CC BY
45
Экология и природопользование
УДК 658.567.1:662.767
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ КОМПЛЕКСНОЙ УТИЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОТХОДОВ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Борис Владимирович Робинсон
Сибирская государственная геодезическая академия, 630108, Россия, г. Новосибирск, ул. Плахотного, 10, доктор экономических наук, профессор кафедры экономики и менеджмента, тел. (383)361-01-24, e-mail: [email protected]
Евгения Владимировна Катункина
Новосибирский государственный университет экономики и управления, 630099, Россия, г. Новосибирск, ул. Ломоносова, 56, доцент кафедры ТОПСиЭП
Екатерина Петровна Миюзова
Югорский государственный университет, 628012, Россия, г. Ханты-Мансийск, ХМАО-Югра, студентка, тел. (922)249-91-49, e-mail: [email protected]
В статье рассмотрены вопросы повышения эффективности переработки газа и нефти.
Ключевые слова: инновации, нефть, газ, комплексная переработка.
INNOVATION TECHNOLOGIES FOR COMPLEX RECYCLING OF HYDROCARBON PRODUCTION WASTES: EFFICIENCY IMPROVEMENT
Boris V. Robinson
Siberian State Academy of Geodesy, 630108, Russia, Novosibirsk, 10 Plakhotnogo St., PhD, Prof., Department of Economics and Management, phone: (383)361-01-24, e-mail: [email protected]
Yevgeniya V. Katunkina
Novosibirsk State University of Economics and Management, 630099, Russia, Novosibirsk, 56 Lomonosova St., Assoc. Prof., Department of Territorial Organizations of Productive Forces and Environmental Economics
Yekaterina P. Miyuzova
Yugra State University, 628012, Russia, Khanty-Mansiysk, Khanty-Mansy autonomous region-Yugra, a student, phone: (922)249-91-49, e-mail: [email protected]
The problems of oil and gas production efficiency improvement are considered.
Key words: innovations, oil, gas, complex processing
Энергосектор экономики - сферы разведки, добычи, транспортировки ископаемого топлива и продуктов его переработки, получения и использования возобновляемых энергоресурсов, производства и применения электрической и тепловой энергии - является одной наиболее эффективных ниш для инновационного развития. Коммерческое энергопроизводство в России составляет 9,7 % мирового производства; коммерческое энергопотребление - 6,2 % мирового по-
96
Экология и природопользование
требления; энергопотребление на душу - в 2,5 раза выше среднемирового. Топливо занимает 56 % в структуре экспорта - в 8 раз больше доли топлива в мировом экспорте. Столь расточительное использование энергоресурсов ведет к быстрому их истощению, добыча нефти и газа значительно опережает прирост их разведанных запасов.
Реализация сценария инновационного прорыва даст возможность переломить тенденции истощения и чрезмерного удорожания энергоресурсов, перейти к массовому применению энергосберегающих технологий, ослабить зависимость страны от колебаний конъюнктуры мирового топливного рынка, сохранить необходимые запасы ископаемого топлива для будущих поколений.
Российская нефтегазовая промышленность ступила на путь инновационного развития, но пока сделаны только первые шаги. Остается еще слишком много нерешенных проблем, препятствующих инновационному развитию отрасли. При этом нет ясности в вопросе о выборе конкретного направления (или модели) инновационного развития. Нужно отметить, что в решении данного вопроса очень многое зависит от государства, от его общих социально-экономических целей и отношения к нефтегазовому сектору.
Развитие нефтегазового сектора в нашей стране тормозится двумя дефицитами: инвестиций и новых технологий. В последние 10 лет основная часть капиталовложений в нефтегазовом секторе осуществлялась за счет собственных средств предприятий и компаний. Такого нет нигде в мире. Финансовые ресурсы для инвестиций в значительной степени привлекаются со стороны: либо через фондовый рынок (эта форма доминирует, например, в США и Великобритании), либо через банковскую систему (как в Японии, Южной Корее и ряде европейских стран). Соответственно расширяются инвестиционные возможности нефтегазовых компаний. Последние, в свою очередь, покупая продукцию и услуги материально-технического назначения, финансируют инвестиционный процесс в других отраслях экономики. Поскольку российские нефтегазовые компании вынуждены ограничиваться преимущественно собственными средствами, постольку и объемы инвестиций оказываются слишком малыми, и стимулирующая роль таких капиталовложений для развития национальной экономики (и ее инновационного сектора) оказывается слишком слабой. Этим во многом обусловливается дефицит новых отечественных нефтегазовых технологий.
