CC BY
615■ НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GAZOHIMIYA.RU_____ПЕРСПЕКТИВЫ |
Перспективы развития региональной газопереработки и газохимии в Российской Федерации на период до 2030 года
А.И. ГРИЦЕНКО, С.В. ШУРУПОВ, Я.Б. ДЕРЖКО, Б.И. КОЛОБКОВ, Т.А. КРЕТОВА, Я.В. ЖИГАЙЛОВА
ОАО «ГАЗПРОМ ПРОМГАЗ»
Усиление стратегических позиций России на мировом и внутреннем рынках за счет роста глубины переработки природного и попутного нефтяного газа, повышение качественного и количественного уровня развития региональной газопереработки и газохимии, их инновационной активности, а также резкое повышение эффективности использования месторождений за счет внедрения новых технологий -необходимое условие поступательного социально-экономического развития страны.
IGCF41
Одним из существенных конкурентных преимуществ развития экономики Российской Федерации являются огромные запасы углеводородных ресурсов, которые, однако, используются не самым эффективным образом. В нашей стране природный газ находит применение в основном как энергоноситель. Усиление стратегических позиций России на мировом и внутреннем рынках за счет роста глубины переработки природного и попутного нефтяного газа, повышение качественного и количественного уровня развития региональной газопереработки и газохимии, их инновационной активности, а также резкое повышение эффективности использования месторождений за счет внедрения новых технологий - необходимое условие поступательного социально-экономического развития страны.
Правительством Российской Федерации и Минпромэнерго РФ в последние годы был разработан и принят ряд постановлений, распоряжений и программ, частично касающихся целей, задач, направлений и прогнозируемых параметров развития в области газопереработки и газохимии, в частности:
- Распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 г. № 1715-р «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года»;
- Постановление Правительства РФ от 08.01.2009 г. № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа в факельных установках»;
- «Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и дру-
гих стран АТР» (утверждена Приказом Минэнерго РФ от 3.09.2007 г. № 340);
- «Стратегия развития нефтехимической промышленности России на период до 2015 года» (утверждена Приказом Минэнерго РФ от 14.03.2008 г. № 119).
В 2010 году специалистами Газпром промгаз была разработана «Концепция развития региональной газопереработки и газохимии в Российской Федерации на период до 2030 года», основные положения которой были одобрены Бюро НТС ОАО «Газпром». В данной статье рассмотрены основные направления развития региональной газопереработки и газохимии в РФ на период до 2030 г.
Современное состояние
газопереработки и газохимии в РФ
В табл. 1 приведены данные по уровням добычи нефти, газа и конденсата
ГАЗОХИМИЯ 17
И ПЕРСПЕКТИВЫ
Табл. 1
Добыча газа, нефти и конденсата в РФ в 2005-2009 гг.
2005 2006 2007 2008 2009
Газ, млрд м3 641 656 653 665 584
в т. ч. ПНГ, млрд м3 43 44 49 52 57
Нефть, млн т 479 498 507 506 512
в т. ч. газовый конденсат, млн т 17 18 17 17 18
в России за период 2005-2009 гг. Добыча газа стабильно держится на уровне 650 млрд м3. Важно отметить, что в балансе газа доля попутного нефтяного газа (ПНГ) составляет около 8 %. Предприятиями ОАО «Газпром» добывается 83 % от всего газа по РФ. Добыча нефти и конденсата в последние четыре года находится на уровне 500510 млн т/год, причем добыча газового конденсата составляет 17-18 млн т/год.
Наиболее крупными компаниями по добыче нефти являются Роснефть (22 %), ЛУКОЙЛ (18 %), ТНК-BP (14 %), Сургутнефтегаз (12 %), Газпром нефть (6 %).
В 2008 г. выручка от реализации продукции нефтегазового сектора составляла 10,8 трлн руб., или 25 % всего ВВП. Таким образом, нефтегазовые компании остаются основой рос-
сийской экономики. По-видимому, эта тенденция сохранится и в будущем. Структура реализации товарного газа в РФ представлена на рис. 1.
В 2008 г. потребление товарного газа в стране составило 648,8 млрд м3. Из них 415,3 млрд м3 использовались в промышленном секторе, на коммунально-бытовые нужды и на производство электрической и тепловой энергии. Треть газа (195 млрд м3) экспортировалась.
Всего лишь 24,1 млрд м3, что составляет 3,7 %, использовалось в качестве сырья для газохимической переработки; из них 10 млрд м3 - для производства метанола, аммиака и карбамида, 13,8 млрд м3 - для получения водородосодержащего газа для технологических процессов и 0,3 млрд м3 - для получения техуглерода.
Рис. 1
Структура использования товарного газа в РФ в 2008 г.
