Нефть, газ, минус зеленая энергия.

23 мая 2021 года Международное энергетическое агентство опубликовало доклад Zero 2050, в котором рекомендовало очередной пакет мер, предпринять которые необходимо для достижения углеродной нейтральности к середине XXI века. Тренд на «глобальное озеленение» продвигается, прежде всего, именно странами, входящими в состав этого объединения. Мы все теперь уже ежедневно читаем о новых и новых инициативах – развивать и ускорять внедрение ВИЭ, под лозунгом о декарбонизации энергетики отказаться от использования не только угольных, но и атомных электростанций и так далее. Но в этот раз авторы доклада МЭА решили пойти еще дальше и призвали немедленно прекратить инвестиции в геологоразведку и разработку новых месторождений любых углеводородов – угля, нефти и газа. «Идеология» до предела примитивна: дескать, уже разведанных запасов и ресурсов человечеству вполне достаточно, потому инвестировать теперь нужно только и исключительно в развитие ВИЭ и в водородные программы, и только тогда нам удастся целиком и полностью изничтожить антропогенный вклад в глобальное потепление, добиться того, чтобы к 2050 году температура на планете не повысилась больше, чем на 1,5 градуса Цельсия.

«Тупоконечники» против «острокнечников»

Критика Zero 2050 раздалась сразу, причем со стороны аналитиков стран, входящих в состав МЭА, но критика эта была достаточно своеобразной. Если отказаться от поиска новых месторождений, то на рынке останутся только компании, имеющие месторождения с минимальным уровнем себестоимости добычи. А это, прежде всего, страны ОПЕК, и при таком развитии событий доля ОПЕК к 2050 году вырастет с нынешних 37% до 52%, что, разумеется, противоречит постулатам доктрины либеральной экономики. Нефть и газ в странах ОПЕК контролируют государственные компании, которые в результате получат возможность нанести непоправимый вред и урон эффективным частным собственникам. Больше всего эта полемика напоминает спор «остроконечников» и «тупоконечников» из нетленного произведения Джонатана Свифта. МЭА считает, что человечество может снизить объемы производства не только моторных топлив, но и продукции нефтегазохимии, его критики выступают в роли фанатичных адептов либерализма, а суть спора уходит куда-то в тень. Логическая цепочка вполне очевидна. Меньше инвестиций в поиск и разработку новых месторождений – меньше объемы добычи. Меньше объемы добычи – выше цены на нефть и газ не только как на энергетические ресурсы, но и как на сырье для нефтегазохимии, продукция которой будет становиться все менее доступной для государств, относящихся к категории «развивающиеся». Рост цен на тепловую и электрическую энергию, на наиболее распространенные виды моторного топлива, на изделия из этилена и полиэтилена, на всевозможные пластики, на азотные удобрения для таких стран будет означать, как минимум, «цементирование» этого статуса, как максимум – снижение уровня жизни. Конечно, отказаться можно от многого, но одновременный рост цен на энергию и на продукты питания получится только в том случае, если руководители развивающихся стран поставят себе целью неконтролируемый рост бедности, нищеты и массовой миграции работоспособного населения в более развитые страны. А вот те государства, которые имеют возможность практически бесконтрольно эмитировать основные резервные валюты – доллары США и евро, если и проиграют, то куда как менее значительно. Современный уровень развития глобальной торговли позволяет не тратиться даже на то, чтобы печатать денежные банкноты и чеканить монеты, а свирепый рост миграции обеспечит страны-эмитенты валюты дешевой рабочей силой. Вот, собственно, и вся суть – в очередной раз за красивыми словами о защите природы пытаются скрыть неистребимое желание «золотого миллиарда» и дальше оставаться золотым, не более того.

