КОНЦЕПЦИЯ РАЗВИТИЯ НОВЫХ ПРОИЗВОДСТВ В ГАЗОХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Газовая промышленность, 2003, №12
В России, обладающей третью мировых запасов природного газа, все острее ставится вопрос о необходимости разработки отечественной технологии глубокой переработки газов в синтетическую нефть, моторные топлива и другие химические продукты. Фрагментарные исследования по проблеме переработки (конверсии) метана в жидкость проводятся уже несколько десятилетни в институтах РАН, ВНИНГАЗе, других отраслевых институтах и вузах. ОАО «Стройтрансгаз» совместно с ЗАО «Еврохим», а также при участии этих институтов планируют создать и реализовать современную технологию переработки природных газов в моторные топлива, прежде всего для малотоннажных производств, ориентированных на освоение небольших по запасам месторождений нефти и газа.
Газохимическая промышленность России переживает не лучшие времена. На большинстве предприятий объем производства ниже дореформенного, что связано с падением платежеспособного спроса на крупнотоннажную продукцию химиндустрии (удобрения, полимеры, смолы и др.), а также с введением лимитов и постепенным ростом цен на газ. Вступление России в ВТО для многих предприятий эту ситуацию только усугубит.
Данная концепция исходит из следующих ключевых положений: рост экономики в стране будет устойчивым, внутренний платежеспособный спрос на продукцию газохимии будет также расти; приоритетное место в большой номенклатуре газохимической продукции должны занять долгохранимые, высокоэкологичные углеводородные (УВ) топливные и нетопливные продукты для транспорта, промышленности и бытовых нужд населения; для обеспечения достаточной рентабельности новые газохимические УВ-производства необходимо размещать непосредственно на газовых промыслах; в качестве основных сырьевых источников, в первую очередь, могут служить невостребованные или недостаточно полно и эффективно используемые в настоящее время ресурсы газа (ресурсы малых газовых месторождений — с запасами до 10 млрд. м3, а также низконапорного газа крупнейших газовых месторождений на заключительных стадиях их эксплуатации, попутные нефтяные газы, угольный метан); параллельно следует развивать газохимию на базе так называемых генераторных (искусственных горючих) углеводородсодержащих газов, получаемых при газификации твердых топлив (низкосортные угли, торф, отходы древесины и растениеводства).
Необходимость комплексного подхода к решению этих новых задач — от освоения ресурсов невостребованного УВ-сырья до сбыта готовой продукции из него — предопределила совместные действия наших двух разнопрофильных компаний: Стройтрансгаза, лидирующего в области обустройства газовых месторождений и строительства газо- и нефтепроводов, и Еврохима, лидирующего в области химических производств.
Излагаемая концепция сформировалась по результатам анализа: современных мировых тенденций развития новых газохимических производств; объемов и размещения невостребованных или неэффективно используемых газовых ресурсов России; состояния и перспектив развития технологий глубокой термохимической переработки газового, угольного и биосырья в синтетическую нефть (СН), моторные топлива (МТ) и нетопливные химические продукты (X).
Разработанная Стройтрансгазом и Еврохимом совместная программа освоения и последующей коммерциализации технологий переработки УВ-газов, основу которых составляет метан (М), в СН, МТ и X обозначается ММТХ — по наиболее сложному, полнопрофильному технологическому варианту переработки. За рубежом эти же технологии, соответствующие проекты и заводы чаще всего обозначаются аббревиатурой более общего плана — GTL (Gas to Luquide, «газ-в-жидкость»). Однако заметим, что УВ-газ также может быть переработан и в твердые (воск, церезин), и в другого вида газообразные продукты, например в диметиловый эфир (ДМЭ).
По данным последней конференции GTL 2003, прошедшей в Лондоне 3-4 февраля, в настоящее время во всем мире успешно работают всего два завода GTL:
Mossgas в ЮАР (технология Sasol) мощностью 23 тыс. брл/сут (один баррель равен 159 л), или примерно 1 млн. т/год;
Bintulu в Малайзии (технология Shell) мощностью 12 тыс. брл/сут, или примерно 530 тыс. т/год.
