содержание   ..  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  ..

В ЗАО "Самара-Нафта" в 2009 году выполнены предпроектные работы строительства мини-ГПЗ, предположительно установка будет запущена в 2010 году.

Сегодня построить в Самарской области собственный ми-ни-ГПЗ планирует и ОАО "Татнефть". На нефтеналивном пункте Иргизского месторождения проведены исследования физико-химических свойств нефти и газа, по результатам которых принято решение о строительстве мини-газоперерабатывающего завода по получению пропана, бутана и бензина. Стоимость реализации проекта составит 500 млн. рублей.

Решение задачи увеличения до 95 процентов уровня использования попутного нефтяного газа лежит в двух плоскостях — экологической и экономической. Использование для утилизации ПНГ методов и установок с получением первичных продуктов переработки ПНГ решает только эколог ическую часть задачи, но не экономическую. Почему? Потому, что окупить требуемые масштабные инвестиции в переработку ПНГ может использование методов и технологий, в результате чего создаются продукты высоких технологических переделов, то есть товарные продукты с высокой добавленной стоимостью. Это длинноокупаемые проекты. Но именно эти установи!, эти технологии решат проблему утилизации ПНГ.

Для одновременного достижения двух целей: 95 процентов использования попутного нефтяного газа и получения нормальной, экономически обоснованной нормы прибыли необходимо, чтобы, с одной стороны, нефтяные компании были бы обязаны использовать попутный нефтяной газ, а с другой стороны, имели бы возможность использовать законодательно закрепленные экономические механизмы, позволяющие компенсировать экономически неэффективные затраты по использованию попутного нефтяного газа и достичь приемлемой нормы прибыли.

В частности, таким механизмом может быть снижение налоговой нагрузки для нефтедобывающих компаний хотя бы на время, отведенное постановлением Правительства России для достижения ими 95 процентов уровня использования попутного нефтяного газа.

Кроме того, учитывая то, что Самарская область является высокоразвитым регионом, в котором имеются мощная нефтяная производственно-технологическая база и кадровый потенциал, можно было бы рассмотреть вопрос о создании на ее территории на условиях софинансирования из федерального бюджета (поскольку проблема использования ПНГ является межрегиональной) центра разработки и трансфера современных технологий по переработке попутного нефтяного газа.

В.М. Бузник. Спасибо.

Следующий докладчик — Александр Владимирович Восьмериков, заведующий лабораторией Института химии нефти Сибирского отделения РАН.

А.В. Восьмериков. Добрый день, уважаемые участники совещания! В своем кратком выступлении я расскажу о работах, которые проводятся в Томске в Институте химии нефти Сибирского отделения РАН и связаны с проблемой переработки не только попутного нефтяного газа, но и природного газа, ШФЛУ, про-пан-бутановой фракции. Тема моего доклада касается новых технологий химической переработки углеводородных газов в ценные жидкие продукты.

На слайде показана динамика утилизации попутного газа в России за последние 18 лет, а также структура использования попутного газа в России в 2008 году, которая уже на протяжении многих лет практически не меняется. Как уже отмечалось во многих докладах, порядка 20 млрд. куб. метров попутного газа ежегодно сжигается — это только по официальным данным, в действительности гораздо больше.

На слайде представлены основные пути и направления использования попутного газа. К сожалению, хотя мы и говорим, что у нас существует переработка попутного газа, на самом деле это не так, поскольку переработка предполагает получение новых продуктов из компонентов попутного газа. Правильно было бы назвать это газофракционированим, то есть это получение сухого газа, газового бензина, ШФЛУ или сжиженного газа.

Нами же предлагается схема глубокой химической переработки попутного нефтяного газа с получением ценных химических продуктов — ароматических углеводородов. Во многих выступлениях сегодня уже отмечалась возможность получения ароматических соединений с использованием каталитических систем, что свидетельствует о перспективности таких исследований. При использовании попутного газа в качестве исходного сырья можно получить в присутствии катализатора до 40 процентов ценных жидких продуктов.

На слайде приведено процентное содержание компонентов в получаемом жидком продукте, основными из которых являются бензол, толуол, ксилол и нафталин. Используемые в процессе ароматизации попутного нефтяного газа биметаллические цео-литные катализаторы, разрабатываемые в Институте химии нефти СО РАН, содержат высококремнеземный цеолит как основу и модифицирующие добавки — металлические компоненты. То есть катализатор содержит активную металлическую добавку, необходимую для разложения метана, и активный промотирующий металл, который используется для дегидрирования его ближайших гомологов. Затем процесс ароматизации образующихся промежуточных продуктов протекает с участием кислотных центров основного компонента каталитической системы — цеолита типа ZSM-5.