Сырье на газохимическую переработку 24,1 млрд м3
3,7 % Газ на сайклинг (Сахалин-1)
7,5 млрд м3 1,2 %
Экспорт газа 195,4 млрд м3 30,1 %
Газ на производство Технологические потери электрической 6,5 млрдм3
и тепловой энергии 1 %
415,3 млрд м3 64 %
На сегодняшний день в России действуют 29 газоперерабатывающих производств суммарной проектной мощностью 93,6 млрд м3/год по перерабатываемому газу. Основные мощности по газопереработке размещаются в Приволжском и Уральском федеральном округах. При этом практически отсутствуют заводы и установки в районах Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (рис. 2).
Рис. 2
Проектная мощность основных газоперерабатывающих заводов в РФ и их размещение
Северо-западный ФО
Сосногорский ГПЗ 3,0
Усинский ГПЗ 0,5
Уральский ФО
Нижневартовский ГПЗ 8,6
Белозерный ГПЗ 4,0
Южно-Балыкский ГПЗ*' .3,2
Губкинский ГПК •9,2
Красноленинский ГПЗ " 3,2 -
Локосовский ГПК 2,1
Ноябрьскгазпереработка 2,1
. Сургутской УПГ ^ 7,2
rq
%
4
Северо-западный
округ
v
I
Дальневосточный
округ
Центральный - округ
Приволжский
округ
Уральский
округ
Сибирский'i округ
Южный
округ
Южный ФО
Ставропольнефтегаз 0,1
Нефтегорский ГПЗ 0,8
Отрадненский ГПЗ 1,1
Приволжский ФО
- Астраханский ГПЗ . 12,0 .
Оренбургский ГПЗ "
Оренбургский ГЗ
Коробковский ГПЗ .
Пермнефтегазпереработка "41 0.5 Ч -
Туймазинское ГПП
Шкаловское ГПП 0,3
Миннибаевский ГПЗ 1,0
Зайкинское ГПП 2,0
j
I
♦
I
I ■
Дальневосточный ФО
Якутский ГПЗ | 1,5
18 ГАЗОХИМИЯ
■ НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GAZOHIMIYA.RU
ПЕРСПЕКТИВЫ И
Табл. 2
Газоперерабатывающие предприятия РФ и получаемая продукция
Компания/завод Проектная 2009 г. Основная продукция
мощность
ОАО «Газпром» - по переработке газа - по переработке конденсата 52,5 млрд м3 28,8 млн т 30,4 млрд м3 19,8 млн т Стабильный конденсат и нефть - 3,4 млн т Сухой газ - 24,2 млрд м3 СУГ - 2,0 млн т ШФЛУ - 0,4 млн т Моторные топлива - 3,5 млн т Мазут топочный - 0,4 млн т Сера - 4,3 млн т Гелий - 4,9 млн м3 Этан - 0,3 млн т
ОАО «НОВАТЭК» - по переработке конденсата 5 млн т 3,03 млн т Стабильный конденсат - 2,1 млн т СУГ - 0,7 млн т Сухой газ - 32,9 млрд м3 Нефть - 0,2 млн т
Заводы - по переработке ПНГ 39,7 млрд м3 28,0 млрд м3 СОГ - 23,6 млрд м3 СУГ, ШФЛУ - 3,5 млн т Стабильный газовый бензин - 0,6 млн т
I Рис. 3
Добыча и переработка газа в РФ и США, млрд м3
Россия, 2009 г.
Добыча Переработка Добыча Переработка
Г) Табл. 3 1
Продукция переработки газа в РФ и США
Продукция Россия США
Сухой товарный газ, млрд м3 47,8 447,4
Этан, млн т 0,3 8,1
СУГ, ШФЛУ, млн т 5,0 0,1
Пропан, млн т 0,4 7,5
Н-бутан, млн т 0,5 3,0
Изо-бутан, млн т - 1,4
Стабильный газовый бензин, млн т 0,6 4,0
СПГ, млн т - 23,7
Больше половины мощностей по переработке газа относится к структуре ОАО «Газпром». Это наиболее крупные в РФ Оренбургский и Астраханский ГПЗ. Следует отметить, что на ОГЗ поступает очищенный от сероводорода газ с ОГПЗ. Также ОАО «Газпром» располагает заводами по переработке газового конденсата (Уренгойский завод по подготовке конден-
сата к транспорту и Сургутский завод стабилизации конденсата). Заводы по переработке попутного нефтяного газа в основном относятся к структурам ОАО «СИБУР Холдинг». Значительными мощностями по переработке газового конденсата обладает ОАО «НОВАТЭК». В табл. 2 представлен ассортимент получаемой продукции на ГПЗ.
Сравнение показателей переработки газа в России и США, которые располагают наиболее развитой газоперерабатывающей отраслью, показывает, что при близких объемах добычи газа объем перерабатываемого газа в США в 8 раз больше (рис. 3), а номенклатура продукции и объем ее производства намного шире (табл. 3). Следует также отметить значительные объемы в США по этану, который в России практически не извлекается.
Одним из наиболее ценных продуктов газопереработки являются сжиженные углеводородные газы (СУГ). В последние годы в России наблюдается достаточно устойчивый рост производства СУГ, при этом около половины объемов обеспечивается ОАО «Газпром» и ОАО «СИБУР Холдинг» (рис. 4).
