Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира
Подождите немного. Документ загружается.
491
Глава 9. Современное состояние и перспективы развития
производства синтетических жидких топлив из природного газа
Тенденции в развитии мирового топливно-энергетического баланса определяют
природно-ресурсные, политические и экономические факторы. Наиболее значимыми из них
можно считать:
• возможность наращивания ресурсов нефти только за счет открытия относительно мелких
и «тяжелых» с точки зрения геолого-экономических условий добычи и потому дорогих
по показателям стоимости добычи месторождений;
• достаточно благоприятная ситуация с наращиванием запасов природного газа, хотя и
здесь следует отметить появление крупных, но отдаленных и труднодоступных
месторождений;
• снижение темпов потребления нефти в развитых странах, где развиты газовые рынки, и
сохранение достаточно высоких темпов потребления нефти в развивающихся странах;
• рост зависимости стран-импортеров нефти от ОПЕК;
• использование нефти ОПЕК в качестве политического «оружия».
Тщательный анализ опубликованных отчетов по запасам нефти и динамике открытия
новых месторождений привел многих экспертов к убеждению, что в течение ближайших
десятилетий мир подойдет к отметке, регистрирующей, что половина существующих запасов
нефти будет израсходована и ожидаемая добыча вступит в противоречие с растущим
спросом на нефть. Столкновение этих тенденций может привести к дефициту нефти,
увеличению цен на этот вид ресурса и станет мощной предпосылкой к переходу на
альтернативные источники энергии.
Согласно многочисленным прогнозам российских и западных аналитиков, в
ближайшие 10–20 лет ситуация существенно изменится в пользу приоритетного спроса на
газ. В основе этого процесса лежат факторы природного, экономического и политического
свойства, которые в комплексе предопределяют неизбежность изменения структуры
мирового энергобаланса в пользу роста в нем доли газа. Неизбежный перспективный рост
роли ОПЕК на мировом рынке нефти лишь ускорит замещение нефти газом в мировом
энергобалансе. Правда, в ближайшие 10–20 лет происходить этот процесс будет, в основном,
в промышленно развитой части мира, в то время как в развивающихся странах
энергоносителем останется нефть.
Мировые цены на нефть отличаются изменчивостью. Даже если производителями и
потребителями «согласован» приемлемый коридор цен (в настоящее время он находится в
интервале 22–27 долл./барр.), все равно в определенные моменты времени мировая цена
выходит и будет выходить из этого коридора. Только за последнее время мировые цены на
нефть прошли путь от относительно умеренных цен 1997 г. (17,5 долл./барр.) до самого
низкого за все предыдущее десятилетие уровня в 1998 г. (12,8 долл./барр.), и затем
постепенного подъема к высокому уровню 30–40 долл./барр. в начале XXI в. И до 60–70
долл./барр. в 2005–2006 гг.
В период мировых нефтяных кризисов 70-х годов, когда цена на нефть поднималась до
35–38 долл./барр. во многих странах мира были провозглашены национальные программы
развития производства альтернативных видов топлива. В последующем, интерес к
альтернативным видам топлива, в т.ч. к синтетическим жидким топливам (СЖТ),
получаемым из природного газа, вспыхивал в периоды роста мировых цен и угасал, когда
мировые цены снижались.
Однако в последние годы, интерес к производству синтетических жидких топлив из
природного газа не ослабевал даже в те периоды (конец 1997 г., 1998 г., начало 1999 г.),
когда цены на нефть были на чрезвычайно низком уровне.
В чем же заключается интерес многих стран и крупнейших нефтегазовых компаний
мира к производству СЖТ из природного газа и к технологиям их производства, которые по
492
международной терминологии называются технологиями GTL (gas-to-liquids, газ в
жидкость).
Во-первых, развитие технологий GTL связано с освоением труднодоступных
месторождений газа. В составе запасов природного газа в мире имеется большое число
достаточно крупных и даже гигантских месторождений, расположенных в отдаленных и
труднодоступных районах, вследствие чего традиционный способ «подключения» таких
месторождений к газовым рынкам посредством традиционных магистральных газопроводов
либо технически, либо экономически нецелесообразен. Вовлечение подобных
месторождений в систему региональных газовых рынков возможно при помощи технологий
переработки природного газа в СЖТ (технологий GTL).