Эта тенденция – прикрывать сугубо экономические интересы экологическими лозунгами, появилась далеко не сегодня, набор в секту адептов пресловутой «зеленой энергетики» идет уже второе десятилетие. Соответственно, постепенно будет нарастать и сопротивление такому диктату со стороны ЕС и его заокеанского сюзерена, и рано или поздно это сопротивление будет становиться все более осмысленным и все более четко структурированным. Исходя из простой логики, начаться это должно именно в странах, зачисленных в «развивающиеся» и, одновременно, обладающих большими запасами ресурсами углеводородов – угля, нефти и газа. Вот так замысловато мы только что описали Россию, которая по международной классификации, с 1991 года тоже отнесена к «развивающемуся государству» – так политкорректно звучит жесткий отказ коллективного Запада войти в состав того самого «золотого миллиарда», так выглядит очередная попытка оставить нашу страну в числе «обслуживающего персонала»: извольте обеспечивать нас сырьем по максимально дешевой ценам, слушать наши бесценные советы, а ваше собственное мнение о ваших собственных интересах оставьте при себе

Если и есть что-то оптимистичное в последнее время – то, на наш взгляд, прежде всего то, что даже ультраортодоксальные адепты в числе элиты России за последние годы все быстрее расстаются с иллюзиями о том, что после 1991 года, то есть после полного отказа от плановой экономики наша страна «присоединилась к братской семье свободных народов», которая от такой радости готова нам помогать любыми способами. Этой публике, представители которой продолжают пытаться контролировать экономический блок правительства, все сложнее находить сколько-нибудь серьезные аргументы против действий, предлагаемых государственниками. Но аналитический онлайн-журнал Геоэнергетика.info – это не столько про политику, сколько про энергетику и связанные с нею отраслями экономики, потому на этом «теоретическое введение» прекращаем и переходим к совершенно конкретным вопросам.

Президентское совещание декабря 2020 года

1 декабря 2020 года Владимир Путин в режиме видеоконференции провел совещание по стратегическому развитию нефтегазохимической отрасли. Основные «постулаты» президента России: несмотря на попытки реализации многочисленных проектов, связанных с замещением нефти и угля на безуглеродные виды моторного топлива и ресурсов для выработки энергии, добыча природного газа и нефти не уйдет в прошлое: ожидается, что в ближайшее десятилетие среднегодовой рост спроса на продукцию нефтегазохимии ожидается не менее 4%. Можно, пусть и с определенной натяжкой, говорить о сформировавшейся тенденции на снижение использования нефти и природного газа для производства энергии и различных видов моторного топлива при одновременном росте спроса на продукцию нефтегазохимии. Эта отрасль промышленности в России «не заметила» влияния на мировую экономику пандемии COVID-19 – никакого спада в объемах производства, напротив – значительный рост, который измеряется двузначными числами. По итогам 2020 года рост производства этилена составил 40,9%, полиэтилена – на 76,1%, пропилена – на 16,3%, полимеров пропилена – на 36,1%. И даже производство синтетического каучука, сырья для производства автомобильных шин, тоже выросло, пусть и на достаточно символичную величину в 0,5% – однако стоит помнить о том, что общемировое падение производства этой продукции в минувшем году составило почти 5%.

То, что потенциал развития нефтегазохимии огромен, объективно доказывают всего два показателя: доля России в мировом производстве и экспорте углеводородов составляет от 12 до 19 процентов, а доля России в нефтегазохимическом производстве – всего 2,5%. Из 11 млн тонн этана, который содержится в объеме добываемого природного газа, выделяется и отправляется на переработку всего около 700 тысяч тонн, при этом глубокая переработка этого компонента природного газа обеспечивает стоимость конечной продукции в четыре раза превышающую стоимость самого этана. Вывод прост – наращивая переработку нефти, попутного и природного газа, газового конденсата, Россия может решить сразу две проблемы: не только нарастить стоимость экспорта, но нарастить его несырьевую составляющую. Имеется и еще один интересный момент, связанный с развитием этой отрасли – это развитие способно стать серьезным подспорьем для развития отдельных регионов России и, прежде всего, Дальнего Востока. Однако продолжать рассказ об этом, на наш взгляд, имеет смысл только в том случае, если чуть подробнее разобраться, что же именно имеется в виду под самим понятием «глубокая нефтехимическая переработка» с технологической точки зрения. Это не самое простая тема для понимания для тех, кто в нее не вовлечен достаточно глубоко, поэтому начнем с базовых знаний, не претендуя при этом на академический уровень. Тем, кто интересуется этими вопросами на профессиональном уровне, данная статья не будет интересна по определению, Геоэнергетика.info в который раз попытается рассказать о сложном простым языком – разумеется, без полной детализации и с минимальным количеством всевозможных формул (в данном случае – химических). Проще всего начинать рассмотрение нефтегазопереработки с того, чтобы разобраться с тем, как выглядит переработка природного газа, а уже затем переходить к переработке газового конденсата, попутного нефтяного газа и нефти. Химический состав природного газа наименее сложен в сравнении со всеми остальными углеводородами, вот и будем действовать в соответствии с алгоритмом «Были бы кости, а мясо нарастим». Заранее предупреждаем, что речь пойдет только об общих принципах газопереработки, поскольку выбор конкретных технологий существенно зависит от химического состава природного газа, добываемого на том или ином месторождении.