Касательно структуры потребления СУГ можно выделить сравнительно низкую долю использования в качестве газомоторного топлива (5 % при среднемировой доле 10-12 %); 3,2 млн т (29 %) СУГ экспортируется. Основными потребителями СУГ в России являются газохимические предприятия - 3,8 млн т (35 % от объема производства) и промышленные и коммунально-бытовые потребители -3,4 млн т (31 %), по данным 2009 г.
Высокая доля СУГ для газохимии объясняется использованием их для пиролиза в этилен вследствие отсутствия производства этана. Объем и номенклатура газо- и нефтехимической продукции, выпускаемой в РФ, а также прогноз производства продукции до 2030 г. представлены в табл. 4. Большую долю в объеме производства основных видов газонефтехимической продукции составляют получаемые из метана азотные удобрения (аммиак, карбамид) и метанол. Производство этилена и ароматических углеводородов значительно ниже. В структуре производимых на основе этилена пластиков преобладает полиэтилен. Это объясняется тем, что в РФ наблюдается дефицит этилена - промежуточного продукта производства пластиков.
Основным способом получения этилена в РФ является пиролиз СУГ и нафты. Мощности по производству этилена в России - 2,3 млн т составляют около 2 % от мировых (113 млн т) и 10 % от европейских (23 млн т). Существующие мощности по производству полиэтилена и полипропилена не превышают 1,5 и 0,5 млн т/год.
Сегодняшнее состояние газохимической отрасли и рынка ее продуктов в РФ характеризуется избытком сырья
ГАЗОХИМИЯ 19
ПЕРСПЕКТИВЫ
ГУ
Рис. 4
Производство СУГ в РФ в 2009 г.
Объем производства 11,0 млн т
Основные производители СУГ
Газохимия Экспорт
3,8 млн т 3,2 млн т
35 % 29 %
Нефтяные компании ОАО «Газпром» 4,8 млн т 2 млн т
44 % 18 %
Коммунально-бытовые нужды 3,4 млн т 31 %
Газомоторное топливо 0,6 млн т 5 %
ОАО «НОВАТЭК» 0,8 млн т 7 %
ОАО «СИБУР Холдинг» 3,4 млн т 31 %
Табл. 4
Производство и прогноз производства газо- и нефтехимической продукции в РФ, тыс. т
Факт Прогноз
Номенклатура продукции --------------------------------------
2007 г. 2008 г. 2009 г. 2015 г. 2020 г. 2030 г.
Стирол 620 577 494 710 934 1222
Бензол 1204 1153 1053 1200 1482 1742
Этилен 2121 2338 2277 2900 5500 9300
Метанол 3534 3513 2344 4100 4706 5500
Азотные удобрения (в т. ч. аммиак и карбамид) 7203 6890 7407 8200 9100 11400
Полистирол и сополимеры стирола 278 270 258 400 568 810
Поливинилхлорид и сополимеры винилхлорида 587 579 528 1000 1400 1850
Полипропилен 591 509 603 1100 1600 2300
Полиэтилен 1246 1272 1412 1700 2800 3900
для переработки и большим спросом на готовую продукцию при одновременном недостатке мощностей основного процесса переработки - пиролизных установок для производства этилена (табл. 5). Проектная мощность установок пиролиза в РФ не позволяет перерабатывать СУГ/нафту в полном объеме.
Такое положение приводит к тому, что вместо экспорта продукции газохимии (с высокой добавленной стоимостью) Россия экспортирует ценное сырье (СУГ) и одновременно импортирует значительное количество пластмасс в виде полуфабрикатов и готовых изделий (на сумму $ 6-7 млрд ежегодно). При этом потребление пластмасс в РФ составляет около 27 кг/чел в год, что ниже даже среднемирового уровня (около 40 кг/чел), не говоря о промышленно развитых странах, где оно намного выше. В настоящее время импорт пластиков в РФ составляет 1,5 млн т/год. Импортозамещение и рост внутреннего потребления могут обеспечить рост внутреннего спроса пластиков в 4 раза к 2030 г.
Состояние дел с утилизацией ПНГ в РФ
Отдельно необходимо отметить положение дел с утилизацией ПНГ. Проблема чрезвычайно актуальна, а положение с утилизацией ПНГ просто нетерпимо, что отмечал и президент РФ Д.А. Медведев. Разброс в оценке количества ПНГ, сжигаемого в факелах, значителен и варьируется от 16 до 40 млрд м3/год. Сжигание ПНГ в факелах приводит не только к загрязнению атмосферы, но и к прямым потерям ценного углеводородного сырья, при переработке которого можно получить широкую гамму продукции.
Ежегодно в мире сжигается от 150 до 170 млрд м3/год ПНГ (4-5 % потребления газа в мире).