Кроме того, в ЮАР в 1955—2000 гг. были построены и успешно развивались три крупных производства (Sasol I, II и III) синтетической УВ-продукции из угля (МТ, масла, твердые парафины, моющие средства и др.) общей мощностью 180 тыс. брл/сут, или примерно 8 млн. т/год.
В настоящее время на разных стадиях разработки и реализации в разных странах насчитывается 55 проектов заводов GTL на общую мощность 2 млн. брл/сут, или примерно 90 млн. т/год.
В России единственное производство типа ММТХ (GTL) было создано на Новочеркасском химкомбинате (теперь ОАО НЗСП) в 1952 г. на базе немецких технологий времен Второй мировой войны и немецкого оборудования, полученного по репарации. Исходное сырье в этой базовой технологии — уголь (аналог данного производства — Sasol I), мощность Новочеркасского химкомбината — 50 тыс. т/год целевой продукции (Sasol I — 550 тыс. т/год). В 1963 г. оно было переведено на природный газ при сохранении той же мощности по МТ и X по проекту Северодонецкого филиала ГИАП (в настоящее время — это украинский ГНИПИ «Технология»). В 1993—1994 гг. производство ММТХ на НЗСП было остановлено из-за нерентабельности. Значительная часть его оборудования физически и морально устарела (реакторы синтеза, катализаторный цех и др.).
Целесообразность масштабного освоения технологий ММТХ (GTL) экономисты обосновывают рядом факторов: значительным снижением (в 5—6 раз) транспортных затрат на доставку жидкофазной продукции по сравнению с доставкой исходных газов с удаленных газовых месторождений к основным потребителям; повышением товарной стоимости конечной наиболее массовой продукции в виде моторных топлив по сравнению с исходным сырьем, т. е. существенное повышение доходности газового бизнеса; стабилизацией на значительный период времени (40—50 лет) рынка традиционных нефтепродуктов за счет синтетических УВ-продуктов, учитывая постепенное истощение ресурсов природной нефти и прогнозируемый спад ее добычи после 2020—2030 гг. и в мире, и в России (отметим, что эти прогнозы многими экспертами оспариваются, хотя разногласия касаются только сроков начала темпа спада добычи нефти и общих сравнительных ресурсов нефти и газа); повышением экологических качеств моторных топлив и масел (в синтетических МТ и маслах нет серы и металлоорганики); высокой стабильностью характеристик синтетической нефти, что упрощает и удешевляет ее переработку как на существующих НПЗ, так и в структуре строящихся заводов GTL; расширением номенклатуры товарной продукции.
По оценкам многих западных экспертов, конечная продукция заводов GTL будет успешно конкурировать на основных мировых рынках с традиционными нефтепродуктами при цене на природную нефть марки «Брент» не ниже 18 долл/брл (в ряде оценок до 15 доля/брл) и при отпускной цене газа на заводы GTL, расположенные непосредственно на месторождениях, не выше 17—20 долл/1000 м3.
Несмотря на ожидаемые периодические и, возможно, даже значительные снижения цен на природную нефть и нефтепродукты, общая долговременная тенденция их роста признается всеми экспертами. Поэтому коммерческий риск освоения технологий ММТХ (GTL) на ближайшие 10—15 лет считается минимальным, а далее он будет просто отсутствовать.
Для России масштабное освоение технологий ММТХ имеет даже большее значение, чем для остального индустриального мира, поскольку на ее долю приходится 1/3 мировых газовых ресурсов. Но практически весь добываемый в настоящее время и доставляемый по магистральным трубопроводам газ уже распределен между российскими и зарубежными потребителями. Значимого роста добычи газа пока не ожидается, поэтому выкроить значительное его количество для развития газохимии вряд ли удастся.
