CC BY
252
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА СИНТЕТИЧЕСКИХ МОТОРНЫХ ТОПЛИВ ИЗ ПРИРОДНОГО ГАЗА
В статье исследуются альтернативные пути удовлетворения постоянно растущего в мире спроса на моторные топлива в связи с неизбежным удорожанием нефти в течение ближайших одного-двух десятилетий. Одним из таких направлений является использование природного газа как моторного топлива и как сырья для получения синтетических моторных масел. Приведены результаты расчетов сравнительной эффективности производства моторных топлив из природного газа (Gas-to-Liquid). Показано, что эти технологии выглядят экономически перспективными в странах, имеющих собственные источники природного газа, особенно на малых и удаленных месторождениях.
Проблема использования альтернативных моторных топлив, включая СМТ, с точки зрения энергетических затрат, экономики их получения и использования, а также воздействия на здоровье людей будет рассмотрена в следующей статье.
Развитие мирового научно-технического прогресса, рост численности населения и улучшение его благосостояния привели к резкому увеличению потребления топливно-энергетических ресурсов. В результате происходит истощение запасов топливных сырьевых ресурсов, которые по своей природе являются ограниченными. В первую очередь это относится к нефти, лидирующей в мировом энергетическом балансе. В 2009 г. на ее долю приходилось почти 35% мирового потребления энергии [1]. Интенсивное использование нефти в течение ХХ в. неизбежно должно было привести к истощению этого природного богатства.
Процесс истощения запасов нефти описывается теорией «пика добычи нефти», выдвинутой в 50-е годы прошлого века американским геофизиком Кингом Хуб-бертом [2]. Разработанная им типовая модель извлечения запасов нефти на нефтяном месторождении позволила сделать вывод о том, что добыча нефти на материковой части США достигнет пика между 1965 и 1970 г., а мировая добыча начнет сокращаться после 2000 г. Объем нефтедобычи в США, действительно, достиг максимума в 1971 г. и с тех пор неуклонно убывает. Прогноз Хубберта относительно пика мировой добычи не оправдался. Сторонники теории «пика добычи нефти» объясняют это тем, что его модель не могла учитывать нефтяных эмбарго стран ОПЕК, имевших место в 1970-1980-е годы, а также последствия технического прогресса в разведке, добыче и использовании сырья, т. е. факторы, которые привели к уменьшению спроса на жидкое топливо и таким образом отодвинули пик добычи в мире на одно-два десятилетия XXI в. Согласно этой теории, пик добычи наступит после того, как будет израсходована примерно половина имеющихся запасов нефти. Несмотря на ряд возражений, касающихся выводов теории «пика добычи нефти», игнорировать ее положения не следует.
Многие экономисты-аналитики и руководители нефтяных компаний сомневаются в том, что можно применять в мировом масштабе подходы, которые использовал Хубберт применительно к США. Слабо поддаются учету различные торговые, военные и политические факторы, которые играют доминирующую роль в формировании рынков нефти. Возможность выхода на рынки сбыта нетрадиционных ресурсов нефти (тяжелые нефти, нефть в песках и сланцах) сдерживается их чрезмерно высокой стоимостью. Тем не менее теория «пика добычи нефти» с годами набирает все больше доказательств в свою пользу. После модели Хубберта появились усовершенствованные ее модификации, предсказывающие неизбежность наступления нефтяного пика. Многие из них, являясь переосмыслением его
теории, устраняют ее слабые стороны. В последующие годы она получила дальнейшее развитие. Это позволило примерно оценить предельные уровни добычи нефти в отдельных странах и в мире и сроки начала сокращения добычи в отдельных странах и мире в целом. Наиболее известны работы Кэмпбелла и Лахерерра [3].
В докладе экспертов британской исследовательской организации Peak Oil Group, вышедшем в феврале 2010 г., отмечается, что пик извлечения традиционной нефти в мире придется на 2015 г., после которого начнется неуклонное падение объемов ее добычи [4]. Мировая добыча нефти к этому времени составит около 4580 млн. т в год. Необходимые для этого мощности предполагалось ввести в мировой промышленности уже в конце 2010 г. Далее начнется истощение существующих месторождений. В упомянутом докладе отмечается, что дешевая нефть, себестоимость которой составляет около 185 долл./т (25 долл./барр.), закончилась в мире к 2005 г. В будущем практически нет никаких шансов обнаружить новые месторождения с такими низкими производственными затратами.