В РФ ежегодно добывается 5862 млрд м3/год ПНГ, из которых 1618 млрд м3 сжигается в факелах (данные Министерства природных ресурсов и экологии РФ); по данным Всемирного банка, сжигается в факелах около 40 млрд м3 газа, что предполагает добычу ПНГ на уровне 80-85 млрд м3/год.
Основная причина большого разброса оценок ресурса ПНГ состоит в том, что методика учета ПНГ на месторождениях прописана расплывчато и далеко не все месторождения имеют узлы учета, поэтому фактические объемы сжигаемого ПНГ превышают официальные данные. В соответствии со схемой учетных показателей баланса ПНГ в РФ, ресурс добываемо-
20 ГАЗОХИМИЯ
■ НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GAZOHIMIYA.RU
ПЕРСПЕКТИВЫ И
Табл.5
Сырье, мощности по пиролизу и спрос на газо- и нефтехимическую
продукцию в РФ, млн т
Наименование 2009 г. (факт.) 2030 г. (прогноз)
Сырье, в т. ч.: 27,5 40,5
Нафта 16 18
СУГ, ШФЛУ 11 18
Этан 0,5 4,5
Мощности по пиролизу, в т. ч. по продукции: 4,2 14,7
Этилен 2,3 9,3
Пропилен 1,3 4,1
Бутадиен 0,6 1,3
Спрос на продукцию, в т. ч.: 5,5 20,8
Пластики 4,1 15,5
Каучуки 1,1 4,2
МЭГ 0,3 1,1
го ПНГ в РФ складывается из объема ПНГ, добываемого компаниями плюс невосполнимые потери ПНГ, сжигаемого в факелах и выбрасываемого в атмосферу. Учет добываемого ПНГ ведется расчетным путем, а именно, умножением объема добываемой нефти (в т) на газовый фактор (м3/т) (газовый фактор - это количество газа дегазации, выделяющегося при получении 1 т разгазированной нефти). Объем добычи ПНГ зависит от количества добываемой нефти.
Следует отметить различное значение газового фактора у различных компаний (от 80 до 240 м3/т), ведущих свою деятельность по добыче нефти в ХМАО.
Основными продуктами переработки ПНГ является очищенный газ, СУГ, бензин газовый стабильный.
го газа произойдет увеличение доли этансодержащего газа. Так, в газе, добываемом в ЯНАО, содержание этансодержащего газа возрастет к 2020 г. до 30 % (233 млрд м3). Что касается месторождений газа Восточной Сибири и Дальнего Востока, то доля этансодержащего газа в них составит к 2030 г. 60-65 % (55 млрд м3).
В перспективе Западная Сибирь по-прежнему будет играть роль основного добывающего региона. В целом по России добыча газа возрастет с 650 млрд м3 в 2010 г. до 870-950 млрд м3 в 2030-м. Следует отметить, что основные объемы добычи приходятся на долю ОАО «Газпром». Существенный вклад в объемы добычи газа будут вносить независимые производители (с 70 млрд м3 в 2010 г. до 160 млрд м3 в 2030 г.). В соответ-
ствии с программой освоения газовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока в 2010 г. было добыто 30,5 млрд м3, а в 2030-м. добыча газа в этих регионах возрастет до 55-90 млрд м3.
Освоение валанжинской и ачимов-ской залежей газоконденсатных месторождений ЯНАО и перспективных месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, которые являются нефтегазоконденсатными и газоконденсатными, приведет к росту добываемого конденсата с 15 млн т в 2009 г. к 30-32 млн т в 2030-м.
Увеличение добычи конденсата потребует реконструкции действующих и строительства новых мощностей по переработке и транспортировке жидких углеводородов.
Перспективы развития газо-
и нефтехимической отрасли РФ
Освоение этансодержащих месторождений потребует строительства ряда новых и расширения существующих заводов по производству этилена и продуктов органического синтеза. Ввод этих объектов позволит значительно повысить производство основных видов газохимической продукции, в том числе пластиков - более чем в три раза. Согласно прогнозу производства газо- и нефтехимической продукции в РФ, к 2030 г. выпуск продукции увеличится: по азотным удобрениям в 1,6 раза, по этилену в 4 раза, по метанолу в 1,4 раза, по полиэтилену в 3,5 раза и по полипропилену в 4 раза (табл. 4).
Наряду с насыщением внутреннего рынка (и увеличением среднедушевого потребления пластмасс в РФ в 2-3 раза) это позволит перейти от им-
Прогноз добычи газа и конденсата в РФ
При успешной реализации программ по утилизации ПНГ и освоения месторождений этансодержащего газа газодобывающими компаниями, к 2030 г. объем СУГ может составить 30 млн т. С учетом того, что в перспективе ожидается значительное увеличение производства газохимического сырья (СУГ и особенно этана), необходимо опережающее строительство мощностей по пиролизу и производству пластмасс.
