Архив Октябрь 2004 - «Нереализованный "Клондайк"»

Рациональная переработка нефтяного газа – основа выполнения Киотских соглашений

Павел МАКАРОВ,
разработчик процесса «БЕНЗАР», д.хим.н

Где мы теряем попутный газ

Одним из показателей уровня развития промышленности страны является полнота переработки извлекаемого из недр углеводородного сырья. В нефтепереработке таким показателем является глубина переработки нефти в товарную продукцию на нефтеперерабатывающих заводах. В газоперерабатывающей промышленности – степень извлечения из природного и попутного нефтяного газов ценных компонентов, а также объемы и глубина их химической переработки.

Мировая газоперерабатывающая промышленность имеет большой опыт по извлечению из природных горючих газов различных полезных компонентов. Во всем мире 1 600 заводов и установок перерабатывает около 4 млрд м³ газа в сутки. Так, в США из 514 млрд м³ природного газа в 2002 г. было получено 78 млн т жидкой продукции, в том числе 9,2 млн т этана, 7,2 млн т пропана, 4,4 млн т бутанов, 51,3 млн т конденсата, газового бензина. Удельный выход жидкой продукции составляет 140 г/м³. В США, получаемые из природного и попутного нефтяного газов этан, пропан, бутан используются в качестве сырья для производства этилена, пропилена, бутиленов, из которых вырабатывают различные полимеры.

В России ежегодно извлекается из недр около 550 млрд м³ природного газа. В извлеченном свободном газе содержится этана – 6 млн т, пропана – 4, бутанов – 2,5 млн т. Извлечение этана из природного газа производится на Оренбургском и Сосногорском ГПЗ в количестве 0,3 млн т. На газоперерабатывающих заводах России извлекается пропана – 0,6 млн т, бутанов – 0,5 и конденсата – 7 млн т. Удельный выход жидкой продукции из свободного газа составляет около 15 г/м³. Следует отметить, что этан, пропан и бутаны на разрабатываемых месторождениях других областей и республик России используются как топливо в составе свободного газа.

Кроме того, в стране ежегодно извлекается около 25 млрд м³ нефтяного попутного газа. Из него добывается 16,2 млрд м³, потери составляют 6 млрд м³ (около 27%). К добытым газам отнесены те извлеченные попутные газы, которые доставлены на газо-химические комплексы, все остальные отнесены к потерям, в том числе попутные газы, сжигаемые на факелах. Наиболее высокие потери попутных газов в республике Коми – 42%, Ненец ком АО – 50, Саратовской области – 72, Томской – 74, Эвенкии – 100, Якутии – 100%. В извлекаемых попутных газах содержание этана в среднем – 10%, пропана – 9, бутана – 4%. Потери по этим компонентам составили 45, 38 и 34%, соответственно. В экономически развитых нефтедобывающих странах использование попутных газов достигает 95–98 процентов.

В отличие от США, которые получают этилен и пропилен (сырье для производства полиэтилена и полипропилена) пиролизом этана и пропана, извлекаемых из природного и попутного газа, в России для производства этилена и пропилена используют чрезвычайно неэффективный процесс термического пиролиза прямогонной бензиновой фракции. При этом выход этилена и пропилена в 2–3 раза ниже, чем в процессах пиролиза этана и пропана, применяемых в США.

Полученное таким неэффективным способом исходное сырье снижает в целом экономические показатели наиболее крупнотоннажных производств, какими являются производства полиэтилена и полипропилена.

«Головная боль» нефтяников

История нашего отставания в переработке попутного газа имеет давнюю историю. Попутный газ всегда был «головной болью» нефтяников. Природа сделала так, что этот растворенный в нефти газ всегда получался как побочная продукция при сепарации нефти перед отправкой ее в нефтепроводы.

Несмотря на то, что зарождение нефтяной промышленности России относится к концу XIX в., началом газопереработки считается 1924 г., когда был введен в эксплуатацию маслоадсорбционный газобензиновый завод в г. Грозном. В то время газопереработка заключалась в извлечении из попутного газа бензиновой фракции, хотя и в малых количествах. Затем в Баку в 1932 г. были построены три завода, которые производили газовую сажу.

Существующая сегодня схема утилизации попутного газа была разработана в 1939 г. группой Бакинских инженеров. Согласно этой схеме, собранный после газоотделителей попутный газ направлялся на газоперерабатывающий завод для извлечения ценных компонентов: сжиженного газа, газового бензина, а отбензиненый газ использовался для производства сажи или как топливо. Промышленная реализация этой схемы была осуществлена в 1955 г. на Ишимбайском ГПЗ. Построенные в последствии в СССР 23 газоперерабатывающих завода в основе своей были выполнены по этой схеме.