В работе [5] на основании изучения статистики новых открытий нефтяных месторождений и остаточных запасов сырой нефти в мире показано, что если остаточные запасы традиционной нефти в недрах в среднем не превышают 275 млрд. т (2 трлн. барр.), то пик добычи неизбежно наступит до 2020 г. Если учитывать все жидкие углеводороды (газовый конденсат, тяжелые нефти, нефтяные пески и др.), то природные остаточные запасы составят от 3 до 4 трлн. барр. В этом случае пик добычи нефти на уровне около 4,5 млрд. т наступает после 2025 г.
Международное Энергетическое Агентство (МЭА) также прогнозирует наступление нефтяного пика до 2030 г. [6].
Россия обладает 5,6% общемировых разведанных запасов нефти, что составляет около 10,2 млрд. т [1]. При современном уровне добычи нефти их хватит еще на 20 лет. С середины 2009 г. ежегодная добыча нефти в стране колеблется на уровне около 500 млн. т в год. Это, вероятно, указывает на выход российской нефтедобычи на платообразный пик, за которым неизбежно последует спад добычи. По оценкам, приведенным в работе [5], при величине остаточных запасов нефти в стране около 20 млрд. т российская добыча уже прошла свой предельный уровень. При остаточных запасах около 30 млрд. т пик добычи можно ожидать в период 2020-2025 гг. на уровне 550-600 млн. т в год. Ссылки на недостаточную изученность территории России малоосновательны, так как даже если геологические ресурсы нефти окажутся больше 30 млрд. т, то новые, пока неоткрытые месторождения нефти будут располагаться в труднодоступных районах и, скорее всего, в малых месторождениях. Все это выводит большую часть новых дополнительных ресурсов нефти за пределы экономически извлекаемых ресурсов.
Нефть в основном используется для производства моторных топлив, так как примерно 70% нефтепродуктов в мире потребляется транспортом, главным образом автотранспортом. На его долю приходится 89% мирового годового потребления энергии, расходуемой на осуществление работы транспорта. При этом в развитых странах потребляется более половины всей добываемой в мире нефти, хотя в них ее добыча составляет немногим более 1/5 всей нефти [1]. Рост потребления нефти, главным образом, обеспечивается за счет ее добычи в развивающихся странах.
Согласно последним прогнозам МЭА, спрос на нефть в мире будет расти в среднем на 0,5% в год и к 2035 г. составит 4,5-4,7 млрд. т (в 2008 г. - 4 млрд. т) [6]1. Достижение пика мировой добычи нефти означает, что предложение нефти не в
1 Долгосрочные прогнозы мирового потребления нефти в последних разработках МЭА (2011 г.) были существенно снижены по сравнению с предыдущими годами за счет увеличения потребления природного газа. Это в свою очередь может отодвинуть пик мировой добычи нефти на середину 30-х годов текущего столетия.
состоянии будет удовлетворить растущий спрос. Очевидным следствием этого является резкое и значительное удорожание нефти. Если не будут приняты предупреждающие меры, то это может привести к замедлению роста мирового ВВП, высокому уровню безработицы, проблемам бюджетного дефицита в импортирующих нефть странах и другим долгосрочным негативным последствиям.
В последние годы серьезное внимание уделяется экологическим проблемам. Основными первичными энергоресурсами являются ископаемые органические топлива. Однако их сжигание сопровождается большими объемами вредных выбросов, пагубно влияющих на здоровье людей, биосферу и созданную инфраструктуру. Данные обстоятельства, наряду с проблемами энергетической эффективности и безопасности, будут оказывать доминирующее влияние на перспективы развития мировой энергетики в XXI в. и выбор эффективных технологий удовлетворения растущего спроса на энергоресурсы.
Как известно, транспорт, являясь крупным потребителем энергоресурсов, значительно загрязняет окружающую среду как при использовании моторных топлив в двигателях внутреннего сгорания, так и на стадиях производства моторных топлив и транспортных средств. Углекислый газ, образующийся при сжигании углеводородов, является основной составляющей парниковых газов (по весу). По оценкам в работе [7], продолжение использования органических топлив в современных масштабах приведет к неизбежному росту концентрации углекислого газа в атмосфере. В случае продолжения существующей политики использования энергоресурсов средняя температура в приземном слое атмосферы к концу текущего столетия может возрасти на 6°С. В результате следует ожидать масштабных изменений климата планеты, сопровождаемых непоправимым ущербом для биосферы и человека.