Во-вторых, технологии GTL могут использоваться при эксплуатации относительно
небольших, забалансовых месторождений, находящихся в отдаленных, но промышленно
развивающихся районах, куда приходится завозить дорогие дальнепривозные
нефтепродукты и моторные топлива. Исследования показали, что приемлемые
(сопоставимые с нефтепереработкой) издержки производства моторных топлив по
технологии GTL могут быть достигнуты на крупномасштабных установках. Однако если
учесть затраты на доставку нефтепродуктов в отдаленные районы, где имеются газовые
месторождения, возможно и на малогабаритных установках достигнуть более благоприятных
показателей издержек на производство синтетических топлив, чем на дальнепривозные
нефтяные моторные топлива [222].
В-третьих, в последнее время резко возросли требования к экологическим
характеристикам моторных топлив и нефтепродуктов. Для удовлетворения ужесточающихся
экологических требований нефтяникам во всем мире приходится расходовать миллиарды
долларов. Технология GTL позволяет получать моторные топлива, отвечающие самым
жестким экологическим требованиям (практически не содержат серы, имеют незначительное
содержание ароматики). Использование продуктов, полученных при реализации технологий
GTL, позволяет в большинстве случаев избежать необходимости значительных
дополнительных инвестиций по сравнению с другими альтернативными топливами, так как
может быть использована действующая инфраструктура потребления моторных топлив
(танкеры, терминалы, хранилища, АЗС), не потребуется переделка транспортных средств.
Получаемый по технологии GTL диметиловый эфир является отличным дизельным
топливом, имеющим высокое цетановое число и не содержащим серы. При его применении
потребуется некоторая переделка транспортных средств и систем заправки их топливом,
однако можно использовать уже имеющиеся транспортные средства и системы их заправки,
созданные для пропан-бутанового топлива. Продукты, полученные в технологических
процессах GTL и используемые в качестве транспортного топлива, позволяют существенно
снизить содержание вредных веществ в выхлопных газах. Результаты испытаний показали,
что применение продуктов GTL вместо традиционного дизельного топлива при
эксплуатации автобусного парка уменьшает выбросы оксида азота на 8%, твердых частиц на
31%, монооксида углерода на 49%, углеводородов на 35%. Учитывая все ужесточающиеся
требования к охране окружающей среды от выбросов транспортных средств, возможность
производства экологически чистых моторных топлив путем использования технологии GTL
является альтернативой дорогостоящим процессам повышения качества нефтяных моторных
топлив и может явиться дополнением при компаундировании нефтяных топлив с целью
повышения их экологической безопасности.
В-четвертых, технологии GTL предоставляют возможность утилизации попутного
нефтяного газа с целью получения из него моторных топлив и химических продуктов,
уменьшая тем самым объемы сжигания попутного газа на промыслах.
Некоторыми экспертами технологии GTL рассматривается в качестве альтернативы
при разработке и реализации проектов по производству и транспортировке сжиженного
природного газа. По мнению автора, предпочтительнее говорить об одновременном
осуществлении проектов по производству сжиженного природного газа и реализации
493
технологий GTL, которые будут взаимодополнять друг друга. Точно также технологии GTL
могут сочетаться с разработкой газоконденсатных месторождений. При этом может быть
реализовано производство СЖТ и налажен выпуск продуктов из газового конденсата.
История технологий получения СЖТ началась с открытия в 1923 г. немецкими
химиками Францем Фишером и Хансом Тропшом процесса каталитического превращения
синтез-газа (смеси оксида углерода и водорода) в жидкие углеводороды. На базе технологий
получения синтез-газа и процесса Фишера-Тропша в Германии в 30-е годы были построены
заводы по производству СЖТ из угля. В послевоенный период производство СЖТ из угля
было освоено в ЮАР компанией Sasol. К настоящему времени мощности установок
компании Sasol по производству СЖТ из угля составляют несколько миллионов тонн.
В 1985 г. введен в эксплуатацию первый промышленный агрегат по производству СЖТ
из природного газа (технология GTL) компании Mobil в Новой Зеландии. Процесс
осуществлялся в 2 стадии: синтез метанола и получение из метанола СЖТ. Однако из-за
высоких издержек производства синтетических топлив была законсервирована вторая стадия
процесса и компания Methanex, купившая у Mobil эту установку, производит на ней только
метанол.
В настоящее время в мире имеются два действующих завода по переработке
природного газа в синтетические жидкие топлива (СЖТ) компаний Sasol в Моссель-Бей
(ЮАР) мощностью 1,15 млн т/год и Shell в Бинтулу (Малайзия) мощностью 625 тыс.т/год
Оба завода были введены в эксплуатацию в 1993 г.. Завод компании Shell после аварии в
декабре 1997 г. был остановлен, но после ремонта и реконструкции начал вновь
функционировать в 2001 г. Работают также опытные и опытно-промышленные установки:
компании Exxon в г. Батон-Руж (шт. Луизиана, США) и компании Syntroleum в г. Тулса (шт
Оклахома, США), каждая мощностью около 10 тыс.т/год. Недавно введены в строй опытно-
промышленные установки компаний Conoco Inc. в г. Понса-Сити (шт. Оклахома, США),
British Petroleum в г. Никиски (шт. Аляска, США) и Rentech Inc. в г. Коммерц-Сити (шт.