При использовании в качестве исходного сырья, например, пропан-бутановой фракции выход жидких продуктов существенно увеличивается и может достигать 65 процентов. То есть значительное влияние на показатели и эффективность процесса оказывает исходный состав сырья, например попутного газа.

На этом слайде приведены сведения по основным промышленным процессам, которые используются для получения ароматических углеводородов, в том числе и бензола. К ним относятся процессы пиролиза и риформинга. Несмотря на то что производство ароматических углеводородов в мире ежегодно составляет более 60 млн. тонн, зарубежные и отечественные компании постоянно испытывают дефицит в ароматических углеводородах, а потребность в бензоле удовлетворяется только на 76,5 процента.

В процессе превращения газообразных углеводородов используются катализаторы, основным компонентом которых является цеолит семейства пентасил. На слайде приведены схемы получения катализаторов в лабораторных условиях и на опытном производстве. В лабораторных условиях у нас имеется возможность наработки до 2—3 килограммов катализатора в месяц. Если кому-то из участников совещания для проведения научных исследований в своих лабораториях нужен цеолитный катализатор, то мы можем его получить и поставить, причем в различных формах. Это как алюмосиликаты, так и элементоалюмосилика-ты, когда в кристаллической решетке цеолита содержатся гетероатомы.

Здесь также приведена фотография опытно-промышленного производства цеолитного катализатора. Гидротермальный синтез цеолита протекает в автоклавах объемом 1,5—2 куб. метра с постоянным перемешиванием. Полученный цеолитный порошок затем смешивается со связующим веществом, приготовленная смесь формуется, сушится и прокаливается. Готовый катализатор получается в виде гранул определенного диаметра и соответствующей длины.
 

На этом слайде приведена технологическая схема переработки пропан-бутановой фракции в ароматические углеводороды. Перед нами ОАО "Томскгазпром" поставило задачу — разработать и создать небольшую демонстрационную установку производительностью 1 килограмм в час целевого продукта, чтобы можно было наглядно видеть возможность получения жидкого продукта из газа, то есть оценить эффективность этой технологии. Нами были произведены расчеты, предложена упрощенная схема переработки пропан-бутановой смеси с использованием однореакторной системы и без разделения получаемого концентрата ароматических углеводородов.

Другой дочерней компанией ОАО "Газпром" нам было предложено разработать технологическую схему переработки газов стабилизации газового конденсата и подготовить исходные данные для проектирования опытно-промышленной установки производительностью сначала 14 тыс. тонн в год, а затем и 80 тыс. тонн в год по сырью. Мы предложили схему, представленную на слайде, в которой предусматривается для непрерывности протекания процесса использование трех каталитических реакторов, то есть отпадает необходимость останавливать процесс для проведения окислительной регенерации катализатора в случае однореакторной схемы. Эта схема также не предусматривает разделение получаемого целевого продукта — ароматических углеводородов — на фракции.

Кроме того, мы предложили технологическую схему с разделением получаемых жидких продуктов с выделением путем ректификации бензола, толуол-ксилольной фракции и нафталинов.

На слайде приводятся основные преимущества трехреакторной схемы переработки попутных нефтяных газов по сравнению с однореакторной или двухреакторной, которые заключаются прежде всего в непрерывности процесса, снижении объема загрузки катализатора в один реактор и общего количества катализатора при сохранении производительности установки, в получении более стабильного по составу целевого продукта.

Нами были выполнены расчеты материального баланса процесса ароматизации пропан-бутановой фракции и технико-эко-номических показателей опытно-промышленной установит производительностью 12 тыс. тонн в год по сырью и с загрузкой катализатора в один реактор 1,25 куб. метра и соответственно в три реактора — 3,75 куб. метра.

На слайде приведены основные показатели расхода материалов на тонну перерабатываемого сырья и сравнительные техни-ко-экономические показатели основного процесса получения

ароматических углеводородов — каталитического риформинга бензиновых фракций и ароматизации газообразных углеводородов С1-C6. Основные преимущества последнего заключаются в том, что в процессе используются более мягкие условия, вовлекаются в переработку дешевые и доступные попутные газы, не требуется высокого давления и присутствия в реакционной зоне водорода, при этом стоимость катализатора как минимум в два раза ниже.