Опасными для здоровья человека являются выбросы, возникающие при использовании углеводородных топлив. Они могут приводить к нарушениям деятельности центральной нервной системы, к образованию раковых опухолей. Общий объем автомобильных выбросов имеет устойчивую связь с заболеванием населения бронхиальной астмой, хроническим бронхитом, болезнями сердца. Эта проблема особенно остро выражена в мегаполисах и крупных населенных пунктах, где количество вредных выбросов особенно велико, а их рассеивание ограничено. Эти обстоятельства следует учитывать при разработке перспектив развития энергетики и автотранспорта.
Существует несколько возможных принципиальных решений проблемы истощения ресурсов нефти и возрастания требований к охране окружающей среды. Эти решения состоят в следующем.
Постепенно переходить к использованию автотранспортом нетрадиционных источников сырой нефти, запасы которых, по самым осторожным оценкам, составляют около 150 млрд. т. Однако затраты на добычу такой нефти и соответственно производство жидкого топлива возрастут кратно. Это отодвинет наступление пика добычи нефти лишь на одно-два десятилетия. Одновременно следует ожидать неизбежного роста вредных выбросов в окружающую среду.
Найти новый способ получения углеводородных моторных топлив. Это направление подразумевает использование технологий производства синтетических моторных топлив (СМТ) из природного газа (Gas-to-Liquid) или угля (Coal-to-Liquid), которые в перспективе нескольких десятилетий будут требовать меньших затрат на добычу и переработку этих ресурсов по сравнению с получением жидких топлив из сырой нефти. При этом практически не придется вносить серьезных изменений ни в устройство автомобиля и его двигатель, ни в существующую инфраструктуру хранения и доставки моторных топлив к потребителю. Экологическая опасность, особенно в центрах потребления моторных топлив, при этом остается высокой.
Изменить вид энергоносителя и тип двигателя автомобиля, чтобы устранить зависимость автотранспорта от жидкого углеводородного топлива. Это возможно, прежде всего, за счет применения электроэнергии как движущей силы автомобиля двумя путями: 1) электроэнергия производится централизованно и хранится на борту автомобиля в аккумуляторе; 2) электроэнергия вырабатывается децентрализованно, непосредственно на борту автомобиля в топливном элементе, работающем на водороде, который может быть получен на базе различных энергоресурсов (природный газ, уголь, электроэнергия и др.).
Последнее направление позволяет добиться практически нулевых выбросов загрязнителей в процессе эксплуатации автомобиля, что особенно привлекательно в городских условиях. Однако для массового применения таких автомобилей необходимо создание специальной инфраструктуры доставки и хранения энергоносителя. Комплекс технологий этого направления уже прошел научные исследования и проектные разработки. Активно началась его опытная реализация в ряде стран (США, Япония, Германия, Великобритания и др.).
Для выбора ориентации долгосрочного развития автомобильного транспорта необходим анализ возможных вариантов с целью оценки их энергетической, экономической и экологической эффективности. Далее уделим основное внимание лишь одному аспекту этой проблемы, связанному с получением моторных топлив из природного газа.
Поскольку Россия обладает обширными запасами природного газа, то с высокой степенью вероятности можно предполагать, что проекты замены традиционных моторных топлив будут основаны на различных способах его использования.
Технология конверсии природного газа в жидкие топлива основана на применении метода Фишера-Тропша, разработанного еще в 20-е годы прошлого века в Германии. Коммерческое использование этой технологии всегда было ограниченно по двум основным причинам:
- низкой стоимости сырой нефти, что делало получение альтернативных топлив задачей второстепенной важности;
- больших капитальных затрат, необходимых для строительства заводов по получению синтетических топлив.
В XXI в. ситуация изменилась, что позволяет рассматривать процессы синтеза жидких углеводородов уже в практической плоскости.
