица 14.7 — Суммарные мощности и сроки ввода на планируемых производствах в ВС и ДВ по подвариантам разработки месторождений (вариант «Восток»)

При организации переработки добываемого углеводородного сырья месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока по «интенсивным» вариантам  планируется создание газохимических комплексов в Красноярском крае, в Республике Саха (Якутия), а также реконструкция Ангарского и Саянского НХК с целью увеличения выпуска высоколиквидной продукции. Для удовлетворения нужд газохимии предусмотрена подача сухого газа в объеме 13,6 млрд. м³, в том числе: 3 млрд. м³ на НГХК в Красноярском крае с 2017 г., 3,6 млрд. м³ на НХК в Иркутской области — с 2018 г., 7 млрд. м³ на НГХК в Республике Саха (Якутия) с 2020 г.

В период с 2010-2030 гг. может быть получено до 70 млн. т. сжиженных углеводородных газов, до 80 млн. т. стабильной НГКС и до 4,5 млрд. м³ гелия.

Таблица 14.8 — Ожидаемый общий поток продукции с планируемых ГПЗ и НГХК — Вариант без ЕСГ (целевой)

Таблица 14.9 — Ожидаемый общий поток продукции с планируемых ГПЗ и НГХК — Вариант без ЕСГ (интенсивный)

Таблица 14.10 — Ожидаемый общий поток продукции с планируемых ГПЗ и НГХК — Вариант с ЕСГ (целевой)

Таблица 14.11 — Ожидаемый общий поток продукции с планируемых ГПЗ и НГХК — Вариант с ЕСГ (интенсивный)

Таблица 14.12 — Ожидаемый общий поток продукции с планируемых ГПЗ и НГХК — Вариант — 50

Вернуться к Оглавлению