Transcript Саянский ГПЗ и ГХК

Перспективные проекты сырьевого обеспечения
развития российской нефтехимии и другие
направления развития газопереработки
Газопереработка сегодня. Цель – подготовка газа к транспорту
Газпром – переработка
природного газа
Мощность – от 3 до 30 (45)
млрд.
Всего 45 (60) млрд.куб.м
Прочие – переработка
попутного газа
Мощность – от 0,1 до 7 млрд.
Всего около 32 млрд.куб.м
СИБУР около 19 млрд.куб.м
Сахалин-2 – сжижение
газа
Мощность – 14 млрд. куб.м
природного газа
1
Производство и потребление нефтехимического сырья в России
Производство нафты, млн.т
Производство СУГ, млн.тонн
20
12
10
8,6
9,2
2005
06
9,8
10,6
07
08
15
11,1
2009
Рост спроса на пластики
Млн.тонн
4
7
2010
15
12
15
20
25
18
х4,5
0
2010
22
28
25
2030
6
15
20
13
2005
06
16
16
07
08
2009
Среднедушевое потребление в
России ниже, чем в среднем
по миру:
• по полиэтилену в 2 раза
• по полипропилену в 3 раза
• по АБС-пластикам в 4 раза
2030
Дополнительная потребность в сырье (СУГ, этан и
нафта)
Млн.тонн
16
12
15
• Возможности экспорта
ограничены
• Прирост спроса на сырье
определяется приростом
спроса на продукцию
нефтехимии
2
Источники дополнительного сырья. ПНГ.
70
10
72.6
14.6
60.5
75.9
45.9
75.6
16.8
61.2
44.4
74.0
14.1
15.0
73.3
57.9
43.8
40.2
77.2
11.1
11.1
48.5
37.4
20
7.2
30
35.9
28.7
40
73.8
42.6
31.5
80.1
50
14.7
54.9
42.6
60
57.6
0
2001
2002
2003
Используется
2004
При уровне полезного использования
95%, будет дополнительно
переработано 11,5 млрд.куб.м
2005
2006
2007
Сжигается на факелах
=
2008
2,5 млн.т. ШФЛУ
2 млн.т. СУГ
В случае успешной реализации программы по доведению уровня полезного
использования ПНГ до 95% и направления всех объемов сжигаемого сейчас газа в
переработку (сейчас около 60%), прирост производства СУГ составит около 2 млн.т,
что составляет менее 10% расчетной потребности в нефтехимическом сырье
3
Источники дополнительного сырья. Природный газ
К 2020 году около 180
млрд.куб.м несеноманского газа
дополнительно к уровню 2008
года
800
700
600
Несеноманский
газ
500
=
15 млн.т. ШФЛУ
12 млн.т. СУГ
400
300
200
Переработка природного газа станет основным
фактором прироста производства СУГ в РФ
Сеноманский газ
100
2029
2030
2026
2027
2028
2024
2025
2021
2022
2023
2018
2019
2020
2016
2017
2013
2014
2015
2010
2011
2012
2008
2009
2006
2007
0
4
Развитие газопереработки - сырьевой базы нефтехимии
Балтийский ГХК
ТиманоПечорская НГП
Месторождения
ЯНАО и севера
Красноярского края
Череповецкий
ГПЗ
Уренгой
Якутский
центр
газодобычи
Сургутский ЗСК
НХК Центральной
России
Богучанский
ГПЗ/ГХК
Тобольский
НХК
Усть-Кутский
ГПЗ
Барабинский
ГПЗ
Дальневосточный
ГХК
Саянский
ГПЗ/ГХК
ГПЗ
ГХК
5
Западносибирский кластер
Планируемый
продуктопровод для
транспортировки ШФЛУ
севера Красноярского
края и ЯНАО
Продуктопровод ШФЛУ
Сургутский ЗСК – Южный
Балык – Тобольск.
Расширение до 7 млн.