Процесс производства СМТ из природного газа по технологии GTL состоит из четырех стадий. На первой получают кислород, который используется для производства синтез-газа - смеси, состоящей в основном из СО и Н2 (вторая стадия). Синтез-газ из природного газа получают с помощью технологических процессов, которые можно разделить на две большие группы:
1) частичное окисление метана:
СН4 + 1/2О2 = СО + 2Н2 - 10,62 ккал/моль;
2) паровой риформинг:
СН4 +Н20 = СО + 3Н2 + 54,56 ккал/моль.
В каждой из этих реакций дополнительно образуется СО2, который в дальнейшем вступает в реакцию с метаном, образуя дополнительное количество СО и Н2: СН4 + СО2 = 2С0 + 2Н2 + 62,05 ккал/моль.
Этот процесс позволяет использовать также избытки СО2, поступающие от других технологических процессов, что уменьшает объемы вредных выбросов и служит для управления составом синтез-газа.
На третьей стадии осуществляется собственно процесс Фишера-Тропша, в котором происходит синтез жидких углеводородов на базе компонентов синтез-газа. В упрощенной записи этот процесс можно представить следующим образом:
пСО + (2п+1)Н = С„Н2„+2 + иН20;
2пС0 + пН2 = СПН2П + ПСО2.
Состав конечных продуктов по технологии GTL зависит от применяемых катализаторов, температуры и давления, соотношения СО и Н2 в рабочей смеси и других факторов. При этом возможны модификации процесса с направленным получением различных полупродуктов (метанола, смеси линейных алканов и алкенов, альдегидов для производства спиртов, карбоновых кислот, аминов, многоатомных спиртов и др.).
На финальном шаге происходит облагораживание полученных полупродуктов с доведением их качества до требуемых параметров. Эта стадия хорошо освоена на современных нефтеперерабатывающих заводах в составе вторичных процессов нефтепереработки.
Конечными продуктами технологии GTL являются прямогонные бензины (нафта), дизельное топливо, сжиженные газы и высокомолекулярные парафины. Нафта имеет фракционный состав, который не содержит ароматических углеводородов и серы. Это позволяет ее использовать как высококачественное нефтехимическое сырье.
Получение дизельного топливо по технологии GTL представляет большой интерес, так как в перспективе ожидаются высокие темпы роста спроса на дизельное топливо в мире, особенно на европейском и азиатском рынках. Синтетическое дизельное топливо имеет более высокое качество по сравнению с обычным дизельным топливом, получаемым из сырой нефти. Это снижает затраты и обеспечивает повышенные экологические характеристики синтетических топлив.
В табл. 1 [8] приведены характеристики дизельного топлива, получаемого из традиционных нефтей и из природного газа по технологии GTL. Как видно, моторные топлива при этом обладают значительно более высокими потребительскими и экологическими свойствами. При использовании дизельного топлива по технологии GTL выбросы сернистых соединений полностью отсутствуют, а углеводородов - снижаются на 35%, окиси углерода на 49%, окислов азота на 8%, твердых частиц на 31% [9].
Таблица 1
Сравнительные характеристики дизельного топлива, получаемого из нефти и природного газа
Характеристика Низкосернистое дизельное топливо из нефти Дизельное топливо из природного газа
Содержание серы, ppm 10 <5
Цетановое число min 48 ~75
Удельная плотность, г/куб. см. 0,82-0,86 ~0,78
Содержание ароматических
соединений, % <11* <5
* Спецификация для европейских НПЗ
Помимо дизельного топлива, по технологии СГЬ получают смазочные масла, воски, высокомолекулярные парафины, которые имеют широкое применение. Обычно выход полезных продуктов включает около 70% дизельного топлива и 30% нафты и парафинов.
Достигнутая в настоящее время эффективность конверсии по технологии СГЬ позволяет получать из 1000 куб. м природного газа 350-450 кг синтетических жидких продуктов, что соответствует термическому КПД процесса, равному 45-65% [10]. Путем утилизации вторичного тепла, возникающего на отдельных стадиях процесса СГЬ, и сжигания органических отходов производства возможна выработка тепла и электроэнергии, что заметно повышает экономическую эффективность процесса. Как отмече-
но в [11], в интегрированных энерготехнологических схемах производства СМТ из природного газа дополнительно может быть организована годовая выработка около 250 млн. кВт-ч электроэнергии при переработке 1 млн. куб. м природного газа в год.