О некоторых особенностях природного газа

Есть три «аксиомы», которые при разговоре о природном газе, нужно помнить всегда. Одна из них, уж извините, до предела примитивна: природный газ находится под землей, потому при его извлечении из недр планеты несет с собой частицы почвы, то есть песка, глины и прочего, что газовой индустрии совершенно без надобности. Поскольку газовые ловушки снизу ограничены грунтовыми водами – газ из скважины идет с большим содержанием воды, которая, опять же, в данном случае только мешает. Вторая аксиома: то, что мы привыкли называть природным газом, на самом деле на любом месторождении – своеобразное «газовое ассорти», наиболее крупные фракции имеют довольно похожие названия: метан, этан, пропан и бутан. Обобщенное название – углеводороды, поскольку только два этих химических элемента в состав молекул этих газов, просто комбинации соединения атомов разные. Слово «углеводород», как говорят филологи – сложное, поскольку имеет два корня. Один корень виден и слышан вполне отчетливо – водород, а «угле» – это сокращенный вариант слова «углерод». В составе ядра атома углерода 12 протонов и нейтронов, в составе ядра водорода – всего один протон, нейтронов вообще нет, потому углерод в углеводородных газах «главный», потому он и оказался в начале слова. У атома углерода имеется удивительное свойство – он способен соединяться в цепочки с другими атомами углерода и с атомами других химических элементов.

Необходимости разбираться с прочими химическими свойствами углерода в данном случае, в общем-то и нет, этой схемы и житейской логики вполне достаточно. Метан «компактен», собраться в кучку пяти атомам достаточно просто. Чем сложнее «архитектура молекул», состоящих из атомов углерода и водорода – тем меньше вероятность такого соединения. Именно так все и выглядит – процентное содержание в природном газе обычно составляет порядка 90%, чем более сложны, чем более «продолговаты» цепочки других их соединений – тем меньше процентное содержание, то есть процентное содержание этана, пропана, бутана и прочих пентанов с гексанами считать приходится уже единицами процентов и даже менее, в десятых и сотых долях процента.

Серьезные ученые уже вторую сотню лет ведут свои академические споры о том, как же именно, за счет каких процессов, в недрах Земли образовался миллионы лет тому назад природный газ. Основных теорий – две: минеральная и биогенная. Минеральная: все углеводородные газы изначально заложены в мантии планеты, из-за движений внутри мантии они поднимаются ближе к поверхности. Биогенная: природный газ образовался из остатков растительных и животных организмов, которые под действием бактерий, высокого давления и температуры превратились в смесь углеводородных газов. Ученые могут выяснять отношения сколько угодно – нельзя исключать того, что рано или поздно они даже смогут прийти к единому мнению. С точки же зрения реального геологоразведки и добычи более предпочтительно выглядит биогенная теория – она не только точнее предсказывает местонахождение залежей природного газа и нефти, но и объясняет причину обязательного наличия в их составе сероводорода. В живых организмах сера имеется всегда, водород – химически самое активное вещество, вот мы и наблюдаем в составе что нефти, что природного газа наличие сероводорода.

