Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

501

парокислородной смеси. Для стадии получения СЖТ по реакции Фишера-Тропша

предложено использовать сларри-реактор колонного типа с кобальтовым катализатором. Для

стадии облагораживания полученных СЖТ рекомендовано использовать мягкий

гидрокрекинг для превращения синтетических нафты и газойля в высококачественное

нефтехимическое сырье и дизельное топливо с цетановым числом 60–70, а также для

получения базовых масел. Компания Statoil совместно с Petro SA разрабатывает проект

крупномасштабного завода, на котором будет установлен самый большой в мире реактор

автотермического риформинга, обеспечивающий минимальный уровень эмиссии СО

Компания Syntroleum, занимающаяся технологическими разработками, предложила

собственную технологию проведения реакции получения синтез-газа методом парциального

окисления природного газа воздухом; реакцию Фишера-Тропша компания Syntroleum

предлагает осуществлять в сларри-реакторах и трубчатых реакторах с использованием

кобальтовых катализаторов и трехокиси алюминия. Представители компании Syntroleum

утверждают, что им удается справиться с большим количеством азота в реакционной смеси в

связи с использованием окисления воздухом, а не кислородом. При этом становится

ненужной дорогостоящая кислородная установка. Компания затратила 60 млн долл. на

сооружение пилотной установки в г. Тулса (шт. Оклахома, США). При процессе Syntroleum

получается высококачественное дизельное топливо с цетановым числом 74, не содержащее

серы и ароматических углеводородов.

Компания Syntroleum сотрудничает с нефтяной компанией Marathon Oil. Ими

разработан проект крупной установки, базирующейся на баржах. Каждая баржа представляет

собой сооружение, размером 250 490 11 м, весом 35 тыс. т, стоимостью 400 млн долл. и

производительностью 1 млн т/год. Расход газа – 1,8 млрд м

/т, выход нафты – 365 тыс.т/год,

дизельного топлива – 435 тыс.т/год, пропан-бутановой фракции – 220 тыс.т/год. По оценкам

специалистов компании издержки производства СЖТ составят 13 долл/млн БТЕ, что может

оказаться ниже, чем для традиционных моторных топлив из нефти.

Компания British Petroleum недавно ввела в эксплуатацию опытно-промышленную

установку получения СЖТ в Никиски (Аляска), а в конце 2005 г. планирует ввод пилотной

установки.

Технологическая цепочка получения СЖТ компанией ВР состоит из установок

риформинга природного газа по лицензии компаний ВР и Davy, синтеза СЖТ по реакции

Фишера-Тропша в многослойном сларри-реакторе с кобальтовым катализатором и

гидрокрекинга.

Кроме этого имеются технологии получения СЖТ, разработанные компанией Rentech

(процесс Фишера-Тропша осуществляется в сларри-реакторе с железным катализатором);

компанией ENI и французским институтом нефти (процесс Фишера-Тропша в сларри-

реакторах с кобальтовым катализатором).

Каждая из компаний, работавших в области получения СЖТ, считает свою технологию

лучшей. Из-за применения различных методик расчета технико-экономических показателей,

разных условий, в которых предполагалась реализация проекта (реконструкция,

использование имеющейся инфраструктуры, новое строительство), сопоставление технико-

экономических показателей указанных выше технологий затруднено. Инженерная компания

Reytheon Engineering and Construction Inc. (Хьюстон, США) выполнила сравнение технико-

экономических показателей технологий GTL, разработанных различными компаниями, в

сопоставимых условиях (табл. 9.9). В табл. 9.9 использованы исходные данные компаний.

Расчеты выполнены для условий региона Ближнего Востока, цена исходного природного

газа – 18 долл./тыс. м

Кроме сопоставления технико-экономических показателей, еще одним методом

сравнения технологий является определение энергетического кпд, измеряемого количеством

затраченной энергии (в БТЕ – британских тепловых единицах) на баррель получаемых в

технологиях GTL жидких продуктов. Результаты сравнения технологий по указанному

критерию приведены в табл. 9.10.

502

Таблица 9.9

Сравнительный экономический анализ различных вариантов технологий GTL [411]

Показатели

Варианты технологий

Exxon Mobil Shell Sasol Syntroleum Rentech

Conoco

А Б А Б А Б А Б А Б А

Суммарные капиталовложения,

млн долл.

н.д. н.д. н.д. н.д. 1039 1095 1258 1302 1268 1324 1720

Суммарная выручка, млн долл. н.д. н.д. н.д. н.д. 264 367 205 294 295 398 386

Внутренняя норма

рентабельности ,%

14,3 18,2 13,2 16,9 16,7 21,3 10,7 15,0 15,4 19,4 17.3

Чистый приведенный доход,

млн долл.

361 755 293 686 442 839 52 400 426 823 н.д.