В настоящее время разработкой технологий GTL занимаются крупнейшие нефтегазовые и технологические компании мира: Sasol, Shell, Syntroleum, ExxonMobil, Statoil, British Petroleum, Marathon и др. Одной из самых опытных организаций в области производства синтетических топлив является компания Sasol (ЮАР). Она владеет технологией, позволяющей получать СМТ и другие продукты из угля и природного газа более качественные, чем продукты прямого использования процесса Фишера-Тропша. Синтетическое дизельное топливо компании удовлетворяет требованиям, установленным для моторных топлив в Европе и Северной Америке. Sasol построила завод по технологии GTL мощностью 1,7 млн. т СМТ в год в Катаре. Совместно с компанией Chevron она ведет строительство завода по технологии GTL мощностью около 2 млн. т СМТ в год в Нигерии и мощностью 3,3 млн. т в Австралии.
Компания Shell разработала технологию получения бензина и керосина. В 1993 г. был построен завод мощностью 0,75 млн. т СМТ в год в Малайзии. В 2010 г. пущена в эксплуатацию первая очередь завода СМТ в Катаре мощностью 7 млн. т в год. Подписаны соглашения на сооружение типового проекта по технологии GTL мощностью 3,75 млн. т СМТ в Египте, Индонезии, Австралии, Аргентине.
Американская корпорация Syntroleum предлагает свою технологию получения синтетического дизельного топлива из природного газа. Она является конкурентоспособной, так как ей удалось добиться самых низких капитальных затрат по сравнению с другими подобными проектами. Компания получает синтез-газ путем автотермического рифор-минга, что позволяет избежать процесса производства кислорода, требующего значительных капиталовложений. В результате могут быть получены нафта, керосин и другие продукты. Разработаны проекты сооружения заводов по технологии GTL компании Syntroleum в Боливии (4,5 млн. т СМТ в год) и Чили (0,5 млн. т СМТ в год).
Компания ExxonMobil разработала собственную технологию получения синтетических продуктов из природного газа. Она представляет трехступенчатый процесс, который может быть использован для получения широкого круга конечных продуктов. Компания ExxonMobil разработала технологию получения синтетического дизельного топлива из природного газа, отличающуюся сравнительно низкими капитальными затратами, и активно продвигает эту технологию на международном рынке. В Катаре ведется строительство крупного завода по технологии ExxonMobil мощностью около 8 млн. т СМТ в год.
Норвежская компания Statoil использует трехступенчатый реактор, в котором процесс ориентирован на получение жидких продуктов.
В табл. 2 [8, 12] приведен список сооружаемых и проектируемых предприятий GTL. По состоянию на 2011 г. суммарная мощность существующих и строящихся заводов GTL составляет около 30 млн. т СМТ, а проектируемых и планируемых - около 70 млн. т СМТ.
Значительные капитальные затраты производства СМТ по технологии GTL существенно сдерживают развитие этой технологии. По различным оценкам [11, 13], для завода производительностью примерно 500 тыс. т СМТ в год (10 тыс. барр./сут.) при различных технологиях и компановках производства удельные капитальные затраты достигают 845-1135 долл./т СМТ в год (около 40-55 тыс. долл./барр. СМТ/сут., в ценах 2010 г.). Они распределяются между отдельными стадиями производства СМТ примерно следующим образом: получение кислорода 35%, генерирование синтез-газа 25%, процесс Фишера-Тропша 30%, стадия облагораживания продукции 10% [13]. Масштаб производства существенно снижает удельные затраты: при росте мощности завода с 500 тыс. т до 3 млн. т в год они сокращаются на 35-40%.
Таблица 2
Существующие и проектируемые заводы в мире по технологии GTL (по состоянию на 2011 г.)
Место расположения завода Компания, технология Мощность, млн. т СМТ в год Статус проекта
Существующие и строящиеся заводы
Mossei Bay, S. Africa PetroSA 2,25 Работает с 1991 г.
Bintula, Malaysia Shell 0,72 Работает с 1993 г.
Ras Laffan, Qatar Sasol/Qatar Oryx I 1,7 Работает с 2007 г.
Escrevos, Nigeria Sasol/Chevron 1,7 Работает с 2009 г.
Ras Laffan, Qatar Shell/Pearl GTL I & II 8,5 I очередь в 2010 г.