Обстоятельный анализ позволил из общего числа 414 неразрабатываемых месторождений природного газа (МПГ) выделить 248 с небольшими запасами, по большинству которых нет обоснованных планов освоения. Суммарные запасы этих месторождений равны 3861 млрд. м3 (по категориям АВС1С2), что составляет всего 16% суммарных запасов всех 414 неразрабатываемых МПГ. Данные месторождения находятся в 22 субъектах РФ, причем часть из них — в густонаселенных регионах, а часть — в регионах, куда до сих пор осуществляется дорогостоящий сезонный завоз нефтепродуктов. Реальные годовые отборы газа из этих 248 месторождений, по экспертной оценке, могут составить 8—12 млрд. м3 в течение 30—50 лет эксплуатации. Полагаем, что начинать освоение неразрабатываемых малых газовых месторождений надо, главным образом, с целью строительства заводов ММТХ и, прежде всего, в районах с развитой инфраструктурой, имеющих платежеспособных потребителей (Северный Кавказ, Уральский и Поволжский регионы). Это позволило бы решить задачу полного самообеспечения многих регионов моторными топливами, включая ряд удаленных (Чукотка, Камчатка, Республика Саха (Якутия) и др.). Отметим, что конечные цены на завозимое топливо в России во многих случаях уже заметно превышают мировые.
По данным специалистов ВНИИГАЗа, на завершающей стадии эксплуатация основных на сегодня газовых месторождений страны, находящихся в Надым-Пур-Тазовском регионе, когда давление на устье скважин упадет ниже 1,0—1,5 МПа, станет экономически невыгодной. При этом количество остающегося в пластах низконапорного газа достигнет к 2007—2010 гг. примерно 5—7 трлн. м3. Эти ресурсы также можно использовать для переработки на месте по технологиям МСН (метан в синтетическую нефть), ММТ (метан в моторное топливо), ММТХ.
Кроме того, значительное количество попутных УВ-газов выделяется при эксплуатации газоконденсатных и нефтяных месторождений (10—100 м3 на 1 т нефти). При имеющихся объемах добычи нефти и конденсата в стране годовые ресурсы этого газа составляют 20 млрд. м3. Пока этот газ в основном сжигается на факелах.
Российские угольные и растительные биоресурсы (древесина, солома и др.), которые можно использовать для получения искусственных, генераторных УВ-газов, не уступают ресурсам природного и попутных нефтяных газов. Но по экономическим показателям при производстве МТ и X они проигрывают газовому сырью. Для более эффективного их применения потребуется осваивать новые гибридные энергохимические технологии, товарной продукцией которых кроме МТ и X должна быть также и электроэнергия.
В России имеются значительные заделы по газохимическим технологиям ММТХ, учитывая наличие большого количества производств метанола и аммиака.
Все известные технологии ММТХ (GTL), обладающие доказанной коммерческой эффективностью, являются трехстадийными и предусматривают: получение из сырьевого УВ-газа синтез-газа (синтез-газ — смесь Н2 и СО с определенным мольным соотношением и балластные газы); каталитический синтез из синтез-газа в одну или несколько ступеней целевой товарной продукции, получаемой вначале в виде парогазовой смеси (ПГС), содержащей фракции товарных продуктов и побочных реакционных продуктов; фракционирование ПГС, дистилляцию и выделение в жидком (в сжиженном) или твердом виде товарных продуктов требуемого качества, утилизацию или нейтрализацию побочных реакционных продуктов.
К первой стадии обычно относятся и все операции по подготовке исходного УВ-газа к конверсии в синтез-газ и по получению окислителя (воздух или технологический кислород), если он используется в технологии. На первую стадию в разных технологических схемах приходится 40—60% всех капитальных затрат. Различные варианты технологических схем и аппараты для осуществления первой стадии широко представлены в химической промышленности. Тем не менее их совершенствование необходимо, что предусмотрено в совместной Программе ММТХ.
По второй, ключевой стадии всей технологии ММТХ, хотя на нее приходится только 20—30% общих капитальных затрат, положение заметно хуже, промышленных заделов меньше, ряд задач решены не до конца и только на лабораторном уровне. В Программе ММТХ, учитывая, что нет какого-то одного способа построения второй ста дии комплексной технологии, пригодного для применения во всех практически важных случаях, предусмотрено освоение следующих трех базовых вариантов синтеза: эквиметанольного синтеза МТ, в котором используются освоенные технологии синтеза метанола и реализуется цепочка реакций синтез-газ — метанол — ДМЭ — бензин. В этом случае можно получить высокооктановый и высокоэкологичный бензин типа Аи-92, соответствующий современным западноевропейским стандартам, и высокоэкологичный заменитель стандартного дизельного топлива — дизельный ДМЭ, который можно использовать также и в бытовых газовых приборах взамен сжиженного пропан-бутана; модифицированного синтеза Фишера-Тропша (ФТ) с использованием в качестве катализатора высокомодульных цеолитов, что позволяет получить легкую синтетическую нефть, с ограничением выхода высокомолекулярных фракций С19, это существенно упрощает ее транспортировку на действующие НПЗ; классического синтеза по Фишеру-Тропшу на кобальтовых или железных катализаторах примерно той же рецептуры, которая использовалась в производстве ММТХ на НЗСП. Этот вариант обеспечивает получение синтетической нефти широкого фракционного состава (С5 - С30 - С60) и производство большой номенклатуры нетопливной товарной продукции.