Суммарная мощность по

производству синтетических

жидких углеводородов,

тыс.т/год

н.д. н.д. н.д. н.д. 2500 250 0 2000 2000 2750 2750 3600

Удельные капиталовложения,

долл./т

480 500 520 540 408 430 630 643 465 480 478

Вариант А – без производства синтетических смазок; Б – с производством синтетических смазок, н.д. – нет

данных

Таблица 9.10

Сравнение энергетического КПД по технологиям GTL [222]

Conoco Sasol-Chevron Exxon Shell

Энергетический КПД (млн БТЕ/барр.) 8.3 8.5 9.3 9.8

Консалтинговой компанией Chem Systems рассчитаны цены СЖТ, получаемых по

разным технологиям (табл. 9.11). Предполагается, что производство организовано в регионе

Ближнего Востока при условии цен на исходный природный газ 18 долл./тыс. м

. Цены СЖТ

определены для районов потребления в долл./барр.

Таблица 9.11

Цены синтетического топлива, получаемого по разным технологиям, в районе потребления, долл./барр. [412]

Показатели

Технологии

Conoco Exxon Mobil Rentech Sasol Shell Syntroleum

Цена сиф США 28 29 32 32 35 38

Цена сиф Западная Европа 27 28 30 30 32 35

Цена сиф Япония 30 31 34 34 36 39

Как видно из сравнительных оценок, выполненных различными консалтинговыми

компаниями, наилучшие показатели отмечены у технологии Conoco.

Однако сравнительное небольшое отклонение технико-экономических и

производственно-финансовых показателей по технологиям различных компаний компаний

не позволяет дать однозначного ответа о преимуществах той или иной технологии.

Каждая из западных компаний, разработавших проект, по данным расчета его

экономической эффективности, гарантирует рентабельность проекта в размере 15–20%, что

является вполне приемлемым уровнем для проектов в нефтеперерабатывающей и

нефтехимической промышленности.

В настоящее время разработаны проекты крупных установок по производству СЖТ из

природного газа; осуществляется сооружение нескольких демонстрационных установок

малой и средней мощности, ввод которых намечен на ближайшие годы. Специалисты

ожидают, что в лучшем случае пуск первой крупной промышленной установки по

технологии GTL нового поколения состоится в 2007 г.

Список проектов по производству СЖТ приводится в табл. 9.12.

Первыми из установок по технологии GTL нового поколения будут введены опытно-

промышленные и пилотные установки.

503

Таблица 9.12

Проекты по производству синтетических жидких углеводородов [222, 285, 413]

№№

п/п

Компания, пункт размещения, страна

Мощность,

тыс.т/год

Сведения о проекте

1 2 3 4

Объявленные проекты

1 Mossgas (Pty) Ltd, Моссель-Бей, ЮАР 3500

Проект компании Sasol. Начально предполагаемый

срок пуска – 2002 г. – перенесен.

Усовершенствованная технология компании Sasol.

Reema International, Пойнт-Лисас,

Тринидад и Тобаго

500

Стоимость проекта 300 млн.долл. Пуск – 2004 г.

Разработка проекта – компания Parsons.

Syntroleum Sweetwater Operations Ltd,

п-в Барруп, Австралия

500

Стоимость проекта – 400 млн.долл.

Предполагаемый пуск – 2004 г. Разработчик

проекта – компания Tessag Industrie-Anlagen

Escravos GTL-project (СП компаний

Sasol и Chevron), Нигерия

1700

Проект рассчитан на переработку попутного

нефтяного газа. Стоимость проекта 800 млн долл.

Предполагаемый пуск – 2007 г. Разработчики

проекта – компании Foster Wheeler, Snamprogetti,

JGC, KBR.

5 Sasol-Chevron Ltd, Pac-Лаффан, Катар 1700

Стоимость проекта – 800 млн долл.

Предполагаемый пуск – 2006 г. Разработчик

проекта – компания Foster Wheeler.

Empressa National del Petroleo, Понта

Аренас, Чили

3750 (перво-

начальный

замысел),

затем 500

Стоимость первоначального проекта – 1700 млн

долл. Предполагаемый пуск установки средней

мощности – конец 2006 г.

7 Royal Dutch/Shell, Petronas, Малайзия 500–750

Проект разработан, но решение о его реализации не

принято. Технология – Rentech.

Exxon-Mobil Corp., Норт-Слоуп,

Аляска, США

2500

Проект разработан, но решение о его реализации не

принято.

Планируемые проекты

9 Rentech Inc., шт.Вайоминг, США 500 Стоимость проекта – 252 млн долл. Срок пуска не

назван.

10 Iranian National Oil Co совместно с

Royal Dutch/Shell, район

месторождения Южный Парс, Иран

3500 Ожидаемый пуск – 2005 г. Реальный пуск перенесен

на более поздний срок.