Ras Laffan, Qatar ExxonMobil 7,7 Строительство заморожено
Tinhert, Algeria ? 1,8 Строится
Australia Sasol/Chevron 3,3 Строится
Ras Laffan, Qatar Sasol/Oryx GTL expantion 3,2 Строится
Итого - более 30 -
Проектируемые и планируемые заводы
Африка - 13 -
Азия - 13,5 -
Австралия - 7,7 -
Ближний Восток - 20,7 -
Северная Америка - 3 -
Южная Америка - 10 -
Итого - около 70 -
На рис. 1 показаны наиболее известные схемы практической реализации технологий GTL с оценками капитальных затрат и операционных издержек на отдельных этапах производства синтетических топлив [15]. Стоимостные показатели в работе [15] относятся к середине 1990-х годов. В дальнейшем они были пересчитаны нами применительно к текущим экономическим условиям (2010 г.) на основе использования индексов Нельсона-Фаррара и IHS CERA Downstream Capital Costs Index для нефтепереработки как наиболее близкого к GTL производства2. Экономические показатели технологий в современных ценах (рис. 1), приведены в табл. 3. Эти оценки затрат можно использовать в расчете ожидаемой стоимости получения СМТ по отдельным технологиям GTL.
Для укрупненных расчетов стоимость получения СМТ по известным технологиям определяется следующим образом:
TotalCost = (1,23 - GasPrice/n) + (Opex + Capex), где GasPrice - цена природного газа, долл./1000 куб. м; 1,23 - коэффициент пересчета теплосодержания газа в единицы нефтяного эквивалента; n - КПД технологического процесса конверсии природного газа; Opex (Operational expenditure) - операционные затраты (без стоимости природного газа); Capex (Capital expenditure) - капитальные затраты (амортизация (при сроке службы 30 лет), прибыль (10% в год) и пр.
Обратным счетом из стоимости СМТ была оценена эквивалентная оптовая цена сырой нефти, из которой получают аналогичные нефтепродукты. Расчет эквивалентных цен нефти выполнен с использованием укрупненного соотношения стоимостей тонны моторных топлив и тонны сырой нефти на биржах Западной Европы. Оно равно примерно 1,253.
2 Индексы Нельсона—Фаррара регулярно публикуются в журнале Oil and Gas Journal, а индексы IHS CERA приводятся на сайте www.ihsindexes.com.
Увеличение индекса Нельсона-Фаррара для сооружения нефтеперерабатывающих мощностей в период с 1995 по 2010 г. составило 1,65, а значение индекса IHS CERA равно 1,85 в период с 2000 по 2010 г., что соответствует примерно величине 2,25 для сопоставимого периода с индексом Нельсона—Фаррара (1995-2010 гг.). Расхождение значений индексов в значительной мере объясняется тем, что индексы Нельсона—Фаррара рассчитаны для заводов, сооружаемых в США и Канаде, тогда как IHS CERA учитывает проекты по всему миру. В целях повышения представительности выводов в расчетах по капитальным вложениям использованы индексы IHS CERA как имеющие более высокие значения, а индексы Нельсона—Фаррара применены для корректировки значений операционных затрат.
3 См. например, данные по биржевой торговле нефтью и нефтепродуктами, публикуемые в журнале OPEC Bulletin.
Рис. 1. Проекты технологий GTL, предложенные различными компаниями (стоимостные показатели относятся к уровню цен середины 1990-х годов)
Результаты этих расчетов, приведенные в табл. 4, позволяют оценить перспективы развития технологии GTL. Они будут во многом зависеть от двух факторов: цены природного газа, из которого получается СМТ, и цены сырой нефти, продукты переработки которой замещают получаемые СМТ.
По результатам расчетов были определены области эффективного применения технологии GTL в зависимости от соотношения цен природного газа и сырой нефти. На рис. 2 они показаны применительно к группе рассмотренных технологий GTL.