Колорадо, США).
Основными продуктами, получаемыми по технологии GTL, являются сжиженные газы,
нафта (фракции прямогонного бензина), дизельное топливо, специальные продукты
(высокомолекулярные парафины). Среди продуктов переработки природного газа в СЖТ
можно также назвать диметиловый эфир (ДМЭ) и ряд химических продуктов на его основе,
не говоря уже о получаемых в больших объемах на действующих предприятиях метаноле,
формальдегиде.
Нафта (легкие бензиновые фракции), получаемая по технологии GTL, имеет
благоприятный фракционный состав, не содержит ароматических углеводородов и серы.
Указанные свойства позволяют использовать такую нафту как высококачественное
нефтехимическое сырье при производстве этилена и пропилена.
Дизельное топливо, получаемое по технологии GTL, имеет высокое цетановое число
(60–70 по сравнению с 40–50 у дизельного топлива, получаемого на
нефтеперерабатывающих заводах). Кроме этого дизельное топливо практически не содержит
серы и имеет очень низкое содержание ароматических углеводородов. Учитывая тот факт,
что нефтепереработчикам для удовлетворения все ужесточающихся требований к охране
окружающей среды, в частности, с целью удаления серы из дизельного топлива, приходится
тратить миллионы долларов, дизельное топливо по технологии GTL можно использовать для
компаундирования с обычным нефтезаводским дизельным топливом, снижая затраты и
обеспечивая повышенные экологические характеристики топлива.
Варьирование показателями температуры наличием и/или отсутствием процесса
гидрокрекинга для облагораживания синтетических жидких топлив приводит к образованию
разного выхода воска, смазок и дизельных топлив, прямоцепочечной парафинистой нафты и
сжиженных нефтяных газов. Восковые и смазочные продукты обычно получают в диапазоне
от 0 до 30%, дизельное топливо – от 50 до 80% и более легкие продукты до 25% общего
количества получаемых синтетических жидких продуктов. Продукты процессов GTL имеют
494
высокое качество (содержание серы около нуля, высокое цетановое число и низкое
содержание ароматики в дизельном топливе).
Сравнение качественных характеристик традиционного дизельного топлива и продукта
технологии GTL приведено в табл. 9.1.
Таблица 9.1
Сравнение качественных характеристик нефтяного и синтетического дизельных топлив [404]
Показатели
Нефтяное дизтопливо
Синтетическое
дизтопливо
США ЕС
Современные
требования ЕРА
Требования
ЕРА 2006 г.
Euro-4
Содержание серы, ppm 350 10–15 50 0
Содержание ароматических углеводородов, %
30 30 11 <5
Цетановое число 45 45 49 74
Дизельное топливо установок GTL обычно не содержит серы и состоит в основном из
парафинистых углеводородов (содержание ароматики меньше 5%), поэтому должно
рассматриваться как потенциально важный элемент смешения при производстве
экологически чистых моторных топлив.
Стандарты на выхлопы для тяжелых и легких дизельных грузовиков в последнее время
были ужесточены для значительно количества регионов. В стандарты введены предельные
величины по выбросам серы, твердых частиц, ароматики, полиядерной ароматики и оксидам
азота.
В Европейских странах, а также в Японии и США, лимиты на содержание серы в
моторных топливах составляют 10–50 ppm (табл. 9.2), в то время как в других странах,
включая многие развивающиеся, эти нормативы составляют 200–2000 ppm. Помимо серы в
Европе регулируется содержание ароматики на уровне 11% масс.