11 Egiptian Gas and Petroleum Co.

Совместно с Royal Dutch/Shell, Египет

3850 Совместное производство с заводом СПГ,

планируемый пуск – 2005 г. перенесен на более

поздний срок.

12 Shell Gas and Power, Тьерра дель

Фуэго, Аргентина

Нет сведений

13 Shell Gas and Power, Северные

территории, Австралия

Нет сведений

14 GTL Bolivia SA, Санта-Круз, Боливия 500 Проектировщик – Jacobs Engineering, пуск 2007

15 National Petrochemical Co., Иран 2000 Пуск 2006

16 Exxon Mobil/Qatar Petroleum, Лас-

Лаффан

7700 План пуска 2011 г.

17 Shell Oil/Qatar Petroleum, Pac-Лаффан,

Катар

7000 План пуска 2010 г.

Проекты опытных и пилотных установок

18 Rentech Inc., Коммерс-Сити,

Колорадо, США

40 Пуск – 2002 г., Стоимость проекта – 20–25 млн

долл. Переделка имеющейся там метанольной

установки.

19 Britich Petroleum, Никиски, Аляска,

США

15 Опытная установка, пуск – 2002 г.

20 Conoco Inc. Понса-Сити, Оклахома,

США

20 Пилотная установка, пуск – 2002 г. Стоимость

проекта – 75 млн долл.

21 Mossgas, Моссель-Бей ЮАР 70 Пилотная установка – пуск 2002 г. Продукция –

жидкие углеводороды и специальные продукты

504

Компания Rentech Inc. планировала в конце 2002 г. ввести в эксплуатацию установку

мощностью 40 тыс. т/год в г. Коммерс-Сити, шт. Колорадо, США. Компания British

Petroleum практически завершила строительство пилотной установки на Аляске. Если

испытания установки пройдут нормально, компания British Petroleum может начать

реализацию коммерческого проекта мощностью 4 млн т/год (пункт размещения пока не

выбран). Компания Conoco также завершает строительство пилотной установки в Понса-

Сити (шт. Оклахома, США). Пуск установки был намечен на февраль 2003 г.

Компания Shell International Gas Ltd. изучает семь потенциальных проектов GTL по

всему миру, включая Австралию, Аргентину, Египет и Катар.

Из крупных проектов, по которым начинается реализация, можно назвать проекты

компании Sasol (совместно с Chevron) в Эскравосе, Нигерия и совместно с Qatar Petroleum

Со в Рас-Лаффане, Катар, а также проект компании Syntroleum в Западной Австралии.

Комплекс в Эскравосе (Нигерия) сооружается совместным предприятием, в состав

которого входит консорциум фирм Sasol/Chevron (75% акций) и нигерийская национальная

нефтяная компания (25% акций). Технология, как уже отмечалось, базируется на процессе

получения синтез-газа по методу датской фирмы Haldor Topsoe; жидкие продукты

получаются по процессу Фишера-Тропша, базирующемся на суспензионном процессе Sasol;

товарные моторные топлива намечено получать в процессе изокрекинга компании Chevron.

Мощность установки – 1,7 млн.т/год. Разработку технического проекта осуществила

инжиниринговая компания Foster Wheeler (британское бюро), а к рабочему проектированию,

поставке оборудования и строительству подключены крупные проектно-строительные

фирмы. Суммарные капитальные вложения оценены в 800 млн долл. Сырьем является

попутный нефтяной газ. Удельные капитальные вложения оценены в 533 долл./т. Следует

отметить, что установку GTL в Эскравосе намечено соорудить в составе газового комплекса

по производству сжиженного природного газа, что позволит использовать некоторые уже

созданные элементы инфраструктуры.

Аналогичного типа установка намечена к строительству в Рас-Лаффане (Катар). Это

будет совместное предприятие консорциума Sasol-Chevron (49%) и Qatar Petroleum Corp.

(51%). Здесь также имеется комплекс по производству сжиженного природного газа, что

позволит при строительстве установки GTL использовать отдельные элементы уже

созданной инфраструктуры.

Компания Exxon Mobil, как уже отмечалось выше, заявила о строительстве комплекса в

Катаре мощностью 7,7 млн т/год для освоения гигантского газового месторождения Northern

Fields. Продукцией установки предполагается синтетическая нефть без выделения товарных

моторных топлив и других продуктов с целью ее транспортировки по продуктопроводу.

Компания Rentech рассматривает концепции установок GTL для Боливии (мощностью

420 тыс.т/год) и для Индонезии (мощностью 630 тыс.т/год).

Компания Reema International, предложившая проект установки GTL мощностью 500

тыс.т/год в Пойнт-Лисас (Тринидад и Тобаго), отменила свое решение из-за отсутствия

финансирования.

Компания Hunt Oil заказала технико-экономическое обоснование создания комплекса

по переработке природного газа в СЖТ в Камисеа (Перу). В состав комплекса предполагают

включить установки GTL и получения сжиженного природного газа. Исследование поручено

фирме Halliburton, которая должна была завершить расчеты в начале 2003 г.