К работам по второй стадии привлекаются ведущие институты РАН (ИНХС РАН, ИОХ РАН, ИК СО РАН, ВНИИНП и др.), некоторые отраслевые исследовательские организации и отдельные специалисты. Лабораторный опыт по этой стадии накоплен значительный, но до промышленного внедрения многие интересные разработки не доведены.
По третьей стадии большой практический опыт имеется и в химической промышленности, и в нефтепереработке.
В основном для отработки технологий и аппаратов второй стадии Программа ММТХ предусматривает создание на промплощадке Новомосковского химкомбината «Азот» трех модификаций опытно-промышленных установок (ОПУ I, II и III) соответственно трем базовым вариантам синтеза. Мощность каждой ОПУ по конечной целевой продукции 7—14 т/сут (до 100 брл/сут). Габариты ОПУ и проектные решения по технологическим схемам и конструкции основных аппаратов выбраны с тем расчетом, чтобы при переходе к проектированию коммерческих заводов можно было их масштабировать без особых изменений и дополнительной отработки, а также обеспечить последующее экспериментальное сопровождение эксплуатации коммерческих заводов, их модернизацию и т. п.
Решение о создании отечественных ОПУ обосновано рядом моментов: за рубежом так же, как и в России, пока нет полностью отработанных технологий ММТХ для решения поставленных задач, поскольку для большинства из них потребуются заводы преимущественно малой (500—2000 брл/сут) и средней (до 10 тыс. брл/сут) мощности; условия эксплуатации большинства будущих заводов ММТХ — северные, что накладывает ряд ограничений и специфичных требований на проектные решения.
Это не исключает делового партнерства с нашими зарубежными коллегами по проблемам ММТХ.
Внедрение нового поколения газохимических технологий ММТХ (GTL) должно обусловить выполнение целого ряда технико-экономических и природоохранных требований, главное среди них — обеспечение конкурентоспособности выпускаемой продукции с продукцией из природной нефти. Среди технических показателей совершенствования новых технологий ключевое положение занимают следующие: интегральный коэффициент конверсии исходного УВ-сырья в целевую продукцию или удельный выход целевой продукции в тоннах на 1 т исходного сырья в пересчете на чистые углерод и водород К1. Для указанных трех базовых вариантов синтеза К1 должен быть не ниже: для эквиметанольного синтеза 0,5—0,55, для модифицированного — 0,65—0,7, для классического — 0,75—0,78; коэффициент полезного использования теплосодержания всех технологических потоков комплекса К2 = 0,5—0,6.
Роль К1 и конкурентоспособность газохимических технологий при производстве МТ иллюстрируются зависимостями на графике. Их расчет выполнен для заводов ММТ малой и средней мощности. Сравнение с производством МТ из нефти проведено при реальных ценах на нефть в европейских портах. Как видно из графика, конкуренция возможна, если обеспечиваются указанные значения К1 а издержки (без затрат на газ) для малых производств не превысят 100 долл/т МТ.
Высокие требования на К2 должны содействовать решению задач самоэнергообеспечения заводов ММТХ.