Таблица 9.2
Динамика показателя содержания серы в дизельном топливе (частей на млн, ppm) [408]
Страна
Годы
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
США 500 15
Страны ЕС
500 350 50 10
Япония 500 50 10 10
Австралия 2000 500 50
Китай 5000 2000
Южная
Корея
2000 500 430
Индия 5000 2500 500
Тайвань 500 350
Пакистан 10000 5000
Вьетнам 10000 2000 500
Выполненные исследования продемонстрировали заметное уменьшение выбросов при
применении дизельного топлива установок GTL в чистом виде или в виде смесей по
сравнению не только с высокосернистым дизельным топливом, но также и с
низкосернистым, низкоароматическим дизельным топливом НПЗ. Отмечается 40–50%-ное
снижение выбросов углеводородов (УВ), 9% NO
х
и 30% твердых частиц, по сравнению с
низксернистым дизельным топливом НПЗ. Другое исследование показало преимущество
дизельного топлива установок GTL по выбросам для тяжелых и легких автомобилей как с
существующими двигателями, так и с двигателями, разработанными для новых стандартов
евро-4 и евро-5. Причем преимущество достигается и для 15–30%-ных смесей обычного
дизельного топлива и продукции GTL, и для 100-го дизельного топлива с установок GTL.
Хотя выбросы выхлопных газов автомобилей, работающих на дизельном топливе
установок GTL, с точки зрения выхода парниковых газов несколько выше, чем при
использовании дизельного топлива НПЗ (480 г/миля СО
2
против 460 г/миля). Но учитывая то
495
обстоятельство, что львиная доля выбросов СО
2
производится далеко от населенных
пунктов, незначительной разницей при использовании различных видов дизельных топлив
можно пренебречь.
Дизельное топливо с установок GTL дополнительно к тому, что имеет низкое
содержание серы, является высокопарафинистым, в результате чего имеет высокое
цетановое число 70–75. Кроме того, оно имеет более низкую плотность, чем дизельное
топливо НПЗ (0,77–0,80 кг/л против 0.83–0,85 кг/л), что позволяет получать «премию по
плотности».
Дизельное топливо установок GTL можно использовать в чистом виде, но по ряду
причин оно более практично в качестве элемента смешения. Это обеспечивает следующие
преимущества:
• более низкую плотность и ощутимое снижение расхода (галлон на 100 миль) при
сравнении со стандартным дизельным топливом;
• чистое дизельное топливо с установок GTL потребовало бы отдельной инфраструктуры и
некоторой модификации автомобиля. Это могло бы исключить ключевое преимущество
топлив с установок GTL, a именно то, что топливо совместимо для применения в
сочетании с современными стандартными топливами НПЗ;
• дизельное топливо с установок GTL имеет относительно плохие свойства холодного
старта. Это не проблема для стран с теплым климатом, но несомненно должна быть
преодолена при использовании в странах с холодным климатом;
• в странах с жесткими спецификациями по содержанию серы в дизельном топливе (10–50
ppm) применение дизельного топлива установок GTL для смешения с традиционным
дизельным топливом даст возможность соблюдать эти нормы.
Таким образом, дизельное топливо с установок GTL более выгодно использовать для
смешения с тем, чтобы привести свойства стандартного дизельного топлива с НПЗ в
соответствие со спецификациями на моторные топлива.
Дизельное топливо, как продукт технологий GTL, представляет наибольший интерес
для потребителей, т.к. в перспективе намечаются высокие темпы роста спроса на дизельное
топливо как в мире в целом (1350 млн т/год), так на европейском и азиатском рынках. По
оценке экспертов консалтинговой компании Chem System спрос на дизельное топливо с
различным содержанием серы на европейском и азиатском рынках будет расти следующим
образом (табл. 9.3).
Таблица 9.3
Прогноз спроса на дизельное топливо на европейском и азиатском рынках, млн т [408]
Показатели
Дизельное топливо с содержанием S
Итого
>1000 ppm 50–1000 ppm < 50 ppm
Европейский рынок
2000 г. 100 150 0 250
2005 г. – 110 150 260
2010 г. – 100 170 270
2015 г. – 90 190 280
Азиатский рынок
2000 г. 130 110 . 240
2005 г. 200 70 50 320
2010 г. 200 90 110 400
2015 г. – 350 150 500
Кроме дизельного топлива, наиболее нужного продукта, получаемого по технологии
GTL, существуют и другие продукты (смазки, воски и нафта), которые представляют интерес
для потребителей. Высокомолекулярные парафины, получаемые по технологии GTL, это:
парафины, церезины, воски, находящие применение для получения синтетических масел,
смазок, присадок, поверхностно-активных веществ, химико-фармацевтической продукции.
Наиболее привлекательный рынок – это рынок смазок; мировой спрос на
высококачественные смазки вырастет в период до 2020 г. на 15%, что вынуждает строить
496
мощности по производству смазок.
Тяжелые парафины, производимые по технологии GTL, не имеют в своем составе серы;
они высоковязкие; имеют низкие показатели разлива и летучести и являются лучшим
базовым сырьем для производства смазок по сравнению с продуктами нефтепереработки.