Кроме указанных в табл. 9.12 в прессе упоминались проекты компании Petroleos de

Venezuela (установка мощностью 750 тыс.т/год), совместный проект Shell и индонезийской

нефтяной компании Pertamina (3,750 тыс.т/год).

Недавно о намерении построить небольшую установку мощностью 112,5 тыс.т/год

заявило Правительство Тринидада и Тобаго. Пункт размещения установки – Пойнт-а-Пьер в

северном Тринидаде. Стоимость проекта 100 млн долл. Пуск намечен на 2007 г. [414].

Безусловно, реализация новых проектов GTL встретит ряд препятствий. Во-первых,

технология GTL несмотря на технические нововведения, продолжает оставаться достаточно

505

дорогой и для реализации крупного проекта требуются инвестиции, измеряемые 1,5–2,0 млрд

долл., что требует обычно создания консорциумов для аккумулирования финансовых

ресурсов на реализацию проекта; во-вторых, для новых крупных проектов GTL недооценена

проблема масштабного перехода от лабораторных, пилотных, демонстрационных установок

к крупным агрегатам и комплексам; в-третьих, для подобных установок большое значение

имеет цена исходного природного газа, поэтому эффективность новых крупномасштабных

проектов может быть достигнута при ориентации на крупные месторождения с небольшими

затратами на добычу газа.

Другими причинами замедления возможных темпов развития технологий GTL можно

считать:

• падение цен на нефть (что, впрочем, маловероятно); широкое распространение СПГ как

конкурента технологиям GTL в борьбе за источники финансирования;

• медленное согласование проектов GTL вследствие неуверенности финансовых структур в

технических и экономических преимуществах технологий GTL;

• невозможность использовать газ, предназначенный для экспорта, в качестве сырья для

установок GTL, так как в этом случае его цену надо считать по цене экспорта, а именно

по 100–110 долл/тыс, м

, в то время как для эффективной работы установки GTL

необходимо, чтобы цена исходного газа не превосходила 18 долл/тыс. м

, что находится в

пределах цен газа, используемого для производства СПГ.

Но, даже имея относительно дешевый газ труднодоступных месторождений, все равно

ключевым фактором остается доступность и конкурентоспособность капитала. Исследования

по сравнению полных технологических цепочек GTL и СПГ показали, что для современных

установок GTL с затратами 400–600 долл./т годовой мощности GTL конкурентоспособен с

СПГ.

В последнее время большое внимание уделяется технологии производства

диметилового эфира (ДМЭ), который может использоваться как экологически чистое

дизельное топливо (при небольшой переделке топливной системы транспортного средства)

или перерабатываться в экологически чистый бензин (без изменения инфраструктуры

потребления топлива). Кроме этого ДМЭ можно рассматривать как полупродукт при

получении ряда нефтехимических продуктов, а также как экологически чистое

энергетическое топливо [415].

В настоящее время ДМЭ производится в относительно небольших количествах в

процессах производства метанола. Мировое производство ДМЭ не превышает 150 тыс.т.

Основное направление использования ДМЭ – в качестве пропеллента.

Технология производства ДМЭ разработана рядом зарубежных технологических фирм,

в частности, Haldor Topsoe (Дания), Air Products and Chemicals Inc.(CLUA), NKKCorp.

(Япония).

Рядом японских компаний (NKK Corp., Toyota, Hitachi, Marubeni, Idemitsu, Inpex,

Nippon Sanso) совместно с Total Fina Elf SA образована компания DME International, которая

разработала проект производства ДМЭ. Реализация проекта должна начаться с сооружения

пилотной установки производительностью 100 т/сутки (33 тыс.т/год) в г. Каширо на о.

Хоккайдо (Япония). Предвестником пилотной установки является действующая опытная

установка компании NKK производительностью 5 т/сутки (1,65 тыс.т/год). На базе работы

пилотной установки компания DME International с 2003 г. проводила исследования, а в 2006

г. была намерена осуществить строительство промышленной установки мощностью 800–

1500 тыс.т/год.

Компания Toyo Engineering Corp. разработала проект крупномасштабной установки по

производству ДМЭ топливного назначения. Технология сочетает синтез метанола и его

дегидрирование на фирменном катализаторе на основе оксида алюминия. Ориентировочная

цена производства ДМЭ 90–100 долл./т, назначение – топливо для электростанций.

Дислокация будущих установок – регион Ближнего Востока, где имеются обширные ресурсы

дешевого природного газа.

506

Мощность проектируемой промышленной установки 2,3–2,6 млн т/год, стоимость – 660

млн долл., удельные капитальные затраты – 250–290 долл./т, т.е. на 10% ниже, чем по

производству метанола [416,417].