В настоящее время утилизация попутного газа осуществляется следующим образом. Добытая нефть с растворенным в ней попутным газом поступает на станцию сепарирования, где происходит отделение нефти от попутного нефтяного газа. Сепарирование нефти осуществляется обычно ступенчато (3–4 ступени). Газы первой и второй ступеней сепарации, обогащенные метаном и этаном, по трубопроводам поступают на газоперерабатывающие заводы.

Газы концевых ступеней сепарирования, обогащенные углеводородами С3 и выше, достаточно сложно перекачивать по трубопроводам ввиду выпадения жидкой фазы углеводородов С5 и выше. Поэтому их рекомендуется использовать в качестве топлива на местах. Однако в большинстве случаев их объемы превышают собственные потребности в топливе, и такие газы направляются для сжигания в факелах.

Газы первой и второй ступеней сепарирования на газоперерабатывающем заводе подвергаются осушке и очистке от механических примесей и физическими методами (низкотемпературной конденсацией) разделяются на фракции, которые и являются товарной продукцией газоперерабатывающего предприятия.

топливный газ (метановая фракция);
пропан-бутановая фракция (сжиженный бытовой газ);
широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ);
газовый бензин.

Традиционно принятая в России схема утилизации попутного газа предполагает строительство крупных газоперерабатывающих заводов (применяемая на них технология экономически эффективна лишь на крупных производствах), строительство разветвленной сети газопроводов для сбора и доставки попутного газа. Реализация традиционной схемы требует значительных капитальных затрат и времени и, как показывает опыт, практически всегда на несколько лет не успевает за освоением месторождений.

Другим недостатком этой схемы является неспособность утилизировать попутный газ концевых ступеней сепарирования ввиду их обогащения тяжелыми углеводородами – такой газ не может перекачиваться по трубопроводам и обычно сжигается в факелах. Поэтому даже на обустроенных месторождениях продолжают сжигать попутный газ концевых ступеней сепарирования.

требует значительных средств и времени для реализации;
не позволяет утилизировать попутные газы концевых ступеней сепарирования;
и, что не маловажно, неприменима к территориально разобщенным малым и средним месторождениям.

Поэтому, увеличивая добычу нефти и осваивая новые месторождения, нефтяники не успевали развивать мощности по переработке и утилизации попутного нефтяного газа. Там, где сбор и перекачка попутного газа на газоперерабатывающие заводы осуществлялась, оставался открытым вопрос утилизации нефтяного газа концевых ступеней сепарации, который продолжали сжигать в факелах. В целом по стране процент утилизации попутного нефтяного газа (по самым благоприятным оценкам) не превышал 50%. На месторождениях продолжали ярко гореть факелы нефтяного газа, загрязняя окружающую среду продуктами сгорания (диоксидом углерода и активной сажей), поглощая в громадных количествах кислород из атмосферы и так не богатой этим компонентом.

В 1986 г., учитывая отставание в области использования попутного нефтяного газа, Миннефтепром СССР дал задание нефтедобывающим предприятиям довести степень утилизации попутного нефтяного газа до 80%. При объемах добычи нефти, которые были в те годы в СССР, рассчитывать на то, что эту проблему можно решить, базируясь на имеющихся в то время 23-х газоперерабатывающих заводах, было нереально. Поэтому промышленные объединения «Союзгазпереработка» и «Главтюменьнефтегаз» Миннефтепром СССР в 1987 г. начали развивать программу использования последних научных достижений в области газопереработки для решения этой проблемы. К решению этой задачи были привлечены специалисты ведущих институтов в области газопереработки: ВНИИГАЗ, Институт катализа Сибирского отделения АН СССР, ВНИИНП, Институт органической химии им. Н.Д. Зелинского АН СССР, Московский институт нефти и газа им. И.Н. Губкина.

К концу 80-х годов были разработаны новые технологии и начаты их пилотные испытания. В 1989 г. в г. Нягани на Красноленинском ГПЗ была запущена пилотная установка ароматизации попутного нефтяного газа, разработанная специалистами ВНИИГАЗ, Института органической химии им. Н.Д. Зелинского АН СССР и Московского института нефти и газа им. И.М. Губкина (руководителями работ являлись академик Х.М. Миначев (ИОХ), д.хим.н. Б.К. Нефедов (ВНИИНП), к.хим.н. П.А. Макаров (МИНХ)). Специалистами ВНИИГАЗ была разработана блочно-модульная установка получения сжиженных газов из попутного газа. Специалистами ИОХ им. Н.Д. Зелинского АН СССР (д.хим.н. Н.Я. Усачев) были начаты работы по окислительному пиролизу метана. В Институте физики высоких температур АН СССР и Институте нефтехимического синтеза им. Н.В. Топчиева АН СССР были начаты работы по созданию малогабаритных установок синтеза метанола из природного газа на основе «реактора сжатия».

