Образование СП с СИБУРом.
С 2006 года СИБУР вместе с компаниями Газпромнефть, Роснефть и ТНК-ВР начал искать способы сокращения объемов сжигания ПНГ. В ноябре 2006 года СИБУР и ТНК-ВР подписали соглашение о создании ООО Юграгазпереработка - совместного предприятия по переработке попутного газа на базе Белозерного (мощностью 4,3 млрд м3 ПНГ до пожара в мае 2007 года и около 3,3 млрд м3 – после пожара) и Нижневартовского (4,28 млрд м3 в 2007 году) ГПЗ. По соглашению, ТНК-ВР на долгосрочной основе обеспечивает поставки попутного газа, который перерабатывается на принадлежащих Юграгазпереработке ГПЗ. Полученная готовая продукция делится между участниками СП пропорционально их долям в предприятии. Затем ТНК-ВР продает СИБУРу свою часть жидких продуктов газопереработки, а СИБУР уступает ТНК-ВР свою долю СОГ и своего рода квоту на его транспортировку по магистральным трубопроводам Газпрома. В результате у СИБУРа, благодаря долгосрочным контрактам на поставки сырья со своим партнером по СП, возникает возможность реально планировать развитие мощностей как ГПЗ, так и своего Тобольск-Нефтехима. ТНК-ВР получает дополнительные объемы СОГ для поставок на Нижневартовскую ГРЭС, а также выходит на газовый рынок России, к чему компания давно стремится. В августе 2007 г. было сформировано на паритетных началах СП между СИБУРом и Газпромнефтью (Южно-Приобский ГПЗ) для утилизации попутного газа в первую очередь на Южной лицензионной территории Приобского месторождения, к разработке которого Газпромнефть приступила недавно (соответственно, объекты, предназначенные для переработки ПНГ на нем отсутствуют). Совместное предприятие планирует построить Южно-Приобский ГПЗ мощностью в 1 млрд м3 и создать инфраструктуру для дальнейшей транспортировки продуктов переработки. Сухой отбензиненный газ отсюда будет подаваться в магистральный газопровод Уренгой-Челябинск, а для ШФЛУ должен быть проложен 100-километровый продуктопровод до Ноябрьска, где намечается сооружение железнодорожной наливной эстакады, с которой в Тобольск в цистернах будет отгружаться ШФЛУ, производимая также на Муравленковском и Губкинском ГПЗ СИБУРа. СИБУР планирует построить еще один ГПЗ на территории, где Газпромнефть является основным нефтедобытчиком. Особенно перспективные ресурсы попутного газа расположены в районе Вынгапуровской компрессорной станции, на базе которой и намечается сооружение ГПЗ мощностью в 3 млрд м3 в год. В 2009 году введена в эксплуатацию 2-я очередь Южно-Балыкского ГПЗ, увеличившая перерабатывающие мощности СИБУРа до 19 млрд. м3 попутного газа в год. Модернизацию завода СИБУР проводил самостоятельно, хотя именно с ним в Роснефти связывают реализацию своей газовой программы. Программа развития холдинга СИБУР предусматривает наращивание к 2015 году газоперерабатывающих мощностей до 27 млрд. м3 в год, рассматриваются возможности освоения месторождений с дебитом от 300 млн. м3 в год. Выработка электроэнергии Другое направление использования ПНГ нефтяными компаниями – электроэнергетика. Учитывая быстрый рост энергопотребления в Тюменской области, в том числе нарастающий спрос на электроэнергию со стороны нефтяников (западносибирские промыслы переходят в режим падающей добычи, и дополнительные энергозатраты требуются, в частности, для поддержания пластового давления), можно ожидать дефицит электроэнергии в Тюменской области. Поскольку две Сургутские ГРЭС и действующие блоки Нижневартовской станции работают на осушенном попутном газе, вероятно, что в обозримом будущем на ПНГ перейдет вся энергетика региона. К настоящему времени большинство крупных компаний, ведущих добычу в Западной Сибири, имеют программы по размещению на промыслах газотурбинных электростанций (ГТЭС) и реализовали пилотные проекты. Лидером по использованию ПНГ для генерирования энергии среди нефтяников является Сургутнефтегаз. Имея в непосредственной близости две мощные тепловые электростанции (сургутские ГРЭС-1 и ГРЭС-2), он обладает преимуществами в вопросах утилизации ПНГ по сравнению с другими компаниями. Газпромнефть сделала ставку на использование газопоршневых электростанций (ГПЭ), которые могут работать в двухтопливном (дизель/газ) режиме. Сейчас такие ГПЭ функционируют на Еты-Пуровском и Крапивинском месторождениях. Первая ГПЭ, мощностью 10 МВт работает на Южно-Приобском месторождении. Планируется строительство более мощной станции на 50 МВт, которая будет использовать 150-200 млн м3 попутного газа ежегодно. ЛУКОЙЛ делает ставку на имеющиеся у него четыре ГПЗ (их общая мощность составляет примерно 2,7 млрд м3 в год), а также планирует использовать ПНГ для развития собственной энергетики. В настоящее время в дочерних обществах ЛУКОЙЛ эксплуатируется более 180 энергоисточников различных типов совокупной мощностью 65 МВт. ЛУКОЙЛ строит ГТЭС мощностью 72 МВт на Ватьеганском месторождении, которая будет работать на попутном газе, собираемом на промыслах Когалымнефтегаза. Новая ГТЭС будет потреблять порядка 120 млн м3 газа в год. Она станет самым крупным объектом собственной генерации ЛУКОЙЛа. В рамках реализации программы по использованию попутного газа на период с 2007 по 2016 год, ЛУКОЙЛ планирует активно строить ГПЭ и ГТЭС на удаленных промыслах компании и в районах деятельности компании, где отмечается дефицит электроэнергии. Общая мощность станций составит порядка 400 МВт. Роснефть отдельной программы по строительству ГТЭС и ПГЭ на промыслах не имеет. Они будут сооружаться в рамках общей программы по утилизации ПНГ. Центральный объект направления промысловой энергетики - строительство ГТЭС на Приобском месторождении мощностью 315 МВт. По планам, часть электроэнергии, вырабатываемой на этой ГТЭС, будет поступать в энергосистему Западной Сибири. В перспективе мощность станции предполагается нарастить до 500 МВт. На Кынском и Харампурском месторождениях, которые разрабатывает Пурнефтегаз, работают две ПГЭ мощностью 4,65 и 7,75 МВт, соответственно. Дальнейшее развития энергогенерации как метода рационального использования ПНГ, многими специалистами видится в создании локальных энергетических систем нового поколения. Такие сети будут самостоятельно поддерживать стандарты качества, принимая энергию от любых производителей. Малодебитные и труднодоступные месторождения Значительно сложнее положение дел с переработкой попутного нефтяного газа в малотоннажном секторе нефтегазовой отрасли России. Современные технологии транспортировки и переработки природного газа на порядок более сложны и менее эффективны, чем технологии транспортировки и переработки нефти. Рассмотрим возможные варианты переработки углеводородных природных газов (УПГ) малодебитных месторождений с использованием имеющихся малотоннажных блочно-модульных технологий, позволяющих относительно легко адаптироваться к изменению дебита месторождения в процессе эксплуатации. Выбран ряд месторождений с дебитом 5, 10, 20, 30 млн нм3 газа в год, в европейской части России.