Среди проектов по производству ДМЭ на особо крупных установках следует также

назвать: два проекта строительства установок мощностью 2500–4500 т/сутки (825–1500

тыс.т/год) в Иране, объявленных как совместные проекты Правительства Ирана и японской

компании Mitsui International Corp. По оценке советника компании ВР и президента

ассоциации ДМЭ Т.Фляйша цена ДМЭ (сиф Япония) может составить при цене исходного

природного газа по 18 долл./тыс. м

– 162 долл./тыс м

, при цене исходного газа 27

долл./тыс.м

– 176 долл./тыс.м

, а при цене газа 36 долл./тыс.м

– 184 долл./тыс.м

. Для

сравнения цена СПГ, доставляемого в Японию – 252 долл./тыс.м

, а сжиженного нефтяного

газа – 342 долл./тыс.м

. Изменение уровня и структуры цены доставки ДМЭ в Японию в

зависимости от расстояния по данным Т.Фляйша представлено в табл. 9.13.

Таблица 9.13

Варианты производства и транспортировки ДМЭ в Японию (долл./т) [417]

Расстояние,

км

Производство

при цене газа

27 долл./

тыс.м

Транспортир

овка в

танкерах

Хранение

Транспортиров-

ка потребителю

авто-

транспортом

Складские

расходы

Возврат

капитала

(15%)

Итого

1600 90 12 12 27 29 91 261

4200 90 16 12 27 29 91 265

8400 90 28 12 27 29 91 277

12600 90 41 12 27 29 91 290

ДМЭ в случае использования как дизельное топливо заменяет нефтяное дизельное

топливо (в соотношении 1 т ДМЭ равна 0,68 тДТ), но при этом качество ДМЭ как дизельного

топлива лучше (выше цетановое число, практически отсутствуют сера и ароматические

углеводороды). ДМЭ может быть вполне конкурентоспособным продуктом и в Европе. По

оценкам Т.Фляйша цена ДМЭ, доставленного в Европу, может составить 0,21 евро/л, а цена

нефтяного дизельного топлива при цене нефти 20–30 долл./барр. – 0,19–0,25 долл./л.

ДМЭ уже достаточно испытывали в качестве моторного топлива. В частности, в

Японии в префектуре Канаги работают автомобили на ДМЭ. Испытания проводит

упомянутая выше японская компания Toyo Engineering. Эта компания уже испытала

опытную установку мощностью 1,65 тыс.т/год, на которой провела сравнение одно- и

двустадийных схем производства, и осуществляет строительство опытно-промышленной

(15,3 тыс.т/год) и демонстрационной установок мощностью 110 тыс.т/год.

По данным представителя компании Toyo Engineering Тошиюки Мии основные

показатели опытно-промышленной установки, строительство которой осуществляется в

проф. Сычуань в Китае, выглядят следующим образом: мощность – 15,3 тыс.т/год;

инвестиции – 3,2 млн долл. (с использованием некоторых видов оборудования действующего

завода минеральных удобрений); чистый дисконтированный доход – 680 тысдолл, срок

окупаемости – 13,2 года, внутренняя норма рентабельности – 13,3%. Компания Toyo

Engineering предлагает построить такую же опытно-промышленную установку в России для

отработки технологического процесса производства ДМЭ и последующего проектирования

крупной промышленной установки.

Компания Toyo Engineering разработала также проекты для крупномасштабных

установок мощностью 1,15 млн т/год и 2,3 млн т/год, причем для установки мощностью 2,3

млн т/год компания предлагает использовать процесс паро-кислородного риформинга

природного газа, что потребует строительства кислородной установки.

Проектируются мощные установки по производству ДМЭ мощностью 5000 т/сутки в

Иране, Тринидаде и Тобаго, Японии, Омане; мощностью 10000 т/сутки – в Нигерии и 15000

т/сутки в Катаре. На таких мощных установках издержки производства ДМЭ могут быть

снижены до 70 долл./т.

Обобщая зарубежный опыт проектирования и строительства установок по

507

производству СЖТ, ниже приведены данные прогноза консалтинговой компании Chem

System, согласно которым масштабы производства СЖТ достигнут в 2010 г. 10 млн т/год, в

2015 г. – 32–75 млн т/год, а в 2020 г. – 32–90 млн т (в т.ч. до 70% дизельного топлива). По

прогнозу Калифорнийской энергетической комиссии (California Energy Commission) объем

производства дизельного топлива по технологии GTL в 2010 г. составит около 4 млн т; в

2015 г. – 19,4 млн т; в 2020 г. – 40 млн т. Компания Chevron-Texaco проектирует объем

производства дизельного топлива в период 2016–2020 гг. на уровне 30 млн т. Это, конечно,

немного по сравнению с мировым спросом в моторных топливах (всего несколько

процентов), но экологически чистые топлива можно будет использовать не только

непосредственно в моторах автомобилей, но и как продукт компаундирования для смешения

с нефтяными топливами для улучшения их экологических характеристик.