Реализация этих проектов могла бы привести к созданию установок по химической переработке попутного нефтяного газа непосредственно в условиях промыслов, что позволило бы дополнить имевшиеся мощности и существенно увеличить степень использования попутного нефтяного газа, перерабатывая его в ценные химические продукты.

Однако в 1991 г. прекратилось финансирование этих работ. В последующий период нефтяные компании и спецэкспортеры успешно занимались добычей и продажей нефти, оставив проблему утилизации нефтяного газа будущим поколениям.

Киотские соглашения выполнимы

И вот спустя полтора десятилетия вновь возник интерес к проблеме переработки попутного газа в России. Причиной тому являются два фактора.

Первый из них, связан с озабоченностью мировой общественности проблемой глобального потепления климата в связи с выбросом в атмосферу «парниковых газов», к которым, помимо диоксида углерода, относятся и углеводородные газы, входящие в состав попутного нефтяного газа.

Результатом этой озабоченности является подготовка и разработка подписания в Киото промышленно развитыми странами, в том числе и Россией, под эгидой Организации Объединенных Наций соглашения об ограничении выбросов в атмосферу «парниковых газов». В соответствии с этим соглашением Россия и страны СНГ должны за период с 2004 по 2008 гг. сократить вдвое выбросы «парниковых газов» в атмосферу.

Это достаточно сложная задача, т.к. существует широкий спектр источников «парниковых газов». Это все виды деятельности связанные со сжиганием органического топлива (от миллионов автомобилей и обыкновенных бытовых печей до крупных топливных электростанций и промышленных производств).

Источниками «парниковых газов» являются нефте- и газодобывающие предприятия, загрязняющие атмосферу углеводородными газами или сжигающими эти газы в факелах.

уменьшить объемы сжигания органического топлива, либо утилизировать образующийся диоксид углерода;
сократить выбросы в атмосферу углеводородных газов и уменьшить объемы сжигания в факелах нефтяного газа.

Путь уменьшения объема сжигания органического топлива во всех отраслях промышленности при сохранении и увеличении роста промышленного производства достаточно затруднителен и связан с решением фундаментальных вопросов преобразования тепловой энергии и практически неосуществим за столь короткий период (2004–2008 гг.), когда начинают действовать Киотские соглашения.

Поэтому на сегодня единственная возможность выполнить Киотские соглашения заключается в решении проблемы рациональной переработки попутного нефтяного газа путем его химической переработки, которая в отличие от сжигания не приводит к образованию диоксида углерода.

Ежегодно по официальным данным в России выбрасывается в атмосферу или сжигается в факелах от 6 до 10 млрд м³ газа, что приводит к образованию 2,7–3,4 т диоксида углерода.

Второй фактор неразрывно связан с первым и заключается в требовании к нефтяным компаниям утилизировать нефтяной газ в соответствии с требованием лицензий на эксплуатацию нефтяных месторождений. Невыполнение этого условия может служить основанием для лишения лицензии на добычу нефти.

Учитывая эти факторы, депутаты Госдумы разработали проект федерального закона «О государственном регулировании использования нефтяного (попутного) газа», в соответствии с которым нефтяные компании обязаны утилизировать не менее 95% добываемого попутного газа. Проект закона вызвал интерес общественности и специалистов к проблеме рациональной переработки попутного нефтяного газа и вызвал широкую дискуссию в печати и средствах массовой информации.

По ряду причин, а именно из-за отсутствия бюджетных средств для реализации этого закона, правительство РФ затормозило принятие этого закона. Однако с января 2002 г. было принято постановление считать нефтяной газ товарной продукцией непосредственно в месте его получения, что заставит нефтяные компании платить налоги со всего объема, добытого попутного газа и рационально его использовать. Однако для того чтобы рационально использовать попутный газ необходимо оборудование, которого нет в распоряжении нефтедобывающих компаний.

Таковы причины повышенного внимания в последние годы к проблеме рационального использования нефтяного газа специалистов и общественности.

Цена вопроса

Ранее уже отмечались недостатки существующей на сегодня традиционной схемы утилизации попутного газа. Учитывая важность проблемы, повторим главные из них:

схема основывается на строительстве крупных газоперерабатывающих заводов, на которых физическими методами (низкотемпературной конденсацией) производится выделение из нефтяного газа углеводородных фракций товарной продукции;
требует значительных средств и времени для реализации;
не позволяет утилизировать нефтяные газы концевых ступеней сепарирования;
неприменима к территориально разобщенным малым и средним месторождениям.