Переработка начинается на месторождении

Вот этого объема базовых знаний, на наш взгляд, вполне достаточно для того, чтобы достаточно подробно разобраться с тем, что же такое газопереработка. Собственно говоря, переработка природного газа начинается уже непосредственно на разрабатываемых месторождениях – иначе его невозможно будет транспортировать по газовым магистралям. Прежде всего, газ, поступающий с больших глубин, несет с собой механические примеси – пыль, частички грунта. Давление в трубопроводах, которое обеспечивают компрессорные станции – 75 атмосфер, и вот эти самые механические примеси под таким давлением будут внутри трубы вести себя, как наждак, стирая поверхность. Такое же абразивное воздействие получат арматура, детали и оборудование компрессорных и газораспределительных станций, контрольно-измерительная аппаратура. Наличие водяных паров в газе – это гарантированная коррозия трубопроводов и оборудования, а еще – шанс появления в них гидратов, снегоподобного веществ, способных полностью перекрыть сечение трубопровода. Еще хлеще ведет себя сероводород, который в присутствии влаги образует серную и сернистую кислоты, которые в буквальном смысле слова разъедают трубы, арматуру и оборудование. Углекислый газ понижает температуру сгорания газа, ухудшает его химический состав, и тоже ведет к коррозии. В общем, неподготовленный к транспортировке природный газ – это просто «фильм ужасов» для любого специалиста по трубопроводам. Есть жестко заданные параметры (ОСТ 51.40-83), которым должен отвечать газ, поступающий в магистральные трубопроводы, и для того, чтобы добиться их точного соблюдения, на каждом газовом месторождении одной из важнейших составляющих является УКПГ, установка комплексной подготовки газа. На выходе из УКПГ газ должен иметь предельные нормы содержания воды, углекислого газа, тяжелых углеводородов, сероводорода, кислорода, температуру (разную в разные времена года). Соответственно, первый этап переработки природного газа – многоступенчатая система очистки от механических примесей, осушка, подогрев или охлаждение. Без такой подготовки газ будет выводить из строя магистральные и распределительные трубопроводы в считанные годы, если не месяцы. Можно называть подготовку газа к транспортировке, которую проводят непосредственно на месторождениях, «нулевой» стадией переработки природного газа, ведь без нее обо всех остальных стадиях говорить просто не приходится. Происходит этот этап переработки на установках комплексной подготовки газа (далее – УКПГ), с которых начинаются все действующие магистральные газопроводы. Сначала необходимо довести характеристики газа до технических условий ОСТ 51.40-83, и только после этого включаются в работу газоперекачивающие аппараты, только после этого газ начинает транспортироваться либо к конечным потребителям, либо к местам расположения газоперерабатывающих заводов (далее – ГПЗ). В качестве ремарки – есть и такие месторождения, на которых добывающие компании находят возможность организовать дополнительное производство на мете: в тех случаях, когда в составе природного газа оказывается такое количество сероводорода, что становится экономически целесообразно обеспечить производство серы. Именно поэтому крупнейшим производителем серы в России является концерн Газпром – напомним, что в 2020 году компания добыла более 450 млрд кубометров газа, а в этом году планируется увеличение объема добычи до 506 млрд кубометров. Но это, конечно, отдельная тема для разговора, а сейчас продолжим отслеживать производственную цепочку, памятуя о том, что «нулевой» этап переработки природного газа проводится непосредственно на месторождениях, где при помощи УКПГ его состав приводят в полное соответствие с параметрами ОСТ 51.40-83. Нет этого этапа переработки – нет и возможности транспортировать газ куда бы то ни было, в то числе и на ГПЗ, газоперерабатывающие заводы.