тонн/год с перспективой
до 13-14 млн.т/год
Пурпе
Сургутский ЗСК
Южно-Балыкский ГПК
Потребители юга
Тюменской области
6
Развитие газопереработки - сырьевой базы нефтехимии
Балтийский ГХК
ТиманоПечорская НГП
Месторождения
ЯНАО и севера
Красноярского края
Череповецкий
ГПЗ
Уренгой
Якутский
центр
газодобычи
Сургутский ЗСК
НХК Центральной
России
Богучанский
ГПЗ/ГХК
Тобольский
НХК
Усть-Кутский
ГПЗ
Барабинский
ГПЗ
Дальневосточный
ГХК
Саянский
ГПЗ/ГХК
ГПЗ
ГХК
7
БАРАБИНСКИЙ ГПЗ
Возможные
участники проекта:
Шингинское
Q=20
млн.м3/г
30 км
Возможности:
Лугинецкое
Q=175
60 км
Урманское
• Интеграция
ресурсов
нескольких компаний
40 км
Q=284
• Повышение
эффективности
проекта за счет поставок по
длинным контрактам на ТНХ
СевероКалиновое
Q=257
Калиновое
Q=750
Параметры ГПЗ
•Объем переработки
до 1,5 млрд.м³/год
•Производство ШФЛУ
– до 300 тыс.т./год
•Срок ввода - 2017г.
102 км
Угрозы:
Верх-Тарское
• Ресурсная база
Q=90
190 км
• Высокие затраты на сбор газа
и
неконкурентоспособность
продукции
г. Барабинск
8
Развитие газопереработки - сырьевой базы нефтехимии
Балтийский ГХК
ТиманоПечорская НГП
Месторождения
ЯНАО и севера
Красноярского края
Череповецкий
ГПЗ
Уренгой
Якутский
центр
газодобычи
Сургутский ЗСК
НХК Центральной
России
Богучанский
ГПЗ/ГХК
Тобольский
НХК
Усть-Кутский
ГПЗ
Барабинский
ГПЗ
Дальневосточный
ГХК
Саянский
ГПЗ/ГХК
ГПЗ
ГХК
9
Проект ТрансВалГаз
Газовые месторождения
Газпром в Надым-ПурТазовском районе :
• Уренгойское
• Ямбургское
Разделение богатых С2+
Валанжинских газов и
бедных Сеноманских
газов
Балтийский НХК
Череповецкий ГПЗ
620 км.
Примерный состав С2+:
• Этан: 1 325 т.т.
• СУГ: 1 270 т.т.
• Нафта: 190 т.т.
• Выделение отдельного магистрального газопровода под транспортировку богатого фракциями С2+
валанжинского газа в объеме до 30 млрд.куб.м в год
• Строительство Череповецкого ГПЗ для выделения до 2,8 млн.т С2+ из газа
• Строительство продуктопровода от Череповецкого ГПЗ до порта Усть-Луга протяженностью 620 км. для
транспортировки выделенных фракций С2+
• Строительство Балтийского нефтехимического комплекса, в том числе установки фракционирования,
пиролиза и полимеризации
10
Проекты в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке
1 Усть-Кутский ГПЗ:
Сырье: природный и попутный газ
Ярактинского, Марковского и Аянского
месторождений
Срок ввода: 2014 г, зависит от сроков
строительства ГТЭС Иркутскэнерго
Владельцы сырья: Иркутская нефтяная
компания
Объемы переработки газа: 2,3 млрд.м3
2
3
4
Саянский ГХК:
Сырье: природный газ Чиканского м/р и м/р
компании Петромир
Срок ввода: 2016 г
Владельцы сырья: Газпром, Петромир
Объемы переработки газа: 4,5 млрд.м3/г
Богучанский ГПЗ:
Сырье: природный и попутный газ Собинского,
Пайгинского, Берямбинского, ЮрубченоТохомского, Оморинского, Куюмбинского
месторождений
Срок ввода: не определен, зависит от
решения по строительству газопровода СОГ до
Проскоково (>1000 км)
Владельцы сырья: Роснефть, Газпром,
Славнефть
Объемы переработки газа: 15 млрд.м3/г
Дальневосточный ГХК:
Сырье: природный газ Чаяндинской группы
месторождений
Срок ввода: 2016 г, зависит от срока
разработки месторождения и строительства
газопровода
Владельцы сырья: Газпром
Объемы переработки газа: 25 млрд.м3/г
3
Богучанский
ГПЗ/ГХК
1