Несмотря на то, что российский нефтегазовый сектор в основном находится на инвестиционном самообеспечении, его инновационное развитие происходит в значительной степени благодаря притоку иностранного капитала. Совместный приток иностранных инвестиции и технологий имеет место в случае прямых капиталовложений зарубежных компаний (например, при создании предприятий со смешанным капиталом и реализации соглашений о разделе продукции) или вследствие использования связанных кредитов. Дальнейшее расширение иностранных инвестиций будет сопряжено с нарастанием притока импортных технологий. Таким образом, в российском нефтегазовом секторе в
97
Экология и природопользование
настоящее время реализуется модель инновационного развития по формуле «российские ресурсы + иностранный капитал и технологии».
Для нашей страны крайне актуальным является переход к иной модели развития, в основе которой лежит формула «российские ресурсы и технологии + иностранный капитал». Но добиться этого можно только при условии проведения разумной и эффективной протекционистской политики со стороны государства.
В качестве примера повышения эффективности использования углеводородного сырья на базе инновационных технологических решений рассмотрим комплексную утилизацию газообразных углеводородов на базе GTL технологии. Технология GTL (gas-to-liquid), предусматривающая синтез жидких углеводородов из природного и попутного газа «на месте» для совместной транспортировки по трубе с натуральной нефтью, может рассматриваться как альтернатива строительства системы газопроводов.
Заводы GTL строятся по модульному принципу, в несколько технологических линий, мощностью 0,75 млн. т жидких углеводородов с потреблением газа в размере 1,6 млрд. м в год на каждую линию. Стандартный завод в состоянии ежегодно перерабатывать 5 млрд. м природного газа и производить 2,5 млн. т жидких углеводородов. Необходимый объем инвестиций в строительство такого завода составляет 2 млрд. долл. (1,5 млрд. долл. - при частичном использовании в некоторых процессах российских технологий) при сроке строительства в 36-40 месяцев (3,5-4 года) от начала проектирования.
Мировой опыт применения технологии GTL пока незначителен, однако в ЮАР, Малайзии, Катаре транснациональными нефтяными корпорациями уже эксплуатируются коммерческие заводы, построенные по этой технологии.
Направление «Газ - в жидкость» рассматривается как самый привлекательный путь создания производства высокочистых топлив в ХХ! в.
Были разработаны технические предложения по крупнотоннажному заводу
3
производства синтетических жидких углеводородов для переработки 32 млрд. м природного газа в год (с Харасавейского месторождения, п-ов Ямал). Организация строительной площадки возможна либо на баржах, вблизи месторождения, с вывозом готовой продукции танкерами ледокольного типа, либо на суше, в районе Воркуты, куда будет подаваться по газопроводу газ с месторождения, а транспортировка готовой продукции может осуществляться по железной дороге и по трубопроводам.
Подготовлены также предложения по созданию завода, рассчитанного на переработку 280 млн. м /год природного газа, с получением 120 тыс. т автобензина и дизельного топлива. Они дают основания говорить, что завод может производить на первой стадии конкурентную продукцию при цене на природную нефть 21-23 долл./барр. На первой стадии можно будет получать также синтез-газ. Наиболее эффективным и дешевым, по данным отработки высокоэффективных композиций катализаторов синтеза на лабораторной установке, считается синтез диметилового эфира (ДМЭ), который является топливом бу-
98
Экология и природопользование
дущего. ДМЭ может применяться в качестве высокооктанового бензина и дизельного топлива, бытового топлива, высокооктановой добавки к автомобильному бензину, а также в качестве промежуточного вещества (вместо метанола, используемого для синтеза углеводородных топлив). Установки производства ДМЭ могут быть построены прямо на промыслах.
Для условий Нефтеюганского района ХМАО были разработаны пять вариантов комплексной утилизации углеводородного сырья.
1. GTL с производством синтез-нефти из всего объема ПНГ для Юганского района.
2. ГПЗ на весь объем ПНГ для Юганского района.
3. Производство метанола из всего объема ПНГ.
4. GTL с производством синтетического дизеля и нафты из всего объема ПНГ для Юганского района.
5. Компромиссный вариант: ГПЗ на весь объем ПНГ для Юганского района, GTL - одна линия с производством синтетического дизеля и нафты.
Их сопоставление позволило получить следующие результаты.
1. Использование технологии GTL для конвертирования газообразных УВ в синтез-нефть без разделения продукции непривлекательно при текущем состоянии технологии, даже при льготном налоговом режиме эксплуатации.
2. Использование технологии МЕТАНОЛ ограничено рынком сбыта продукции в условиях жесткого ограничения его применимости. Объемы возможного производства метанола при утилизации попутного газа Нефтеюганского региона сопоставимы с общей выработкой метанола в России.