Отдельно необходимо отметить неизбежные изменения в структуре перспективного сырья для газохимии. Например, в Западной Сибири в связи с истощением сеноманских залежей будут осваиваться глубокозалегающие газоконденсатные залежи. В результате этого в структуре добываемо-
ГАЗОХИМИЯ 21
И ПЕРСПЕКТИВЫ
Г \ Табл. 6 I
Крупные перспективные проекты газопереработки и газохимии в РФ с планами реализации до 2017 г.
Проект Мощность Заказчик
Новоуренгойский ГХК, ЯНАО 400 тыс. т полиэтилена высокого давления ОАО «Газпром»
Тобольск-Полимер, г. Тобольск 500 тыс. т полипропилена ОАО «СИБУР Холдинг»
РусВинил, г. Кстово 330 тыс. т ПВХ (в перспективе до 500 тыс. т) СП ОАО «СИБУР Холдинг»/ SolVin
Каспийский ГПЗ, Республика Калмыкия 10 млрд м3 газа, 600 тыс. т ШФЛУ, 1 млн т конденсата ОАО «ЛУКОЙЛ»
Ставролен (расширение), г. Будённовск 600 тыс. т по сырью, 400 тыс. т полиэтилен ОАО «ЛУКОЙЛ»
Усть-Лужский ЗПК, г. Усть-Луга 6 млн т конденсата ОАО «НОВАТЭК»
Штокман-СПГ, Мурманская обл. 15 млн т СПГ (22,5 млрд н. м3) Штокман Девелопмент АГ Газпром/Total/Statoil Hydro
Ямал-СПГ, ЯНАО 15 млн. т СПГ (22,5 млрд н. м3), 1 млн т конденсата ОАО «НОВАТЭК»
( ) Рис. 5 |
Повышение эффективности использования газа по мере увеличения глубины переработки и ассортимент перспективной продукции
МТБЭ
порта ряда позиций к их крупномасштабному экспорту. Необходимо отметить, что потребуется тщательная проработка объемов и номенклатуры производимой продукции.
В табл. 6 представлен перечень крупных перспективных проектов газопереработки и газохимии, которые планируются к реализации в период до 2017 г.
Необходимо отметить, что в период кризиса планы практически всех компаний подверглись значительной корректировке. Вместе с тем часть этих проектов была озвучена представителями государственной власти на достаточно высоком уровне и они полу-
чили административную поддержку, в связи с чем осуществление их считается наиболее вероятным.
Значительные запасы и ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют сформировать в этих регионах новые промышленные центры газодобычи: Сахалинский, Якутский, Иркутский, Красноярский и Камчатский.
В добываемой углеводородой смеси месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока содержится большое количество этана, пропана, бутана, а также гелий. Поэтому крайне необходимо освоение месторождений начинать с создания газохимических
комплексов для извлечения ценных компонентов и производства газохимической продукции с высокой добавленной стоимостью. При освоении гелийсодержащих месторождений предполагается создание подземных хранилищ для длительного хранения гелия.
Фракция С2+ может быть направлена на получение высоколиквидной продукции - полиолефинов (полиэтилена и полипропилена) и/или на получение поливинилхлорида.
Фракция С1 может быть направлена на производство широкого ассортимента газохимической продукции. Наиболее востребованной газохимической продукцией может быть карбамид, аммиачная селитра, карбамид-формальдегидный концентрат - основа для получения карбамид-формальдегидных смол.
Повышение эффективности использования природного и попутного нефтяного газа
На рис. 5 приведен пример повышения эффективности использования газа по мере увеличения глубины переработки.
При реализации газа и конденсата в качестве товарной продукции обеспечивается выручка, условно принятая за 100 %. Организация газопереработки с извлечением из исходного сырья этановой фракции и пропанбутановой фракции позволяет дополнительно получить продукцию и увеличить выручку на 33 %. Организация этановой газохимии позволяет производить полиолефины (полиэтилен, полистирол, полипропилен). Организация метановой газохимии позволит производить азотные удобрения, метанол, аммиак, метиламины, бутано-лы. В результате стоимость продукции газопереработки и газонефтехимии в 4-5 раз превысит стоимость исходного углеводородного сырья.
Проблемы и перспективы производства и применения сжиженного природного газа (СПГ) в РФ
В России работы по исследованию процессов сжижения природного газа были начаты в 50-е гг. XX века. В то время был построен первый в Европе Московский завод сжижения газа, транспортировался СПГ по железной дороге. Тогда же был оборудован грузовой автомобиль для работы на СПГ. В Институте газа АН Украинской ССР велись экспериментальные исследования детандерного цикла сжижения и цикла на смешанном хладоагенте. Это были пионерные работы, и ряд патен-
22 ГАЗОХИМИЯ
■ НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GAZOHIMIYA.RU
ПЕРСПЕКТИВЫ И
тов в этой области, автором которых был профессор А.П. Клименко, были приобретены ведущими компаниями Франции и США.