Газоперерабатывающий завод – второй этап переработки газа

Природный газ даже после прохождения через УКПГ все так же остается своеобразным «газовым углеводородным ассорти» – в составе которого все так же содержится метан, этан, пропан, бутан и более сложные, более тяжелые газы. Да, в репортажах СМИ и в профильных изданиях газовой отрасли часто встречается такая аббревиатура, как ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов. Пугаться ее не надо, это просто обобщенное название этана, пропана и бутана, не более того. Надо четно признать, что спецтерминов у химиков куда как больше чем у физиков, поэтому «переводить на человеческий» сленг газовых и нефтяных дел мастеров куда как сложнее. Природный газ с большим процентным содержанием ШФЛУ зачастую называют «жирным газом», а вместо того, чтобы природный газ с минимальным процентным содержанием ШФЛУ по-честному назвать «тощим», нарекли «отбензиненным». Почему? Правильный ответ – «потому что», а все более развернутые ответы могут занять еще несколько страниц текста. Можно, конечно, и этим заняться, но это как-нибудь в следующий раз, а сейчас вполне достаточно запомнить и не вдаваться в подробности. Логистически-химическая цепочка «скважина – УКПГ – ГПА (газоперекачивающий агрегат) – газовая магистраль» заканчивается на технологических линиях ГПЗ, газоперерабатывающих заводов, задача которых – провести второй этап газопереработки. Его, собственно говоря, можно описать одним словом – фракционирование, то есть разделение природного газа на отдельные составляющие: метан – отдельно, этан – отдельно, прочие «-аны» – тоже отдельно. Звучит незамысловато, но производственные процессы на ГПЗ отнюдь не тривиальны – газовые химики изощреннейшими способами используют физические и химические свойства каждой из компонент природного газа. Разные температуры кипения и ожижения, разные плотности, даже в тех случаях, когда слово «разные» подразумевает минимальные отличия. «Детский вопрос» – почему всевозможные колонны выделения этана, пропана, бутана имеют такие огромные размеры, имеет вполне очевидный ответ. В составе природного газа этих фракций считанные проценты, и, если уж есть желание проводить их дальнейшую переработку, то приходится работать с миллиардами кубометров газа. Видимо, издевательство химиков над русским языком тоже имеет какие-то границы – производственные процессы на ГПЗ называют крупнотоннажной переработкой газа, хотя могли ведь и ножом по горлу использовать что-нибудь невероятное – «миллиарднокубометровая» или еще что-нибудь подобное, так что и на том им спасибо. В общем, если коротко, то второй этап переработки газа – это его фракционирование на технологических линиях ГПЗ. Как и в случае с серой, на ГПЗ может появиться возможность и дополнительного производства – в тех нечастых случаях, когда среди компонентов природного газа находится нечто весьма ценное, но дальнейшей химической переработки не требующее. Редкая удача – технологические линии по выделению из природного газа гелия на Амурском ГПЗ, куда он будет поступать с Чаяндинского и Ковыктинского месторождения. Случай настолько нечастый, настолько эксклюзивный, что продолжением этой статьи будет именно рассказ о том, как будет выглядеть получение гелия на Амурском ГПЗ, какие будут использоваться технологии для его хранения и транспортировки до конечных потребителей. Тема чрезвычайно важная и весьма интересная, потому продолжение – следует. Обратите внимание – в данном случае мы не учитываем то, что пропан и бутан могут использоваться в качестве моторного топлива, считая, что оба этих газа уходят на дальнейшие этапы переработки.

Третий этап переработки

Следующий, третий этап переработки природного газа, происходит уже на ГХК, газохимических комбинатах. Совершенно логично, что располагают ГХК в максимально возможной близости к ГПЗ – это позволяет строить продуктопроводы и перекачивать фракции природного газа с минимальными расходами. Опять же приходится приводить в качестве примера Амурский ГПЗ и Амурский ГХК, первый из которых возводит «Газпромпереработка Благовещенск», второй – СИБУР. Строительство Амурского ГПЗ начато в 2015 году, а Амурского ГХК – летом прошлого, 2020 года, и это совершенно логично: до того момента, пока ГПЗ не начнет выдавать свою продукцию, ГХК делать попросту нечего, поэтому календарные графики состыкованы именно вот таким образом. ГХК – это тоже крупнотоннажная переработка, что тоже очевидно: ГПЗ перерабатывает десятки миллиардов кубометров природного газа, в результате объемы поставляемого сырья на ГХК исчисляется миллионами тонн. Именно под такие объемы и разрабатываются технологические линии, цель тоже понятна – только наращивая объемы производства, можно добиться роста рентабельности, максимально быстрого возврата инвестиций, поскольку технологические линии на миллиарды кубометров и миллионы тонн требуют миллиардных (в долларах или евро) вложений.