В таблице приводятся обобщающие данные и достигнутые показатели по процессам переработки попутного газа и ТТТФЛУ. Достоинством этих процессов является высокая селективность образования целевого продукта, одностадийность и рациональное использование углеводородных газов.

В настоящее время в Институте химии нефти СО РАН проводятся исследования по прямому превращению не только попутного газа или ШФЛУ, но и природного газа, основным компонентом которого является метан.

В Институте химии нефти разрабатываются процессы с использованием плазмохимической технологии переработки газообразных углеводородов. Созданы две стендовые установки, отличающиеся количеством реакторных секций и производительностью, то есть на 8 и 25 л/ч по исходного сырью. Они могут работать как в проточном, так в проточно-циркуляционном режимах. Благодаря использованию кислорода при проведении процесса превращения попутного газа возможно получение кислородсодержащих продуктов — кетонов, альдегидов и спиртов. Если процесс проводится без кислорода, то в основном получаются изомерные алканы — это углеводороды от С6 до С12, из которых 80 процентов составляют изоалканы C6—С8, характеризующиеся высокими показателями октанового числа. Преимущество этого способа заключается в том, что для протекания процесса не требуется высоких температур и давления, а также присутствие катализатора. Здесь приведена структура выполнения работ, начиная от проведения научных исследований и заканчивая непосредственно строительством промышленной установи!. Показана последовательность и установлен срок выполнения конкретных работ.

B.М. Бутик. Пожалуйста, Станислав Николаевич Шевкунов.

C.Н. Шевкунов. Свой доклад я, как представитель газодобывающей компании, хотел бы посвятить проблеме утилизации попутного нефтяного газа — как мы ее собираемся решать, какие у нас по этому поводу есть предложения.

Мы предлагаем следующую технологическую схему подготовки попутного нефтяного газа с применением процесса платфор-минга. Наш попутный нефтяной газ подается на дожимную компрессорную станцию. Дальше он идет на установку низкотемпературной сепарации, где осушенный газ поступает в блок абсорбционной очистки для выделения вредных примесей — сероводорода и С02. А конденсат установки низкотемпературной сепарации идет в блок стабилизации, где от него отгоняется про-пан-бутановая фракция, дальше пропан-бутановая фракция идет в реактор платформинга. С реактора платформинга продукты реакции направляются на сепарацию, газоразделение. Там выделяется углеводородный газ, с выходом получается где-то 33 процента, водород — выход 7 процентов и жидкие продукты реакции — выход около 60 процентов.

Жидкие продукты представляют собой смесь непрореагировавшего пропан-бутана и ароматических углеводородов, которые дальше направляются в блок стабилизации, смешиваясь перед этим с конденсатом с установки низкотемпературной сепарации. Там же из смеси ароматических углеводородов и фракции С5 и выше выделяется пропан-бутан, который отправляется в реактор платформинга, а смесь С5 и выше и ароматические углеводороды уходят у нас в товарную нефть.

Здесь, скажем так, гвоздь программы — реактор платформинга. Почему мы выбрали именно его? Почему выбрали именно эту технологию? Многие здесь говорили об ароматизации, но не говорили о том, что очень плохая экономика у этого процесса. В промысловых условиях поставить этот реактор очень просто: он стоит, в него зашли пропан-бутановые фракции, выходят уже продукты реакции. Но получается, что у него не индивидуальные углеводороды, каждый из которых можно реализовать и получить за это деньги. Мы получаем смесь ароматических углеводородов, которую очень дорого разделить. И всю экономику этого процесса для "большой земли", где в первую очередь имеет значение получение индивидуальных углеводородов, "убивает" то, что мы получаем смесь.

В промысловых условиях нас совершенно не интересует, какое будет соотношение между бензолом, толуолом, ксилолом. Мы это отправляем в товарную нефть. И все.

Из зала. А что будет с нефтью дальше?

С.Н. IНевку нов. Что будет с нефтью дальше? Во-первых, речь идет о незначительных количествах, 1—2 процента в общем потоке.
 

Во-вторых, на нефть окажет положительное влияние то, что у нее понизится вязкость. Вязкость сейчас очень серьезная проблема при сдачи нефти в "Транснефть".

В-третьих, эта нефть пойдет на НПЗ. Там она будет разгоняться, и вся ароматика уйдет в основном в состав тяжелой наф-ты, которая пойдет на реформинг. Основной процесс его — ароматизация, основная химическая реакция. Так что я никаких проблем в этом не вижу.