Большинство экспертов на основании исследований, выполненных в 1980–1990-х

годах, и в увязке с тенденциями развития процессов гидропереработки на НПЗ предлагает

установить премии в размере 4–10 ц/гал для низкосернистого топлива с установок GTL по

сравнению со стандартным дизельным топливом. Подобная премия для дизельного топлива

установок GTL продиктована низким содержанием серы, меньшей плотностью и высоким

цетановым числом. Новое дизельное топливо под маркой Рига компания Shell уже продает,

как премиальное в Таиланде.

Из перечисленного выше видно, что проблема получения СЖТ и развития технологий

GTL в мире вызывает большой интерес. А как обстоят дела в этом отношении в России?

В нашей стране имеется большое число труднодоступных газовых месторождений с

большими запасами, вовлечение которых в промышленную эксплуатацию возможно с

привлечением технологий GTL. Имеются и небольшие газовые месторождения в

отдаленных, промышленно осваиваемых районах, куда приходится завозить моторное

топливо. Имеются отдаленные нефтяные месторождения, откуда достаточно сложно подать

попутный нефтяной газ в места его централизованной переработки, поэтому приходится

сжигать этот газ. Для таких случаев могли быть уместны технологии GTL. Наконец, для

урбанизированных территорий страны острой является проблема использования

экологически чистого моторного топлива и здесь технологии GTL предоставляют

возможность получения таких топлив.

В России исследования по получению СЖТ ведутся в ряде академических и отраслевых

институтов. Следует отметить работы группы исследователей во главе с член-корр. РАН

А.Л.Лапидусом по синтезу углеводородов по реакции Фишера-Тропша, в ИОХ РАН [418,

419], работы ученых ИНХС РАН проф. А.Я.Розовского, проф. Ю.А.Колбановского по

синтезу ДМЭ [420–424], проф. Е.В. Сливинского по получению химических продуктов на

основе синтез-газа [425], разработки специалистов ИВТАН (акад. Батенин В.М., д.т.н.

Шпильрайн Э.Э., д.т.н. Каган Д.Н. и др.) по получению СЖТ из природного газа на

малогабаритных установках [426, 427], результаты работ сотрудников Института физической

химии им. Карпова (д.х.н. Сосна М.Х. и др) [428], Института катализа СО РАН, работы

специалистов НПО «Энергомаш», предложивших использовать для получения синтез-газа

технологии, применяемые в реактивно-космической технике, и ряд других исследований.

Большинство из указанных разработок являются пионерными. Ряд разработок

экспериментально проверен на лабораторных установках, отдельные исследования

проводятся на опытных установках.

В России исследования в области производства СЖТ и координацию работ по этому

направлению взял на себя ВНИИГАЗ – ведущий научно-исследовательский институт ОАО

Газпром. Для анализа возможностей использования технологий GTL с целью вовлечения в

эксплуатацию труднодоступных месторождений специалистами ВНИИГАЗ были выполнены

расчеты эффективности создания предприятия по переработке природного газа одного из

месторождений на п-ве Ямал. Ввиду отсутствия данных для проектирования крупных

установок по результатам отечественных разработок, за основу расчетов была взята

технология компании Conoco (США) [429]. При этом была принята крупная единичная

508

мощность (9,8 млрд м

/год), учтены конкретные особенности сооружения установки в

суровых условиях севера, использованы перспективные цены на исходный газ и получаемые

продукты, принятые в стране ставки налогов и т.п. Расчеты выполнялись по утвержденной

методике определения экономической эффективности инвестиционных проектов.

Результаты расчета коммерческой эффективности сооружения предприятия по

переработке природного газа в СЖТ в районе п-ва Ямал оказались неудовлетворительными

[430].

Отрицательный результат расчета коммерческой эффективности при принятых

условиях объясняется высокими капитальными затратами, достаточно высокой ценой

исходного природного газа, значительными транспортными издержками, отсутствием льгот

по налогообложению.

Расчеты по оптимизации доходов и затрат по ямальскому проекту производства СЖТ

позволяют утверждать, что имеются возможности улучшить показатели коммерческой

эффективности проекта за счет: переработки газа, содержащего в своем составе кроме метана

другие углеводороды и уменьшения цены газа путем удешевления затрат на добычу;

интеграционных возможностей в случае создания наряду с производством СЖТ комплекса

по производству сжиженного природного газа, извлечения газового конденсата; снижения

капитальных, эксплуатационных и транспортных затрат; использования «эффекта

масштаба»; введения налоговых льгот, в частности по НДС.

Расчеты показали возможность некоторого улучшения производственно-финансовых

показателей Ямальского проекта.