В начале 70-х гг., во время бурного роста сектора промышленности СПГ в мире, в нашей стране реанимировались работы в этом направлении. В основном это были теоретические работы. С участием ВНИИГАЗа был разработан проект комплекса СПГ в Армении, в 80-х гг. было начато его строительство. Однако в связи с развалом СССР комплекс так и не был пущен в эксплуатацию. В это же время разрабатывались проекты установок сжижения для Московского ГПЗ и газораспределительной станции Оренбурга. Было начато строительство установки СПГ на Московском ГПЗ, пущена в эксплуатацию опытная установка сжижения газа на опытном заводе ВНИИГАЗа.
Таким образом, была создана основа для успешного испытания опытных образцов автомобилей и экспериментального самолета ТУ-155 на СПГ, а также авиадвигателей и топливных систем самолетов.
В конце 70-х гг. XX века перед Россией, занимающей лидирующее положение в мире по запасам и поставкам газа по трубопроводам в Европу, встала проблема освоения открытой нефтегазоносной провинции на шельфе о. Сахалин.
Сравнительно за короткий срок была возведена производственная и нефтегазотранспортная инфраструктура. Была создана с нуля нефтегазовая инфраструктура в субарктических условиях, что обеспечило вывод России на новые энергетические рынки стран АТР.
Решение о переработке природного газа в СПГ было принято в 90-е годы на стадии технико-экономического обоснования. Вместе с тем необходимо было решить ряд сложных проблем: в стране не хватало специалистов по добыче углеводородов на шельфе и отсутствовали технологии крупномасштабного производства СПГ.
В 2009 г. был введен в эксплуатацию завод СПГ (проект «Сахалин-2», оператором которого является «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани ЛТД») производительностью 9,6 млн т СПГ в год (5 % от мирового производства СПГ), который занимает 6-е место в мире по мощности; 98 % объема производимого СПГ было законтрактовано еще в период строительства комплекса. СПГ поставляется в Японию, Южную Корею, Индию, Кувейт, Китай, Тайвань.
Трудно переоценить значение создания и функционирования этого комплекса производства СПГ. Это прежде всего диверсификация газового бизнеса. Целый ряд инженерных решений может быть использован при освоении месторождений в арктических условиях.
Для транспортировки газа со Штокмановского месторождения потребителям в Атлантическом регионе (США, страны Южной Европы) ОАО «Газпром» планирует построить завод в поселке Териберка в Мурманской области. Существует проект строительства завода «Балтийский СПГ» в Ленинградской области. Однако на конец 2010 г. планы реализации этого проекта не определены и требуют проведения тщательного дополнительного анализа его экономической эффективности. Предполагается при-
влечение иностранных партнеров (например, компании Total) к строительству завода СПГ на п-ве Ямал.
По мнению аналитиков Evaluate Energy, ОАО «Газпром», являющееся на сегодняшний день 14-м по уровню производителем СПГ в мире, может более чем в два раза увеличить выпуск этого вида топлива в течение ближайшего десятилетия.
Следует отметить, что накопленный опыт в части производства и поставок СПГ в России имеет перспективы. Это прежде всего получение СПГ на ГРС. Широкое внедрение комплексов сжижения газа на ГРС следует осуществлять на базе технологически простых и надежно работающих установок сжижения (например, с вихревыми трубами или аппаратами пульсаци-онного типа), которыми можно было бы оснащать большинство ГРС при минимальных капитальных затратах, и одновременно использовать повышение температуры редуцируемого газа, исключив специально устанавливаемые подогреватели и затраты газа на эти цели.
Необходимо создавать так называемые пик-шевинговые (англ. peak shaving) установки в блочно-комплектном исполнении с использованием классических процессов производства СПГ. С учетом того, что наша страна имеет огромную территорию, необходимо создавать инфраструктуру производства СПГ и поставки потребителям автотранспортом в изотермических емкостях. Отечественными машиностроителями и фирмами (Гелиймаш, Криогенмаш и др.) накоплен значительный опыт в производстве и эксплуатации оборудования в области применения мини-заводов СПГ, включая производство СПГ, его транспортировку, регазификацию и распределение. Причем в отличие от зарубежных станций на мини-СПГ движущей силой является перепад давления газа на ГРС либо АГНКС, что снижает капитальные и эксплуатационные затраты.
ГАЗОХИМИЯ 23
И ПЕРСПЕКТИВЫ
Реализованные проекты заводов мини-СПГ в РФ
Объект
Участники
Производительность Год ввода
Ленинградская область
ГРС «Выборг»
ЗАО «Сигма-Газ» ЗАО «Крионорд»
800-6500 т/год (100-800 кг/ч)
2002
ГРС «Никольское»
ЗАО «Сигма-Газ» ЗАО «Криогаз» ЗАО «Крионорд»
400-2800 т/год (50-350 кг/ч)
1998
АГНКС-8 Петродворец
ЗАО «Сигма-Газ» ЗАО «Крионорд»
2800-10000 т/год (350-1100 кг/ч)
1996
Свердловская область
АГНКС г. Первоуральск
ЗАО «Сигма-Газ» ЗАО «Крионорд»
8500-13000 т/год (1-1,5 т/ч)_____
2002
Московская область
АГНКС №1 Москва
ПК ПНФ «ЭКИП»
8500 т/год (1 т/ч)
2004
Реализованные проекты по малотоннажной переработке природного газа и ПНГ в блочно-модульном исполнении
Мощность по сырью, млн м3/год_______
Месторождение
Компания-
недропользователь
16
Мохтиковское НМ, ХМАО - Югра
ОАО «НК «Русснефть»
25
Прикамский ГУ,Татарстан
ООО «Татнефтегаз»
50
Тарасовское НГМ, Тюменская обл.