Какая получается экономика? Допустим, эти сжиженные углеводородные газы можно транспортировать непосредственно потребителю. Например, мы построим трубопровод ДУ-300 длиной 200 километров, построим перевалочный пункт на железной дороге или на море и склад. При производительности 1 млн. тонн в год это будет стоить примерно 15 миллиардов. Мы в своей компании собираемся реализовывать подобные проекты.

Что касается реакторного блока, то здесь капитал примерно 4 миллиарда. Что касается окупаемости в будущем, то первый проект с транспортировкой, скорее всего, будет с отрицательной экономикой. Вряд ли он может окупиться, потому что СУГ продать на рынке очень тяжело. А сейчас, когда ужесточаются требования к утилизации попутных газов, вместо 10 млн. тонн в год мы будем получать уже все 20 млн. тонн СУГ в год. Снижать стоимость продукции, производство которой и так уже находится на грани рентабельности, думаю, в высшей степени безрассудно. Здесь мы платим 4 миллиарда, катализатор меняем 1 раз в 2 года, стоимость катализатора на 1 миллион выходит. Примерно 1,5 млн. долларов 1 раз в 2 года мы должны за катализатор отдать (катализатор пЛатформинга, платиновый катализатор).

В заключение хотел бы добавить, что эта технология известна уже давно. Еще в 1990 году был построен завод по производству ароматического концентрата из пропан-бутановой фракции в городе Гринчмауте (Шотландия). Производительность его составляет 400 тыс. тонн в год. Позже были построены еще несколько установок производительностью уже по 1 млн. тонн в год. Разработчиком технологий является всемирно известная компания "ЮОП", которая вместе со своими подрядчиками все организует "под ключ". Заказчиком этих установок выступала "Бритиш Петролеум".

В нашей стране имеются отечественные разработчики. Но, к сожалению, эти разработки ограничиваются в основном пилотными установками. Пока не идет речи об установках "под ключ".

В. М. Бузник. Сейчас мы посмотрим видеоролик.
Слово — представителю Государственного научно-исследова-тельского института гражданской авиации.

С.К. Постоев. Благодарю, что разрешили показать видеоролик.

Вопросы применения сжиженного нефтяного газа для вертолетной техники были поставлены в 1980 году. Была программа Госкомитета по науке и технике. В 1989 году, когда прошли первые испытания вертолета, работающего на пропан-бутане, этот вид горючего получил название авиационного сконденсированного топлива. Может быть, это не совсем удачное название, потому что газовый конденсат иногда путают с авиационным сконденсированным топливом. Речь идет о сжиженном пропан-бутане, где в основном бутановая фракция.

Уже в 1987 году был совершен первый полет экспериментального вертолета.

К 1989 году мы подготовили проект постановления Совмина под эгидой Военно-промышленной комиссии, и по этому проекту к 1993 году планировалась уже эксплуатация около 50 вертолетов в Западно-Сибирском округе. Но пришел 1990-й год, и все порушилось. Тем не менее был создан опытно-промышленный экземпляр этого вертолета, в 1995 году он был показан в полете на Международном авиакосмическом салоне. Это реальная летающая конструкция.

Основные, реперные точки, чтобы было понятно, почему мы этим делом занимались. В 1980 году в факелах сжигалось порядка 10 млрд. куб. метров нефтяного газа. В прошлом году Путин и Медведев озвучили другую цифру — 20 миллиардов. Российская газовая отрасль озвучила официальную цифру: 35 миллиардов сжигается в факелах в России. Зарубежные эксперты оценивают этот объем в 50 миллиардов.

В каждом кубометре нефтяного газа содержится от 100 до 150 мг тяжелых углеводородов, и при сжижении это получается порядка 5—6 млн. тонн. Вся гражданская авиация России в настоящее время потребляет 6 млн. тонн авиационного керосина. Так что мы сжигаем в факелах столько керосина, сколько потребляет вся российская гражданская авиация.

Мы говорим о высокой цене авиационного керосина. Авиационное сконденсированное топливо должно быть примерно в два раза дешевле по тем законам, которые ранее были приняты, а для удаленных регионов (мы примерно считали издержки на транспортировку) — от 3 до 5 раз. Следовательно, меньше топлива — меньшая себестоимость летного часа — большая производительность вертолета. Соответственно, возрождаются многие социальные программы, с применением вертолетной техники в труднодоступных регионах.

Это тянет за собой довольно большое количество преимуществ, связанных с применением водорода. Многие знают, что при сжигании газа меньше выбросов по сравнению с керосиновым топливом и так далее.

Теперь предлагаю посмотреть фильм. Если будут какие-то вопросы, мы с удовольствием вам ответим.