Газохимический комбинат – стартовая площадка четвертого этапа переработки

В число фракций, производимых на ГПЗ в качестве сырья для ГХК, не входит метан (он же по терминологии профессионалов – отбензиненный газ). В газопереработке имеется даже отдельное понятие – метановая химия, поскольку у нее имеется собственная специфика. С точки зрения газовой химии метан – это сырье, из которого на третьем этапе переработки производится метанола и аммиака. Метанол, в свою очередь, используется для производства формальдегида – основу для производства синтетических смол и различных растворителей, используемых при производстве лаков и красок, а также различных пленок и в деталях, требующих высокой жесткости и низкого трения – листы, стержни, втулки и так далее. Часть такой продукции востребована при производстве древесно-стружечных плит, плит МДФ и фанеры, из которых производится не менее 75% современной мебели. Если, опять же, в качестве примера рассматривать Амурский ГПЗ, то в том случае, если на газификацию региона и в Китай не будет использоваться не весь объем метана, поступающего по «Силе Сибири», то вслед за возможной переработкой метана город Свободный, в котором будет работать ГПЗ, становится своеобразным центром притяжения для производства мебели и определенной номенклатуры продукции для строительной отрасли. Переработка метана на аммиак позволяет организовать производство азотных удобрений, а также различных взрывчатых веществ, используемых в горной отрасли – при добыче полезных ископаемых как в шахтах, так и в открытых карьерах. Амурская область расположена «в шаговой доступности» от Китая, экспорт сельскохозяйственной продукции в который растет ежегодно. В Амурской области разрабатываются угольные месторождения, месторождения золота, железной руды, руд цветных металлов – следовательно, продукция метановой газохимии (в том гипотетическом случае, если появятся незаконтрактованные объемы метана, если будут свободные объемы после газификации области) будет иметь спрос на месте, а потребителям такая продукция будет доступна без транспортных расходов. Результат понятен: крупнотоннажная газопереработка становится базой для промышленных кластеров, получающих дополнительные возможности для быстрого роста.

Но вернемся к тому, что происходит на третьем этапе газопереработки с остальными фракциями природного газа – с этаном, пропаном и бутаном или, для краткости, с ШФЛУ. Нагляднее всего экономическая составляющая газопереработки очевидна на примере этана. Этан, поступающий с ГПЗ в качестве сырья, на третьем этапе переработки, на ГХК, становится сначала этиленом, а затем полиэтиленом, из которого на четвертом этапе переработки может быть превращен в огромную номенклатуру товаров. Ориентировочная стоимость тонны этана – от 80 до 100 долларов, ориентировочная стоимость тонны этилена – уже от 600 до 700 долларов, стоимость тонны полиэтилена – от 1200 до 1300 долларов, изделия из полиэтилена стоят от 2 500 до 3 000 долларов за тонну. На ГХК выделенный на ГПЗ этан перерабатывается до этилена, а затем и до полиэтилена, насколько процентов при этом вырастает стоимость конечной продукции, предлагаем высчитывать самостоятельно. Пропан на ГХК перерабатывается сначала до пропилена, а затем до полипропилена, который становится сырьем для четвертого этапа газопереработки. Упаковочные пленки, мешки, тара, трубы, электроизоляционные материалы, пластиковая посуда, нетканые материалы, предметы домашнего обихода, звуко- и виброизоляционные материал для строительства – номенклатура чрезвычайно широка. Как и в случае с четвертым этапом переработки этана, переработка пропана на крупнотоннажных производствах экономически не целесообразна, то есть это уже работа для предприятий средних и малых, способных быстро реагировать на меняющийся конечный спрос. Бутан на ГХК перерабатывается в бутадиен, который вместе с изопреном является сырьем для производства синтетических каучуков. Тут ничего объяснять подробно, наверняка, уже не требуется – вся автомобильная техника на наших дорогах «обута» в шины, да и пешеходы прекрасно знакомы с демисезонной непромокаемой обувью. Номенклатура четвертого этапа переработки природного газа и в этом случае широка настолько, что список займет не одну страницу.

Переработка средняя и малая

Переработка конечной продукции ГХК действительно крайне многообразна – к примеру, вся планета уже второй год напряженно наблюдает за тем, справятся ли малые и средние химические предприятия с наращиванием выпуска медицинских масок, корпусов кислородных аппаратов, с ампулами для упаковки вакцин. Правда, о том, что в борьбе с COVID19 самое активное участие принимают все, кто имеет отношение к газовой отрасли, мы задумываемся нечасто, но факт остается фактом – удастся ли медикам набрать вакцину в одноразовый шприц, зависит и от того, как работает буровой мастер на месторождении природного газа. За последние десятилетия мы настолько привыкли к тому, что продукция нефтегазохимии окружает нас со всех сторон, что перестали это замечать, однако от некоторых привычек явно пора избавляться. Крупнотоннажная нефтехимия в России уверенно идет вперед, особенно после того, как по предложения правительства был утвержден обратный акциз на этан, пропан и бутан, что стало дополнительным стимулом для крупных компаний сектора. По состоянию на конец 2020 года объем продукции крупной нефтепереработки вырос до 5,3 млн тонн, импорт для удовлетворения внутреннего спроса снизился до 0,3 млн тонн, и уже очевидно, что в 2021 году Россия выйдет на «чистый экспорт». А вот с продукцией среднетоннажной и малотоннажной нефтехимии ситуация куда как менее оптимистичная: объем производства всего 3,7 млн тонн и почти 1,5 млн тонн ежегодно импортируется. Если сравнивать с той же Европой, то там продукция малотоннажной переработки – это 30-40% от выпуска всей химической продукции, в то время как в России только 15%. Нет достаточного объема конечной переработки – нет и спроса на нее.