ООО «Пурнефтегаз»
65
Братское ГКМ, Иркутская обл.
ООО «НГК ИТЕРА»
175
Перелюбское ГКМ, Саратовская обл. ООО «Геогаз»
Табл.7
Табл.8
В настоящее время функционирует ряд объектов мини-СПГ в Ленинградской, Свердловской и Московской областях (табл. 7). Применение данных технологий в малонаселенных районах с неразвитой газораспределительной сетью позволит повысить показатели газификации при минимальных капитальных затратах. Возможна газификация различных объектов - городских районов, коттеджных поселков или сельских населенных пунктов, промышленных предприятий и т. д.
В 2009 г. объем потребления СПГ в РФ составлял 16,8 млн м3/год, в т. ч. за счет ОАО «Газпром» - 9,5 млн м3/год. За 2010 г. в РФ было газифицировано 9 котельных (мощностью 3-8 МВт) и 2 населенных пункта в 3 субъектах РФ.
Актуальность проблемы малотоннажной (региональной) газопереработки и газохимии
В России накоплен опыт проектирования и строительства крупных ГПЗ производительностью более 1 млрд м3/год. Вместе с тем в последние годы отмечен возросший интерес добывающих компаний к малогабаритным установкам. Это объясняется тем, что на малом месторождении нефти с уровнем добычи от 400 тыс. т в год ресурс ПНГ составляет обычно в пределах 50-100 млн м3/год. При этом строительство газопроводов и транс-
порт газа для утилизации его на существующих ГПЗ экономически не оправданы.
Среди фирм - разработчиков технологий и изготовителей оборудования малотоннажных малогабаритных установок по переработке природного газа и ПНГ следует отметить ЗАО «ГЛОБОТЭК» (г. Тольятти), Группу компаний РусГазИнжиниринг (г. Подольск), ОАО «НИПИгазпереработка» (г. Краснодар), ООО «ЛЕННИИХИМ-МАШ» (Санкт-Петербург).
В табл. 8 приведено несколько примеров таких малотоннажных установок переработки газа, работающих на месторождениях. Продукцией переработки ПНГ являются сухой отбензиненный газ, смесь пропан-бутановая техническая и стабильный газовый бензин.
Не ослабевает коммерческая активность ведущих компаний мира по переработке природного газа в жидкие топлива (GTL). Существенную активность в области таких процессов проявляют компании SASOL, ExxonMobil, Shell, BP/Amoco, ChevronTexaco, Rentech, Conoco и некоторые другие. Масштабирование - основная тенденция коммерческого развития имеющихся технологий синтеза Фишера-Тропша компаний SASOL и Shell. Альтернативный подход - создание экономически эффективных установок относи-
тельно малого масштаба компании CompactGTL, ориентированных на сырьевую базу мелких месторождений газа с запасами 14-140 млрд м3. В 2010 г. в Бразилии реализован проект модульной пилотной установки GTL компании CompactGTL по получению 45 тыс. т/год синтетической нефти.
Разработки отечественных фирм в области GTL-технологий для малотоннажных установок в настоящее время ведут около десяти фирм и организаций, что подчеркивает интерес к этому направлению в газопереработке и газохимии. В ОАО «Газпром промгаз» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» созданы экспериментальные установки, которые позволят определить возможность внедрения принятых технических решений в промышленном масштабе. В ОАО «Газпром промгаз» разрабатывается малотоннажная технология производства СЖТ, а в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - коммерческая крупнотоннажная технология производства СЖТ.
Следует отметить, что только ЗАО «Метапроцесс» имеет две действующие промышленные установки по получению метанола из природного газа производительностью 12,5 тыс. и 40 тыс. т метанола в год на Юрхаровском газоконденсатном месторождении ОАО «НОВАТЭК». И ООО Энергосинтоп-Инжиниринг» строит опытно-промышленную установку по переработке природного газа в метанол производительностью 12,4 тыс. т метанола в год на промплощадке ОАО «Воскресенские минеральные удобрения».
Анализ отечественных научноисследовательских и проектноконструкторских работ по переработке газа в жидкие углеводороды позволяет констатировать, что разработки в этой области, по существу, являются не законченными технологиями, а лишь отдельными стадиями процесса. В настоящее время в России отсутствует реализованная в опытнопромышленном масштабе технология производства GTL по получению СЖТ или синтетической нефти.