Однако вследствие относительно малой емкости рынка смазок даже одна установки GTL
мирового класса (50000–100000 барр./сут, или 2,5–5,0 млн тСЖТ, в т.ч. 15000–30000
барр./сут (0,75–1,5 млн т) консистентных смазок) сможет обеспечить значительную долю
мирового рынка, что следует учитывать при выборе схемы производства СЖТ путем
конверсии высокопарафинистых соединений в дизельное топливо и нафту. Нафта имеет
широкое применение в нефтехимической промышленности.
По расчетам специалистов ВНИИГАЗ издержки производства традиционного
дизельного топлива и синтетического топлива близки (табл. 9.4).
Таблица 9.4
Сравнение издержек производства нефтяного и синтетического дизельного топлива (долл./барр.)
GTL НПЗ
Природный газ по 40 долл./тыс. м
3
10,2 –
Нефть – 25,0
Операционные расходы 4,0 2,5
Возврат на капитал 18,0 6,5
Итого 32,2 34,0
Диметиловый эфир, получаемый из природного газа, является отличным дизельным
топливом, прошедшим многочисленные испытания и доказавшим свои экологические,
эксплуатационные и экономические преимущества. Кроме того диметиловый эфир может
использоваться как энергоноситель на электростанциях и как химическое сырье.
Для организации производства СЖТ необходимо соблюдение некоторых обязательных
условий. Во-первых, необходимы значительные запасы природного газа. Мощность
месторождения должна обеспечить функционирование предприятия по производству СЖТ
мощностью до 5 млн т/год в течение по крайней мере 30 лет (от 300 млрд м
3
и выше). При
этом газ должен быть дешевым (не дороже 18–25 долл./тыс.м
3
). Это означает, что при
организации производства не могут рассматриваться действующие месторождения, в
частности те, которые обеспечивают экспортные поставки, ибо в этом случае цена исходного
газа должна находиться на уровне цены экспорта газа (порядка 100 долл./тыс.м
3
), что сделает
производство СЖТ экономически нецелесообразным.
Во-вторых, должны быть в наличии мотивация, финансовые ресурсы, схемы
финансирования крупных проектов (мега-проектов).
В-третьих, должны наличествовать технологические разработки, как уже действующие,
так и находящиеся в стадии опытно-промышленных испытаний.
В-четвертых, желательно наличие социальной и инженерной инфраструктуры в местах
намечаемой дислокации объектов по производству СЖТ. Правда, разработчики технологий
GTL считают, что для промышленной реализации таких технологий нужны только запасы
газа и площадка для сооружения завода. Все объекты инфраструктуры, в частности, электро-,
водообеспечение может быть организовано на базе имеющегося природного газа.
В-пятых, необходим анализ реализации объявленных проектов производства СЖТ.
Подобный опыт накапливается и тщательно анализируется экспертами.
В-шестых, должны быть выполнены необходимые маркетинговые разработки и
определены сценарии потенциального спроса на продукцию, получаемую по технологиям
GTL. При этом необходимо отчетливо представлять себе, что продуктам технологий GTL
будет затруднен доступ на рынки, поскольку имеются не так уж много мест, где имеются
ресурсы газа т.н. «запертых месторождений», и что эти места достаточно далеко отстоят от
имеющихся рынков.
На основании анализа опыта работы промышленных установок можно считать, что
первые комплексы по производству СЖТ из природного газа не достигли коммерческого
497
успеха по причине достаточно высокой стоимости производства. Приемлемые
производственно-финансовые показатели на действующей установке компании Shell в
Бинтулу достигаются за счет реализации получаемых в процессе высокомолекулярных
соединений (парафинов, церезинов), а на установке компании Sasol в Моссель-Бей – за счет
реализации побочно получаемых химических продуктов. Несмотря на низкие показатели в
работе установок первого поколения пионеры технологий GTL (компании Mobil, Shell, Sasol)
продолжили исследования и разработали технологии второго поколения, Собственные
технологии разработали крупнейшие нефтегазовые компании (Exxon, BP, Conoco), a также
технологические компании (Syntroleum, Rentech, Haldor Topsoe и др.). Технологии GTL
нового поколения по сравнению с показателями действующих и реконструируемых
установок обеспечивают прогресс не только в технических решениях, но и в технико-
экономических показателях. В частности, ожидается снижение удельных капитальных затрат
на 1 т СЖТ (табл. 9.5).