Крупные нефтяные компании, обладающие значительными финансовыми ресурсами, могут позволить себе использование традиционной схемы утилизации попутного газа, однако для малых и средних компаний эта задача является непосильной.

Учитывая вышеизложенное, предпринимаются попытки использовать для утилизации попутного газа технологии и подходы отличные от традиционной схемы.

В ряде случаев предлагается утилизировать попутный газ, используя его как топливо в газо-энергетических установках. Такой подход связан с проблемой реализации выработанной электроэнергии и требует строительства энергетических сетей. Срок окупаемости таких проектов, как показал анализ специалистов ОАО «Газпром», составляет 8–12 лет, что делает их инвестиционно непривлекательными. Кроме того, использование нефтяного газа в качестве топлива не способствует решению проблемы уменьшения выбросов в атмосферу парниковых газов, т.к. сжигание 1 т попутного газа приводит к образованию 3 т диоксида углерода.

Другой подход, который предлагается использовать вместо традиционной схемы утилизации попутного газа, предлагает строительство в районах промыслов установок получения физическими методами сжиженной пропан-бутановой фракции и широкой фракции легких углеводородов. Однако, как показывают экономические расчеты, срок окупаемости таких установок достаточно велик (8–12 лет) ввиду низкой стоимости получаемой продукции.

Получаемая продукция – пропан-бутановая фракция и широкая фракция легких углеводородов, требует специального транспорта (цистерны для перевозки сжиженных газов, для доставки потребителю), что также удорожает реализацию такого проекта.

Недостатком существующей схемы является и то, что ассортимент товарной продукции газоперерабатывающего завода характеризуется продуктами с относительно низкой рыночной стоимостью на сегодня в России.

Несмотря на значительные объемы производства большинства ГПЗ, незначительная разница между стоимостью товарной продукции и ценой сырья, существующая в настоящее время, приводит к тому, что при незначительном увеличении цен на сырье эти предприятия попадают в разряд убыточных.

На совещании работников ГПЗ, состоявшемся в г. Сургуте, эта проблема была рассмотрена достаточно подробно. Однако предложенный газопереработчиками выход из этой ситуации за счет увеличения цены производимой продукции невозможен. Продукция, производимая этими предприятиями, продается по фиксированным ценам, регулирование которых осуществляется государством. Следствием этого явилось то, что дискуссия, развернувшаяся при разработке проекта закона «О государственном регулировании использования нефтяного (попутного) газа», свелась лишь к вопросу ценовой политики.

Нефтяники выступили за увеличение цены на попутный газ в несколько раз, газопереработчики пытались сохранить максимально низкую цену на сырье. Основными участниками этой дискуссии были со стороны нефтяников ОАО «ЛУКОЙЛ», со стороны газопереработчиков АК «СИБУР».

В сентябре 2001 г. дискуссирующие стороны подписали соглашение о сотрудничестве между компаниями и согласовании между ними коммерческих условий купли-продажи попутного газа и товарной продукции ГПЗ. Стороны также декларировали намерения о модернизации ГПЗ, обеспечении их сырьем, о совместной работе по сбору и утилизации попутного газа на месторождениях, разрабатываемых ОАО «ЛУКОЙЛ» в Западной Сибири.

Таким образом, хотя в соглашениях между компаниями и намечались технологические аспекты проблем (модернизация ГПЗ, развитие систем сбора), но основной момент, как и ранее, заключался в согласовании цены.

Данное соглашение между крупнейшими компаниями не решило, и не может решить, главного вопроса – утилизации попутного газа в России. Негативная позиция правительства, к представленному Государственной думой РФ проекту закона привела к тому, что проект закона направлен на доработку. Дискуссия между АК «СИБУР» и ОАО «ЛУКОЙЛ» затихла, согласование о сотрудничестве между ними практически не действует.

В свете вышесказанного давно уже назрела необходимость вернуться к вопросу об утилизации попутного газа и его рациональной переработке с позиции современных технологий.

Прекращение в 1991 г. государственного финансирования работ по созданию технологий и оборудования не остановило работу российских специалистов в этом направлении. Разработчикам технологий удалось подготовить материалы и содействовать принятию Постановления Правительства РФ № 675 «О малотоннажных блочно-модульных установках».

В настоящее время при поддержке компании PETRONORD AG ведутся работы по разработке и проектированию собственной опытно-промышленной установки «БЕНЗАР» по утилизации ПНГ и переработке его в дорогостоящую продукцию нефтехимии мощностью 20 тыс. т в год по сырью.

Архив журналов

Журнал «Мировая энергетика»

Октябрь 2004 г.

Нереализованный "Клондайк"

Журнал «Мировая энергетика»