Таблица З
Технологический процесс КПД конверсии газа** Получение кислорода Производство синтез-газа Синтез углеводородов (процесс Фишера-Тропша) Облагораживание конечного продукта Итого по всем стадиям Всего себестоимость (без стоимости сырья)
Орех Сарех Орех Сарех Орех Сарех Орех Сарех Орех Сарех 1 барр. СМТ 1 тСМТ
Частичное окисление метана .0,65 0,8 6,2 7,2 7,9 7,2 5 Л 5,8 2.9 21,0 22,2 43,1 340,6
Sasol 0,55 0,4 2,8 2,9 7,5 7,2 5,2 5,8 2,9 16,3 18.5 34,7 273,8
Exxon AGC-21 0,65 0,8 5,6 1,9 5,1 4,8 3,5 • 5,8 2,9 13,3 17,1 30,4 238,8
BP/Mobile 0,65 0,0 0,0 3,9 5,1 и 5Д 5,8 2.9 16,9 13,2 30,0 240,0
Syntroleum 0,62 0,0 0,0 4 ,4 1,8 4,4 1,8 4,4 1.8 13,1 5,4 18,5 151,1
DOE ceramic membrane 0,5 0,0 0,0 0.8 6,2 7,2 5,2 5,8 3.4 13.8 14.7 28,5 225,1
* Рассчитано no данным [15]. скорректированным к 2010 г. по индексу Нельсона-Фаррара для операционных затрат и HIS CERA для капитальных вложений. ** Оценка.
Таблица 4
Оценка зависимости стоимости СМТ от цены природного газа и эквивалентной цены сырой нефти, из которой получается топливо той же стоимости, долл./т СМТ
Технологический процесс Цена газа, долл./1000 куб. м
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Частичное окисление метана 530 719 908 1097 1287 1476 1665 1854 2044 2233
Sasol 497 721 945 1168 1392 1616 1839 2063 2287 2510
Exxon AGC-21 428 617 807 996 1185 1374 1563 1753 1942 2131
BP/Mobile 429 618 808 997 1186 1375 1565 1754 1943 2132
Syntroleum 349 548 746 945 1143 1341 1540 1738 1937 2135
DOE ceramic membrane 471 717 963 1209 1455 1701 1947 2193 2439 2685
Эквививалентная цена сырой нефти, долл./барр.
Частичное окисление метана 58 78 99 120 140 161 182 202 223 244
Sasol 54 79 103 128 152 176 201 225 250 274
Exxon AGC-21 47 67 88 109 129 150 171 191 212 233
BP/Mobile 47 67 88 109 129 150 171 191 212 233
Syntroleum 3* 60 81 103 125 146 213 239 266 293
DOE ceramic membrane 51 78 105 132 159 186 213 239 266 293
Цена сырой нефти, долл./барр.
Рис. 2. Зоны экономической эффективности технологии GTL в зависимости от соотношения цен природного газа и сырой нефти:
-О- частичное окисление СН4; -Л- Sasol; ——— Exxon AGC-21;-----------BP/Mobile;
----Syntroleum; -■- DOE ceramic membrane
Мировые цены на сырую нефть в середине 2011 г. составляли около 115 долл./барр. Согласно нашим расчетам, экономически эффективным будет использование природного газа при цене менее 350-400 долл./1000 куб. м. В 2009 г. цена импортируемого природного газа достигала в США 125 долл./1000 куб. м, Европе - 235 и Японии -295 долл./1000 куб. м (в пересчете по низшей теплоте сгорания) [16]. Это означает, что при современных достаточно низких ценах природного газа на ведущих рынках моторных топлив технология GTL обеспечивает получение моторных топлив при более низких затратах, чем их производство на основе традиционной переработки сырой нефти. По последним прогнозам МЭА [16], ожидаемые оптовые цены природного газа на различных рынках показаны в табл. 5.
Таблица 5
Ожидаемые оптовые цены природного газа, долл.(2009 г.)/1000 куб. м, в пересчете по низшей теплоте сгорания)
Страны 2009 г.* 2015 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г. 2035 г.
США 233 285 300 305 315 345
Европа 125 176 192 201 220 250
Япония 294 360 368 375 385 405
* Фактические значения.
Если цена сырой нефти на мировом рынке превысит 125 долл./барр. к 2020 г., то технология СГЬ окажется рентабельной во многих регионах мира, даже не имеющих собственных крупных ресурсов природного газа. При более высоких ценах нефти преимущества технологии СГЬ будут только возрастать4.
4 Относительно значений перспективных цен на нефть и газ не существует единого мнения. Согласно последним разработкам МЭА, по долгосрочным прогнозам развития мировой энергетики, цены сырой нефти (в ценах 2009 г.) в 2035 г. принимаются в диапазоне от 90 до 135 долл./барр. [17]. США рассматривают более широкий диапазон для того же периода: от 50 до 210 долл./барр. [18]. Естественно, на базе таких прогнозов могут быть приняты прямо противоположные решения. Это еще раз подчеркивает большие риски при выборе технологий ОТЬ. Однако исходя из тенденций последних лет наиболее вероятно установление высоких цен на мировых рынках нефти, чем падение цен до низкого уровня. Это делает перспективы технологий ОТЬ более благоприятными.