Таблица 9.5
Сравнение усредненных показателей удельных капитальных затрат по технологиям получения синтетических
жидких топлив из природного газа различных поколений [222]
Действующие
установки
Модернизируемые
действующие
установки
Планируемые
проекты (технологии
второго поколения)
Желательный
уровень (технологии
третьего поколения)
Удельные
капиталовложения,
долл./т
1200 800 600 400–500
Технологии GTL относятся к таким, в которых активно проявляется «эффект
масштаба», т.е. наблюдается заметное снижение удельных капиталовложений при росте
мощностей (табл. 9.6).
Таблица 9.6
Зависимость удельных капвложений от мощности завода по производству СЖТ [222]
Мощность, тыс.т/год 500 1000 1500 2500 5000 7500
Удельные капвложения, долл./т 900 700 600 500 440 400
Влияние «эффекта масштаба» проявляется и в производстве диметилового эфира
(табл. 9.7).
Таблица 9.7
Экономические показатели производства диметилового эфира (ДМЭ) [153, 410]
Мощность завода, млн т/год Удельные капитальные вложения, долл./т
6,0 495
12,0 402
18,0 356
В настоящее время разработаны следующие процессы получения СЖТ из природного
газа:
1. Sasol-Chevron (синтез-газ – автотермический риформинг ATR; процесс Фишера-Тропша
– технология Sasol в сларри-реакторах; изо-крекинг по технологии Chevron).
2. Royal Dutch/Shell – усовершенствованная технология Shell, используемая на
действующем заводе в Бинтулу (Малайзия). Многотрубчатый реактор компании Shell с
фирменным кобальтовым катализатором.
3. Exxon Mobil – мультифазный сларри-реактор с кобальтовым катализатором, легкий
гидрокрекинг и фракционирование. Синтез-газ по технологии Synergy Technologies с
использованием плазменной дуги.
4. Conoco – парциальное окисление природного газа, уникальная суспензионная
реакторная система для реакции Фишера-Тропша, облагораживание получаемых
продуктов.
5. Syntroleum – автотермический риформинг с кислородом воздуха; собственный процесс
по реакции Фишера-Тропша на кобальтовом катализаторе; гидроизомеризация и
498
разделение углеводородов по технологии компаний Lyondell, UOP.
6. Rentech – собственная технология, реализуемая вначале на опытной установке,
созданной на базе малорентабельного метанольного завода.
7. Statoil – процесс ATR компании Лурги и сларри-реактор с кобальтовым катализатором
для реакции Фишера-Тропша. Мощность опытно-промышленной установки – 43,6 тыс.
т/год.
8. British Petroleum – технология риформинга BP/Davy, собственный катализатор процесса
Фишера-Тропша. Мощность опытно-промышленной установки в Никиски на Аляске
10,4 тыс.т/год.
Компания Sasol (ЮАР), имеющая наибольший практический опыт производства СЖТ,
объединила усилия с американской нефтяной компанией Chevron-Техасо для реализации
двух крупных проектов: проекта ORIX по строительству завода по производству СЖТ в
Катаре; проекта Escravos по сооружению аналогичного завода в Нигерии. В обоих случаях
использованы технологии, сочетающие наработки компании Sasol в области производства
синтез-газа и лицензированную технологию компании Haldor Topsoe (сочетание
парциального окисления ATR и риформинга природного газа); синтеза жидких продуктов в
так называемых сларри-реакторах с использованием Co-Zn катализаторов; опыт компании
Chevron в области облагораживания нефтепродуктов (легкий гидрокрекинг синтетических
жидких углеводородов), а также практику проектирования и строительства компании Foster
Wheeler. Проектные концепции были разработаны компанией Foster Wheeler еще в 1997 г.
При доработке технологий компании Sasol и Chevron Texaco обращали основное внимание
на повышение энергетической эффективности, снижение удельных капитальных и
эксплуатационных затрат и экологичность проекта. Компания Foster Wheeler при разработке
и реализации проекта ORIX использовала интегрированный подход, соединяющий при
помощи блока управления производственные, вспомогательные (энергообеспечение,
транспорт) объекты, а также внеплощадочные объекты инженерной и социальной
инфраструктуры.
Компания Royal Dutch/Shell еще в 1970 г. организовала в Амстердаме лабораторию по
изучению технологий GTL, а в 1983 г. построила там опытную установку. На ее основе были
разработаны регламенты, проект и в 1993 г. построена промышленная установка в Бинтулу
(Малайзия).