Текущая себестоимость российской нефти на промыслах составляет в среднем примерно 2 долл/брл, а поставляется она независимым НПЗ по цене в 6—7 раз выше. В этих ценовых условиях конкуренция затруднена, особенно для производств малой мощности (20—30 тыс.т/год МТ). В экономических показателях заводов ММТХ (GTL) эффект масштаба играет очень существенную роль как в капитальных, так и в эксплуатационных затратах. В диапазоне мощностей 0,5—5,0 млн. т/год по СН или МТ в капитальных затратах его грубо можно оценить, в зависимости от технологического варианта построения завода, как корень четвертой — третьей степени из обратного отношения мощностей однотипных заводов. Роль эффекта масштаба еще выше для заводов малой и средней мощности. Для них в ряде случаев будут пригодны варианты только нетоварного производства, лишь для обеспечения МТ соответственных нужд региональных корпоративных организаций производителей-потребителей.
По предварительным оценкам, при существующих ценах минимально допустимую мощность при 15%-й рентабельности будут иметь бензиновые заводы ММТ, работающие по схеме эквиметанольного синтеза: 25—30 тыс. т/год бензина Аи-92 (примерно 50—60 тыс. т/год ДМЭ или 70—85 тыс. т/год метанола). Заводы этого класса предназначаются, в первую очередь, для освоения малых по запасам газовых месторождений и решения региональных задач самообеспечения моторными топливами. Хотя ДМЭ как дизельное и сжиженное бытовое топливо пока нигде в мире не освоен, перспективы его использования по этим двум основным направлениям именно в России хорошие, поскольку данное топливо незамерзающее.
Эквиметанольные технологии позволяют реализовать также весьма перспективную для условий России двухэтапную схему газопереработки:
УВ-газ — синтез-газ — метанол — сжиженный ДМЭ;
ДМЭ — бензин Аи-92 и другие синтетические продукты, производимые на установках разной мощности в регионах потребления.
Для реализации этой схемы можно будет использовать часть уже имеющейся системы газопроводов. Благодаря низкой температуре замерзания ДМЭ (-138°С), его низкой вязкости (0,15 кПа-с) и достаточно высокой плотности сжиженного ДМЭ (0,668 т/м3 при 20°С и 0,5 МПа), перекачка его по трубопроводам будет проще и дешевле, чем перекачка природной нефти. Эта схема в настоящее время прорабатывается в Стройтрансгазе.
Для модифицированного ФТ-синтеза минимальная мощность заводов ММТ при 15%-й рентабельности составляет 100—150 тыс. т/год и для классического — 300—400 тыс. т/год. Отметим, что в мире абсолютное большинство заводов GTL относится к классу больших.
По опыту Стройтрансгаза в северных условиях схемы и аппаратурные решения для малых заводов ММТХ должны удовлетворять целому ряду требований, среди них: блочно-модульное построение; максимальная заводская готовность; ограничения по габаритам и массе, связанные с доставкой оборудования в удаленные регионы, не имеющие развитых транспортных сетей; полное самоэнергообеспечение; высокий уровень автоматизации всех работ при эксплуатации; горячее резервирование; возможность оперативного монтажа-демонтажа и передислокации всего оборудования на новую рабочую площадку.
За некоторыми исключениями, тем же требованиям должны удовлетворять проекты средних и больших заводов ММТХ.
Наряду с топливными, большие перспективы имеют и нетопливные газохимические производства на базе технологий ММТХ в обоих вариантах ФТ-синтеза. В частности, могут развиваться предприятия средней мощности по производству олефинов (этилен, пропилен и др.) и полимерных материалов. Следует учесть, что именно в этом направлении определенные успехи имеет наша академическая наука, осваивающая одноступенчатые технологии синтеза олефинов с высоким удельным их выходом (ИНХС РАН и др.).
Таким образом, у базовых технологий ММТХ, их известных и перспективных модификаций есть свои области оптимального коммерческого использования и оптимальные мощности по конечной продукции (от предельно малых — до 20—30 тыс. т/год до больших 1 млн. т/год и более).
Комплексная Программа ММТХ предусматривает системное развитие и последующее масштабное освоение рассматриваемых технологий. В этой большой работе кооперация Стройтрансгаза и Еврохима рассчитывает на плодотворное и взаимовыгодное сотрудничество с ведущими российскими газодобывающими и нефтяными компаниями, прежде всего с «Газпромом», а также с администрациями газоресурсных регионов страны.
В. Я. Лоренц, А. И. Гриценко, В. Б. Кубиков, Г. Г. Жиденко (Стройтрансгаз), В. А. Туголуков, В. В. Коряков (Еврохим)