В России существуют благоприятные возможности для организации производства СМТ по технологии GTL. В целом по стране возможная добыча газа только в удаленных и малодебитных месторождениях, не позволяющих по экономическим условиям присоединять их к системам дальних газопроводов, но вполне рентабельных для организации получения на месте синтетических моторных топлив в небольших по мощности заводах GTL, оценивается на уровне более 140 млрд. куб. м в год. Это эквивалентно примерно 35-60 млн. т СМТ в год [8].
Таким образом, можно считать, что получение синтетических моторных топлив по технологии GTL имеет хорошие перспективы в обозримом будущем. Особенно привлекательной технология получения СМТ может стать при использовании природного газа мелких и выработанных месторождений, сланцевого газа, шахтного метана и т.п. Это позволит повысить энергобезопасность и снизить затраты на получение моторных топлив. Немаловажную роль будет играть возможность использования синтетических моторных топлив в существующих транспортных средствах без существенной реконструкции самих транспортных средств и их инфраструктуры, как это будет при переходе на электромобили или водородное топливо.
Замена традиционной нефти технологией на базе природного газа позволит существенно сократить вредные выбросы в окружающую среду, в том числе компоненты тепличных газов, негативно влияющих на климатический баланс планеты.
Литература
1. BP Statistical Review of World Energy, June 2010 (bp.com/statisticalreview).
2. Hubbert M. King. Nuclear Energy and the Fossil Fuels. 1956.
3. Campbell C., Laherrere J. The End of Chip Oil // Scientific American, March 1998.
4. Industry Taskforce on Peak Oil & Energy Security. The Oil Crunch, 2010.
5. Laherrere J. When will oil production decline significantly? European Geosciences Union General Assembly 2006[2006April 3] (http://www.hubbertpeak.com/laherrere/EGUVienna2006.pdf).
6. World Energy Outlook 2011 // Special Report, IEA.
7. IPCC, Fourth Assessment Report: Climate Change 2007.
8. Jamieson A., McManus G. GTL Production will Partially Ease Regional Diesel, Naphta Imbalances // Oil & Gas Journal, March 19, 2007.
9. Kessel I.B. Efficiency of GTL Industry Construction in JSC «Gazprom», 23rd World Gas Conference. Amsterdam, 2006.
10. Liquid Fuel Production from Coal & Gas, IEA ETSAP — Techology Brief S02, May 2010; Ghaemmaghami B., Clarke S. GNL: Progress and Prospects — Study Yields Generic, Coastal-Based GTL Plant, Oil and Gas Journal, vol. 99, March 12, 2001; Oil and Gas Journal, Special Report: GTL, CTL Finding Roles in Global Energy Supply, vol. 106, issue 12; SYNGAS Refiner, vol. I, No. 12, 2005; Carolan M., Chen Chr., Rynders S. Ion Transport Membrane (ITM) Syngas and ITM H2: Engineering Development of Ceramic Membrane Reactor Systems for Converting Natural Gas to Hydrogen and Synthesis Gas for Liquid Transportation Fuels, Proc. ofthe 2002 USDOE Hydrogen program Review, 2002.
11. Mitra S. Monetizing Natural Gas through GTL Techology, 2009 Электронный ресурс:
http://hithaldia. academia.edu/smitra/Papers/649222/Monetizng_natural_gas_through_GTL_technology.
12. www.zeuslibrary.com/VEL/GTL.asp
13. Review of a Gas to Liquids Industry for Australia. Dept. of Industry, Science & Resources, May 2001.
14. Liquid Fuels Production from Coal & Gas, IAE-ETSAP — Technology Brief S02, May 2010 (www.etsap.org).
15. Oil and Gas Journal, January 31, 1995.
16. World Energy Outlook 2011, Are We Entering a Golden Age of Gas? Special report, IEA, June 2011.
17. World Energy Outlook 2010, OECD/EIA, 2010.
18. International Energy Outlook, DOE/EIA-0484(2010), July 2010.