Компания Royal Dutch/Shell, уже более 10 лет эксплуатирующая установку в Бинтулу
(Малайзия) внесла ряд нововведений в технологию получения СЖТ в период реконструкции
установки в Бинтулу. Технологическая цепочка производства СЖТ компании Shell состоит
из процесса получения синтез-газа некаталитическим адиабатическим окислением
природного газа; синтез осуществляется в многотрубчатом реакторе, заполненном кобальт-
цинковым катализатором. Особенностью технологии Shell является получение довольно
значительных объемов производства высокомолекулярных углеводородов. Компания Shell
является мировым монополистом в производстве таких соединений.
По сообщению представителя компании Shell Люка Керстена, сделанному на
Международной конференции «LNG & GTL: World and Russian Prospects» (Москва, 26–27
мая 2004 г.), типичные выходы продукции по технологии компании Shell таковы (% вес):
сжиженный нефтяной газ (пропан, бутаны) – 0–5; нафта (сырье для нефтехимии) – 30–40%;
газойль (сырье для производства дизельного топлива высокого качества) – 40–70%;
высокомолекулярные парафины (сырье для производства синтетических моющих средств) –
0–5%; высокомолекулярные парафины и церезины (сырье для получения базовых масел и
присадок) – 0–10. Отмечается большой разброс показателей в интервале показателей выхода
конечной продукции, что говорит о возможности выбора различных режимов осуществления
процесса. Компания считает, что технология, используемая на установке в Бинтулу, готова к
воспроизведению в большем масштабе. Компания Shell поставила задачу снижения
удельных капитальных затрат до 340 долл/т годовой мощности. Этого можно добиться путем
уменьшения размеров реактора, усовершенствования катализаторов синтеза,
499
усовершенствования контроля температуры, применением процесса ожижения
(флюидизации) и новых конструкций аппаратуры, а также обеспечения работы установки в
оптимизированных рабочих условиях. Немаловажной является также синергия, включающая
интеграцию установки с генерированием электроэнергии и производством водорода.
Возможно также использование перспективных технологий при трубопроводном транспорте
газа на установку GTL. Эти технологические решения заложены в проект сооружения завода
по производству СЖТ, который намерена реализовать компания Shell совместно с Qatar
Petroleum Corp. в Катаре. Проект намечается осуществить в виде двух очередей по 3,5 млн
т/год каждая в период 2007–2011 гг. Преимуществами проекта сооружения заводов по
производству СЖТ компания Shell считает: возможность использовать богатые ресурсы
месторождения North field; вовлечь в переработку попутный нефтяной газ, в больших
количествах сжигаемый на факелах; получение экологически чистой продукции,
обеспечивающей для ряда стран диверсификацию поставок энергоносителей; создать
удачное дополнение к имеющимся в Катаре заводам по сжижению СПГ, обеспечивая при
этом интегральное снижение удельных капитальных затрат и издержек производства за счет
создания и эксплуатации совместных объектов инженерной инфраструктуры; получение
сырья для развития собственной нефтехимической промышленности (нафта – для
производства этилена и пропилена, высокомолекулярные парафины – для получения
синтетических моющих средств).
Разработчики проекта отмечают также и его недостатки: высокие капиталовложения,
отсутствие местного производства оборудования. По оценкам компании Shell структура
инвестиций в производство СЖТ: добыча газа – 10% (в случае добычи газа на шельфе –
20%); непосредственно производство СЖТ – 40%; переработка синтетических продуктов и
выпуск на их основе товарных продуктов – 15%; объекты инфраструктуры – 5–10%; прочие
расходы, страховка – 15%.
Проект компании Shell в Катаре является крупнейшим (мега-проект) и интегрирующим
(охватывает все стадии от пласта до рынка товарной продукции). По оценке представителя
компании суммарные капиталовложения в реализацию проекта – 5 млрд долл., ввод первой
очереди – 2009 г.
Монетизация гигантского месторождения North Field имеет громадное стратегическое
значение для Катара, давая возможность развивать четыре ключевых направления:
сжиженный природный газ, трубопроводный транспорт газа, производство нефтехимиков и
технологию GTL, причем все четыре направления являются взаимосвязанными.
Технологический процесс получения СЖТ компания Exxon Mobil Corp.начала
отрабатывать на опытно-промышленной установке в г. Батон-Руж (шт. Луизиана, США) с
1991 г. На первой стадии используется процесс некаталитического адиабатического
окисления ATR по лицензии компании Haldor Topsoe, на второй – собственный процесс
синтеза по реакции Фишера-Тропша в сларри-реакторах с использованием железного
катализатора; на третьей – процессы доведения СЖТ до кондиций товарных продуктов,
применяемые компанией Exxon Mobil на собственных нефтеперерабатывающих заводах
(НПЗ). С использованием указанных технологий компания Exxon Mobil разработала проект
строительства крупного завода по производству СЖТ в Катаре. Мощность завода – 7,7 млн
т/год, предполагаемый год ввода – 2011 г. Проект является интегрированным: он охватывает
все стадии от добычи сырья до реализации готовой продукции.