Большую активность в деле продвижения собственной технологии в России проявила

компания Syntroleum (США), которая в конце марта 2003 г. подписала три соглашения с

Газпром'ом, администрацией Эвенкийского автономного округа и компанией Якутгазпром о

возможности строительства технологических установок по производству СЖТ из

природного газа.

Специалистами ВНИИГАЗ была разработана методика предварительного

инвестиционного анализа и проведены расчеты по нескольким возможным площадкам

размещения крупнотоннажного производства СЖТ. Ниже представлены результаты расчетов

производства СЖТ по технологии компании Syntroleum для различных уровней годовой

мощности предприятия и при разных ценах на исходный природный газ (табл. 9.14).

Таблица 9.14

Основные технико-экономические показатели производства СЖТ в районе Крайнего Севера

Показатели

Мощность, млн т/год

1,0 3,0 10,0 27,1 27,9

Капиталовложения, млн долл. 413 855 2425 5781 5948

Цена газа, долл./тыс. м

27,5 11,6 16,2 45,6 35,0

Операционные расходы, долл./т 34,5 31,5 26,4 24,8 26,4

Внутренняя норма рентабельности проекта (IRR), % 8,1 18,0 19,0 10,3 14,4

Чистый дисконтированный доход, млн долл. –32,1 348,2 1128,0 82,1 1239,2

Специалистами ВНИИГАЗ изучена возможность размещения опытно-промышленной

установки на базе производства технического углерода Сосногорского

газоперерабатывающего завода. Мощность установки 15,3 тыс.т/год, технология компании

Syntroleum, исходное сырье – отходящий газ установки производства техуглерода

(разбавленный синтез-газ), инвестиции – 3,18 млн долл., цена получаемого СЖТ – 85 долл./т,

норма рентабельности – 13,2%.

Специалистами одного из подразделений Газпрома – Стройтрансгаза – в содружестве с

учеными ИНХС РАН разработаны так называемые эквиметанольные технологии

превращения природного газа в СЖТ и химические продукты. Предлагаемые технологии

представлены пятью стадиями: 1) конверсия природного газа в синтез-газ с использованием

неравновесного парциального окисления (специальной технологии, заимствованной из

космической техники); 2) одностадийный каталитический синтез ДМЭ; 3) фракционирование

509

полученного ДМЭ с выделением товарного метанола и ДМЭ 95%-ной концентрации; 4)

получение синтетического автобензина из ДМЭ; 5) синтез химических продуктов из ДМЭ

(этилена, полиэтилена). Особенностью первой стадии рекомендованных технологий является

значительное увеличение объемной производительности, что позволяет осуществить резкое

уменьшение габаритов оборудования и, следовательно, сокращение капиталоемкости

производства. По оценкам специалистов Стройтрансгаза издержки производства ДМЭ при

относительно недорогом газе (20 долл./тыс.м

) могут быть на уровне 90–100 долл./т.

Специалистами ВНИИГАЗ готовится технико-экономическое обоснование опытного

предприятия мощностью 100 тыс. т/год, на базе которого будет принято решение о

строительстве крупного завода мощностью 5,8 млн т/год. Проект оценивается в 2,7 млрд

долл. Предполагается, что он и будет финансироваться Газпромом с привлечением

инвесторов. Ряд других компаний, в частности, ЛУКОЙЛ, Якутгазпром, ТНК-ВР ведут

исследования в области производства СЖТ на своих газовых месторождениях. Следует

отметить, что осуществить подобные масштабные проекты за счет собственных средств, не

имея опыта реализации подобных проектов, не привлекая к проекту компанию-лицензиара с

технологией, апробированной на пилотной установке мощностью несколько баррелей в день

и неспособной организовать сбыт СЖТ на внешних рынках, вряд ли рискнет какая-нибудь из

российских компаний, будь то Газпром или ЛУКОЙЛ.

Имеются предложения по организации производства СЖТ на установках относительно

небольшой мощности. По технологии фирмы «Метапроцесс» – Метанол и азотные

процессы) на первой стадии методом паро-углекислотной конверсии природного газа

получают синтез-газ, который очищается от двуокиси углерода и подается на вторую стадию

(синтез Фишера-Тропша). Полученная смесь жидких углеводородов и непрореагировавшего

синтез-газа поступает на третью стадию – легкий гидрокрекинг для получения товарных

продуктов. Экономические показатели установки по производству СЖТ по технологии

фирмы «Метапроцесс» приведены в табл. 9.15.

Таблица 9.15

Экономические показатели производства СЖТ по технологии фирмы «Метапроцесс»

Показатели

Мощность, тыс. т/год

15,0 50,0 100,0

Капитальные затраты, млн долл. 14,8 25,0 48,0

Себестоимость 1 т СЖТ с учетом амортизации, долл. 180–200 160–180 145–160

Численность персонала установки, чел. 7 12 30

Проект опытно-промышленной установки получения СЖТ «Синтоп-10000» разработан

ИВТ РАН и ЗАО «Новые каталитические технологии» на базе исследовательских и

экспериментальных работ на демонстрационной установке Синтоп-300

производительностью 300 т/год метанола или 110 т/год, высокооктанового бензина.