3. Применение технологии GTL для конвертирования ПНГ с учетом разделения продукции на дизельное топливо и нафту является коммерчески привлекательным проектом при условии отсутствия ограничений по реализации продукции и использования железнодорожного транспорта для вывоза.
4. Совмещение технологий ГПЗ и GTL ограниченной мощности (одна линия) для сухого газа с разделением продукции на дизельное топливо и нафту и сдачи избытков сухого газа в систему Трансгаза является коммерчески привлекательной. Кроме того, такое решение снижает риски по освоению новой технологии GTL и снижает общий уровень капитальных вложений в проект. Данный вариант может быть рекомендован для проработки проектной документации.
Российские нефтяные компании имеют в своем составе 25 нефтеперерабатывающих предприятий общей мощностью по переработке нефти около 260 млн. т/год и шесть специализированных маслозаводов по выпуску смазок, присадок, специальных масел. Глубина переработки нефти на предприятиях России составляет только 63-65 %, тогда как в развитых странах она достигает 85-90 %. Такое положение объясняется низкой долей углубляющих (вторичных) процессов на отечественных заводах, не превышающей 13 % от объема переработки нефти (против 55-60 % на заводах США, с возможностью импорта котельного топлива - мазута). Вследствие этого на российских заводах ограни-
99
Экология и природопользование
чена возможность выработки моторных топлив, тогда как производство топочного мазута составляет более 30 % от объема перерабатываемой нефти.
Предлагаемые в настоящее время проекты реконструкции и модернизации российских НПЗ базируются на использовании импортной технологии, часто без учета последних отечественных разработок. Эти проекты касаются в основном создания отдельных установок без внесения принципиальных изменений в технологические схемы НПЗ.
Но технология БИМТ, разработанная в Новосибирском институте катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения РАН, имеет революционный характер. Нефть, в отличие от традиционного многоступенчатого процесса, перерабатывается за одну стадию. На выходе получаются высокооктановый бензин и высококачественное дизельное топливо, которые удовлетворяют даже ужесточенным экологическим стандартам, введенным в Европе. Производство отменного топлива по новой технологии обходится в несколько раз дешевле.
Новый способ одностадийной переработки нефти получил название «Технология БИМТ» (бинарные моторные топлива). Алгоритм нового метода прост: после первичной разгонки нефти все светлые фракции подают в один реакторный блок, где и происходит процесс переработки; затем полученная смесь направляется в блок разделения, где она разделяется на три конечных продукта: высокооктановый бензин, зимнее дизельное топливо и пропан-бутановую фракцию. Из последней получают сжиженный газ, который может использоваться как бытовое и автомобильное топливо.
По сравнению с традиционной технологией нефтепереработки технология БИМТ обладает рядом существенных преимуществ:
1. Процесс переработки нефти значительно упрощается, за счет чего капитальные затраты по сравнению с традиционной схемой снижаются в 6 раз, эксплуатационные расходы - как минимум в 8 раз. По энергопотреблению БИМТ, по меньшей мере, в 4 раза экономичнее классической технологии.
2. Содержание общей серы в сырье не лимитируется.
3. При переработке газовых конденсатов обеспечивается увеличение выхода бензина до 20-25 %.
4. Выход жидких фракций не менее 80-85 % .
Среди достоинств БИМТ и такой важный параметр, как низкое содержание в получаемом топливе бензола - вещества, при сгорании которого образуются канцерогены (менее 1 %).
Возможно получение зимнего дизельного топлива, не замерзающего при -35 °С. А топливо, полученное по БИМТ технологии, не замерзает при -75 °С.
Инвестиции для строительства завода составляют 10 млн. долл., срок окупаемости - 1 год.
Реализация технологии БИМТ позволит обеспечить независимость нескольких регионов Сибири от внешних поставок нефтепродуктов в период пиковых потребностей и существенно повысить эффективность освоения небольших месторождений.
100
Экология и природопользование
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Конторович А.Э. Стратегия развития нефтяной промышленности России // ЭКО. -2008. - № 7. - С. 69-78.
2. Крюпов В.А. и др. Управление процессом формирования ценности потока углеводородов. - Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2011. - 359 с.
3. Робинсон Б.В. Инновационно-технологический базис повышения эффективности нефтегазового комплекса // Экономика в промышленности. - 2010. - № 2. - С. 33-40.
4. Робинсон Б.В., Татаренко В.И. Инновационные решения при прогнозе нефтегазоносности // Нефтегазоологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России. - СПб.: ВНИГРИ, 2011. - С. 391-394.
Получено 14.09.2012
© Б.В. Робинсон, Е.В. Катункина, Е.П. Миюзова, 2012
101