Усть-Кутский
ГПЗ
Дальневосточный
ГХК
4
Саянский ГХК
2
ГПЗ
ГХК
11
Восточносибирский кластер
• Строительство газохимического комплекса в
ГПЗ в пос.Богучаны
до 1,5 млн.т. С3+
г.Саянск возможно при условии объединения
на одной площадке ресурсов легкого сырья
(этан, пропан, бутан) с нескольких ГПЗ
ГПЗ в г.Усть-Кут–
около 500 тыс.т.С3+
• Строительство
продуктопроводов
от
пос.Богучаны и г.Усть-Кут до Саянска
позволит задействовать ресурсы этана (около
1,5 млн.т.) и повысить конкурентоспособность
продукции комплекса
ГПЗ и ГХК в
г.Саянск
ГПЗ в
пос.Богучаны
Парабель –
Кузбасс
• Строительство
газоперерабатывающего
завода и газохимического комплекса в
пос.Богучаны возможно только при условии
возможности сбыта сухого газа, для чего
требуется строительство газопровода от
пос.Богучаны до врезки в газопровод
Парабель-Кузбасс для транспортировки около
12 млрд.куб.м сухого газа
Газопровод на
12 млрд.м3/год
12
Саянский ГПЗ и ГХК
Усть-Кутский
ГПЗ
С3+
ГПЗ в г.УстьКут
500
тыс.т.С3+
Ангаро-Ленское
Саянский
ГХК
С2+
ГФУ
Фракции
С2-С4+
Ковыктинское
1 238
тыс.т.
738
тыс.т.
Сырой
газ
ГПЗ
Этилен
640
тыс.т.
ПЭ
Ангарский
АТЗ
4 000 млн.м3
ЭП
153
тыс.т.
Пропилен
Правобережное
Саянский
ГПЗ и ГХК
4 500
млн.м3
СОГ
Чиканское
Левобережное
500
тыс.т.
ПП
Газификация
Иркутской
области
3,5-4
млрд.куб.м
СОГ
Ключевые риски:
• Спрос на газ
• Гелий
• Эффективность
13
Дальневосточный кластер
Кислород
409
тыс. т.
Якутский центр
газодобычи
Этан
Газ
25 000
млн. м3
Газопровод на
25-30
млрд.м3/год
Сухой газ
20 594
млн. м3
ГПЗ
С2+
ГПЗ
4
2 728
тыс.
т.
ГФУ
1 554
тыс.
т.
ЭП
С4+
382
тыс.
т.
Пропан
792
тыс. т.
Этилен
1 399
тыс. т.
2
Пропилен Пропилен
85
734
тыс. т.
тыс. т.
МЭГ1
ПЭ
ПП
2
2
МЭГ
709
тыс. т.
ПЭ
980
тыс. т.
ПП
720
тыс. т.
Пропилен
649
тыс. т.
PDH
2
Дальневосточный
ГПЗ и ГХК
Этилен
410
тыс. т.
Этилен
990
тыс. т.
ГХК
Ключевые риски проекта:
• Высокая себестоимость сырья из-за затрат на
строительство газопровода Якутия - Владивосток
• Намерение CNPC генерировать прибыль на территории
Китая
• Зависимость от договоренностей с Китаем по поставкам
газа
Строительство Дальневосточного ГХК на базе ресурсов газа Чаяндинской
группы месторождений позволит производить до 2 млн.т./г нефтехимической
продукции, что сопоставимо с крупнейшими мировыми мощностями
14
Основные выводы:
1. Наиболее перспективным сырьем для производства нефтехимической продукции в
будущем будут природный газ и нестабильный конденсат
2. Новые проекты в области газопереработки предполагают создание консорциумов
компаний из-за:
• Необходимости создания эффекта масштаба
• Существенных инвестиционных затрат
3. Крупнейшие проекты в области газопереработки и газонефтехимии могут быть
реализованы только при государственном участии, которое может выражаться в
строительстве объектов инфраструктуры, регулировании цен на сырье
4. Для оптимального размещения ГПЗ и ГХК потребуется практическая реализация
проектов с использованием:
•
•
5.
Транспортировки жирного газа на большие расстояния
Транспортировки смеси фракций С2+ или пакетной транспортировки
Также перед инжиниринговыми компаниями будут стоять задачи:
•
•
•
Увеличения единичной мощности одной технологической линии ГПЗ
Снижения металлоемкости
Удешевления СМР и логистических затрат
15