Технология производства основана на получении синтез-газа методом частичного окисления

в генераторе на базе реконструируемого дизельного двигателя, процессе

безрециркуляционного каталитического синтеза метанола и последующего получения из

метанола высокооктанового бензина на цеолитовых катализаторах.

По всей вероятности, первоочередным для российских условий является производство

экологически чистых топлив по технологии получения ДМЭ на установках средней

мощности.

Производство ДМЭ представляет интерес для России, прежде всего, для обеспечения

экологически чистыми моторными топливами муниципального транспорта крупных городов

и, в особенности, Москвы. Правительством г. Москвы принята городская целевая программа

«Использование альтернативных видов топлива на автомобильном транспорте города на

2002–2004 гг.» Согласно программе предусмотрено проведение ряда мероприятий,

направленных на снижение негативного влияния автотранспорта на экологию города за счет

частичной замены традиционных нефтяных моторных топлив на сжиженный природный газ,

сжиженные газы (пропан, бутан), синтетическое жидкое топливо (диметиловый эфир –

510

ДМЭ).

По свойствам ДМЭ близок к сжиженным газам (пропан, бутан), хранится в баллонах

низкого давления. При использовании ДМЭ автомобиль дооборудуется специальной

топливной аппаратурой. По данным ГУП «НИИдвигателей» применение ДМЭ в дизельных

двигателях приводит к снижению токсичности выхлопных газов до уровня стандарта EURO-

4, который введен в 2005 г. Улучшаются также шумовые характеристики работы двигателя

при сохранении его мощности и экономичности.

По данным о технологии получения диметилового эфира (ДМЭ), разработанной

специалистами Института физической химии им. Карпова [428], были выполнены расчеты

коммерческой эффективности производства ДМЭ. Реализация технологии предусмотрена на

Московском коксогазовом заводе (МКГЗ), который по соображениям экологической

безопасности должен быть переориентирован на выпуск экологически более приемлемой

продукции. На базе имеющейся инфраструктуры предприятия предполагается создание

опытно-промышленной установки. На основании исходных данных по суммарному расходу

природного газа, удельным затратам природного газа, перспективной цены природного газа

и ДМЭ, суммарным капитальным вложениям (с учетом частичного использования

инфраструктуры МКГЗ), принятым ставкам налогообложения, срокам строительства и пуска

установки были выполнены расчеты коммерческой эффективности проекта создания

опытно-промышленной установки.

Финансовые результаты проекта достаточно благоприятны: показатель внутренней

нормы рентабельности (IRR) – 14,96%; чистая текущая стоимость (NPV) за 20 лет

эксплуатации опытно-промышленной установки – 4,66 млн. долл.; срок окупаемости

инвестиций – 9,65 лет.

Интересный опыт определения эффективности различных методов производства и

транспортировки энергоносителей, основанный на термодинамической оценке, предложен в

[431]. Показана эффективность ДМЭ.

На базе результатов опытно-промышленной установки компания «Еврохим» совместно

с Московским правительством предполагает создать на Новомосковском заводе «Азот»

промышленную установку мощностью 350–400 тыс.т/год для обеспечения экологически

чистым топливом г. Москвы и Московской области. Перевод автобусного парка Москвы на

ДМЭ планируется осуществить в 2008 г. Учитывая достаточно благоприятные

производственно-финансовые показатели опытно-промышленной установки, можно

предположить, что за счет эффекта масштаба и использования имеющейся инфраструктуры

завода будут достигнуты показатели внутренней нормы рентабельности на уровне 18–20%.

Высказано предложение о возможности создания производства ДМЭ также на ряде

предприятий Центрального (Щекинский завод «Азот»), Северо-Западного (завод «Акрон»,

Великий Новгород) административных округов.

Компания ТНК-ВР и Востокгазпром объявили о возможности строительства установки

по производству ДМЭ.

При расчете эффективности использования ДМЭ следует учесть, что потребуются

дополнительные расходы, связанные с переводом автомобиля на ДМЭ (300–1000 долл. на

каждую машину).

Также необходимо учесть, что технология получения ДМЭ еще может быть улучшена

за счет совершенствования как стадии получения синтез-газа, так и синтеза ДМЭ по

результатам других отечественных разработок.

Факторами «за» развития производства СЖТ в России являются: наличие крупных

месторождений дешевого природного газа; возможность вовлекать в переработку запасы

газа, до этого считавшиеся малодоступными; наличие собственных технологических

наработок и возможность приобретения зарубежных технологий; возможность

использования технологических модулей высокой степени заводской готовности; получение

моторных топлив с улучшенными экологическими характеристиками; возможность

производить моторные топлива в районах газодобычи, куда раньше завозили