За последние годы на мировом и российском рынках сформировался устойчивый дефицит бензола и ароматики. Одним из перспективных направлений утилизации ПНГ является комплексная переработка ПНГ с получением ароматических углеводородов и нефтепродуктов. Данная задача на практике не решена, но при наличии финансирования технологии по переработке ПНГ с последующим получением бензол-толуол-ксилольной
24 ГАЗОХИМИЯ
■ НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GAZOHIMIYA.RU
ПЕРСПЕКТИВЫ
фракции, разрабатываемые российскими фирмами, могут быть реализованы в опытно-промышленном масштабе с использованием отечественного оборудования.
Создание полигона для испытания
новых технологий и оборудования
по газопереработке и газохимии
Для испытания новых технологий и оборудования по газопереработке и газохимии, которые будут востребованы при освоении малых месторождений нефти и газа, предлагается создать полигон на территории одного из перерабатывающих предприятий отрасли.
Основными направлениями исследований предлагаются следующие:
- совершенствование процессов получения бензол-толуол-ксилольной фракции из газового конденсата (процессы цеоформинг, АРКОН), из СУГ, ШФЛУ (процесс Циклар);
- совершенствование технологий выделения индивидуальных углеводородов из природного газа (пропан, н-бутан, изобутан), из газового конденсата (изопентан, пентан-гексановая фракция и т. д.);
- разработка технологий по мембранному разделению ПНГ;
- отработка малотоннажных процессов производства СПГ, в т. ч. оборудования для производства, хранения, транспортировки и использования СПГ;
- разработка малотоннажных процессов и оборудования производства синтетических жидких продуктов (син-нефть, СЖТ);
- разработка сепарационного, теплообменного и колонного оборудования для малотоннажных газопере-
рабатывающих и газохимических производств;
- создание стендовых установок для отработки катализаторов для различных технологических процессов (включая стадии регенерации и утилизации);
- разработка новых технологий по производству углеродных материалов (наноуглерод, техуглерод, адсорбенты).
Краткосрочная и долгосрочная перспективы интенсивного развития газопереработки и газохимии в Российской Федерации
Реализация стратегии интенсивного развития газопереработки и газохимии в Российской Федерации с одновременным вовлечением в переработку всей перспективной сырьевой базы позволяет сформировать следующее видение перспектив этой отрасли промышленности:
На краткосрочную перспективу (до 2015 г.)
- реконструкция существующих ГПЗ с целью увеличения производительности установок, повышение степени извлечения компонентов, прежде всего
С3-С4;
- завершение строительства и ввод в эксплуатацию проектов по производству пластиков (Тобольск-Полимер, РусВинил, Новоуренгойский ГХК, Ставролен);
- повышение выработки СУГ (ШФЛУ) до уровня 15-16 млн т/год;
- повышение мощностей пиролиза сырья для получения олефинов до 7-8 млн т/год;
- увеличение производства пластиков на 1,5-2 млн т к уровню 2010 г., насыщение внутреннего рынка, прекращение импорта;
- использование технологии мини-СПГ для газификации районов с низкой плотностью населения и неразвитой инфраструктурой;
- отработка и внедрение в масштабе демонстрационных (опытнопромышленных) установок новых технологий и катализаторов - GTL, Cyclar;
- разработка ТЭО и ОИ, принятие инвестиционных решений по созданию крупных ГПЗ/ГХК в новых районах газодобычи (Восточная Сибирь, Дальний Восток, п-ов Ямал).
На долгосрочную перспективу (до 2030 г.)
- строительство и ввод новых крупных ГПЗ и ГХК в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на п-ве Ямал;
- рост объема выпуска СУГ (ШФЛУ) до уровня 30 млн т/год;
- отработка технологий извлечения этана в масштабе опытно-промышленных установок, создание инфраструктуры по транспортировке и использованию этана;
- промышленные масштабы извлечения этана, переход на использование этана как основного сырья для газохимии (не менее 50 %);
- повышение мощностей пиролиза (включая этановые) до 15 млн т/год;
- ввод в строй новых проектов производства СПГ - Ямал, Штокман;
- увеличение производства пластиков в 3-4 раза к уровню 2010 г., при этом экспорт превысит внутреннее потребление;
- внедрение малотоннажных установок для утилизации ПНГ и выработки новой продукции.
Таким образом, мы вступаем в третий этап развития газовой отрасли России - создание мощностей по переработке добываемого углеводородного сырья с целью получения спектра газохимической продукции.
Для решения озвученной в настоящей статье проблемы крайне необходимо использовать потенциал научных институтов, проектных организаций и машиностроительных компаний страны.
Другой важной задачей является создание и поиск инновационной техники и технологий, для чего крайне необходимо создание полигона для исследования новых процессов и аппаратов.
Решение этой проблемы трудно представить без активного участия и поддержки со стороны государства, т. к. этот этап развития газовой промышленности требует значительных капитальных вложений и характеризуется существенным сроком окупаемости.
ГАЗОХИМИЯ 25