Технологические процессы получения СЖТ американская компания Conoco-Phillips
отрабатывала на опытно-промышленной установке в г. Понса-Сити (шт. Колорадо, США),
созданной на базе небольшого нефтеперерабатывающего завода. Установка в настоящее
время имеет мощность 20 тыс.т/год; она была введена в эксплуатацию в 2003 г.
Технологическая цепочка состоит из процесса получения синтез-газа парциальным
окислением природного газа; реакции Фишера-Тропша, осуществляемой в сларри-реакторах
и трубчатых реакторах с использованием суспензионной системы; процессов
облагораживания СЖТ по технологиям, используемым компанией Conoco-Phillips на своих
500
НПЗ.
Компания Conoco-Phillips Co. заключила с компанией Qatar Petroleum Corp. соглашение
о сооружении двух заводов по производству СЖТ на базе природного газа месторождения
North field в Катаре. Суммарная мощность установок 8 млн т/год. За счет масштабов
производства и собственных достижений в области технологии производства СЖТ компания
Conoco-Phillips Co. планирует добиться снижения удельных капитальных затрат с 600 долл./т
(на модернизированных действующих установках) и 400 долл./т (на установках,
планируемых другими компаниями в 2006–2007 гг.) до 260 долл./т.
Залогом будущих успехов проекта компания Conoco-Phillips Co. считает:
1) Объем, качество и цену исходного природного газа. Проект базируется на запасах
крупнейшего в мире газового месторождения North field. Вообще компания считает, что
минимально допустимый уровень запасов газа для обеспечения завода мощностью 2–4
млн т/год должен составлять 112–224 млрд м
3
(при условии функционирования завода в
течение 25 лет). Учитывая, что в газе месторождения North field имеется высокое
содержание конденсата и низкое содержание азота, при переработке такого газа может
быть обеспечено эффективное использование газа;
2) наличие в месте строительства объектов инфраструктуры, созданной для производства
сжиженного природного газа (объекты энерго-, водо-, теплообеспечения),
квалифицированной рабочей силы делает выбранный район размещения завода весьма
выгодным;
3) возможность расширения масштабов производства, обусловленная емкостью рынков
сбыта продукции;
4) наличие солидных партнеров, в частности, национальной нефтяной компании Qatar
Petroleum Co.;
5) поддержка Правительства страны, где реализуется проект. Похоже, что Правительство
Катара сделало ставку на переработку собственных газовых ресурсов, в частности, для
производства СПГ и СЖТ, поэтому активно поддерживает проекты, создает
благоприятные налоговые условия, что привлекает инвесторов.
Стоит отметить, что в Катаре и Нигерии, странах, где собираются внедрять свои
технологии компании Sasol-Chevron, Shell, Exxon Mobil и Сопосо-Phillips, сложились
уникальные условия не противопоставлять газовые альтернативы (СПГ и СЖТ), а сочетать
их. По расчетам специалистов ВНИИГАЗ сочетание производств СПГ и СЖТ может дать
заметный экономический эффект (табл. 9.8).
Таблица 9.8
Сравнение технико-экономических показателей совместного и раздельного производства СПГ и СЖТ
№№
п/п
Показатели Ед. изм.
Раздельное производство
Совместное
производство
СПГ и СЖТ
СПГ СЖТ
1 Мощность завода млрд м
3
5,0 5,0 10,0
То же млн т 3,62 2,56 3,62+2,56
2 Цена продукции долл./т 140 220 174
3 Капиталовложения млрд долл. 1,1 2,1 2,5
4 Эксплуатационные затраты млн долл./год 20,0 90,0 210,0
5 Транспортные издержки долл./т 20 13 17
6 Расстояние транспортировки км 4000 4000 4000
7 Внутренняя норма рентабельности проекта (IRR) % 12,0 12,2 15,4
8 Чистый дисконтированный доход проекта (NPV) млн долл. 1286 2825 8923
Активные усилия в деле разработки технологических процессов производства СЖТ
предпринимает государственная нефтяная компания Statoil. В 2001 г. эта компания
совместно с компанией Petro SA, а с 2002 г. совместно с компанией Technip, начала
строительство полупромышленной установки, пуск которой был намечен на 2004 г. Для
стадии получения синтез-газа предложено использовать процесс автотермического
риформинга природного газа; процесс намечено осуществлять с использованием