Классический пример: полимерные трубы для канализации и водопроводов в строительной отрасли Европы – 85%, в России – 35%. Это происходит не потому, что в России работники ЖКХ поголовно поклонники традиций прошлого века – нет предложения внутри страны, а импортировать такую продукцию невыгодно. Нет, не потому, что европейские изделия слишком дороги, а потому, что перевозка полимерных труб очень уж похожа на перевозку воздуха – с геометрией не поспоришь. Производство такой продукции должно идти географически как можно ближе к регионам с активным строительством, так же, как, к примеру, производство XPS-плиты – относительно новый теплоизоляционный материал для фундаментов и внешней отделки. Отличный материал: теплопроводность не выше 0,03 Вт на квадратный метр, водопоглощение 0,2%, прочность на сжатие до 100 тонн на квадратный метр, эти свойства не меняются при температурах до -70 градусов. Но во что обходится транспортировка этих плит, если их кубометр весит 25 кг? Объем грузового железнодорожного вагона – 130 кубометров, а поместится в него чуть больше трех тонн XPS-плит. Именно география России, наши гигантские расстояния (и, разумеется, отсутствие жесткого государственного планирования времен СССР) – одна из существенных причин того, что развитие малотоннажной нефтегазопереработки идет в режиме «ни шатко, ни валко». Есть ряд предприятий этой подотрасли, которые выгодно размещать как можно ближе к ГПЗ и ГХК при одновременной необходимости размещать другие как можно ближе к местам конечного потребления, и две эти разнонаправленные проблемы нужно научиться решать комплексно.

Новые горизонты

При этом очевидно и то, что объекты крупнотоннажной нефтегазопереработки нельзя сосредотачивать в одном регионе, оптимальным вариантом будет их размещение, грубо говоря, на противоположных краях географической карты России. До последнего времени российским центром российской нефтехимии по праву считался Татарстан, но ситуация начинает меняться, причем весьма динамично. В бывшей столице Сибири, в Тобольске, на полную производственную мощность вышел ЗапСибНефтехим компании «Сибур» – событие, которое, как ни удивительно, мы еще не успели оценить по достоинству. Но в самое ближайшее время следующий решительный шаг вперед сделает Газпром – до открытия Амурского ГПЗ в городе Свободном на Дальнем Востоке остаются считанные дни, там же идет активное строительство ГХК, которое ведет тот же «Сибур», и только что начато строительство гигантского газохимического кластера в Усть-Луге на берегу Балтики. Размещение чрезвычайно продуманное, поскольку оба кластера смогут работать как на наш внутренний рынок, так и на экспорт. Будущий экспорт неизбежен – в 2020 году Россия импортировала, как уже сказано, всего 0,3 млн тонн крупнотоннажной нефтегазохимической продукции, а запланированные объемы производства на Амурском ГХК и на ГХК в Усть-Луге составят не менее 7 млн тонн. С учетом того, что одновременно идет реализация нефтегазохимического проекта в Иркутской области, что есть еще целый ряд проектов, средние и малые предприятия России просто физически не успеют за темпом, который задан нашими крупными компаниями. В удивительное время живем – в России начинается своеобразная «нефтегазохимическая гонка», за которой аналитический онлайн-журнал Геоэнергетика. info и постарается внимательно наблюдать. Тема следующей статьи совершенно очевидна – мы обязательно расскажем подробнее об Амурском ГПЗ, который уникален не только для России, но и для всей планеты. Дело не только в гигантском объеме переработки газа, которая там будет происходить, но еще и в том, какое влияние это предприятие окажет на мировой рынок газа под названием «гелий». Вот об этом – в следующий раз.