В последнее время становится актуальной задача переработки как попутного нефтяного газа (ПНГ), получаемого при добыче нефти, так и газового конденсата, добываемых вместе с газом при разработке газоконденсатных месторождений. Данная тенденция объясняется рядом причин: ростом добычи нефти и газа, ужесточением экологических норм, постепенным исчерпанием запасов «сухого» сеноманского газа и переходом к разработке новых месторождений, среди которых становится все больше газоконденсатных.

Ниже дан краткий обзор принципиальных решений, которые можно предложить для утилизации ПНГ, газового конденсата, а также т.н. широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ), выделяемой из ПНГ и жирного газа при его подготовке к транспорту по магистральному газопроводу. При этом не рассматриваются такие технические подробности, как модификация установок подготовки нефти/газа к транспорту, модернизация транспортной инфраструктуры и пр.

С целью утилизации ПНГ, газового конденсата и выделяемого ШФЛУ рассмотрены следующие решения:

1. Строительство завода по стабилизации конденсата.

2. Переработка газа на синтетическое топливо (технологии СЖТ или GTL).

3. Переработка газового конденсата на топливо.

4. Установка малых энергоблоков.

5. Сжигание ШФЛУ в котельных совместно с метаном.

1. Строительство завода по стабилизации конденсата

В первую очередь речь идёт о переработке попутных фракций при добыче газа газоконденсатных месторождений. Продукцией завода является стабилизированный газовый конденсат и СУГ. Строящиеся в настоящее время установки являются фактически УКПГ — для газоконденсатных месторождений и УКПН — для нефтяных, производят серо-, влагоочистку и отбензинивание магистрального газа / стабилизацию нефти. На выходе установки дают СУГ и — для газоконденсатных месторождений — одновременно стабильный конденсат.

Газовый конденсат является ценным химическим сырьём, т.к. содержит большие концентрации непредельных углеводородов. Считается, что в качестве сырья 1 т конденсата эквивалентна 5 т нефти, т.к. нефть для получения непредельных углеводородов сначала необходимо подать на завод олефинов. Конденсат и СУГ могут продаваться как на внутреннем, так и на внешнем рынках.

Транспортировка технических проблем не представляет: СУГ перевозится в ж/д цистернах и т.н. «универсальных контейнерах» под давлением до 16 ати железнодорожным, речным и автомобильным транспортом. Следует иметь в виду, что в настоящее время в России на производителей СУГ накладывается т.н. «балансовое задание» по поставкам СУГ для бытовымх потребителей по фиксированным ценам, объём на практике достигает 30% от объёма производства.

Стоимость установок зависит от пластового содержания ПНГ, ШФЛУ и конденсата, а также количества попутных водяных паров, сероводорода и т.п. Ориентировочная оценка стоимости установки на 100 — 150 тыс. т. в год по продукции — $20-40 млн.

2. Переработка газа на синтетическое топливо (GTL)

Технология GTL только начинает своё распространение. Ожидается, что при дальнейшем ее развитии и росте цен на топливо она станет рентабельной. Пока GTL-проекты рентабельны только при достаточно больших объёмах перерабатываемого сырья. Обычно GTL-проект рассчитан на утилизацию метана, однако есть сведения, что процесс может быть реализован и для углеводородных фракций C₃-C₄.

Первой стадией производства на базе технологии GTL является получение синтез-газа, который может быть получен даже из угля. Однако этот способ переработки более применим к ПНГ и ШФЛУ, — газовый конденсат выгоднее утилизировать отдельно в качестве нефтехимического сырья.

На сегодняшний день в мире реализовано 2 крупных GTL-проекта:

§ Shell Middle Distillate Synthesis (SMDS) — Бинтулу, Малайзия, 600 000 твг,

§ Завод в ЮАР постройки Sasol, заказчик Mossgas для PetroSA, 1 100 000 твг.

В ближайшее время планируется осуществить полтора десятка других крупных проектов, находящихся в разной стадии готовности. Одним из них, например, является проект строительства завода в Катаре мощностью 7 млн.т нефтяного эквивалента. Его ориентировочная стоимость составит $4 млрд., или $600 на тонну продукции.

При этом, текущая стоимость строительства GTL-завода, по оценкам специалистов, составляет $400-500 на тонну продукции, и продолжает снижаться.

Среди известных разработчиков GTL-проектов следует отметить американскую венчурную компанию «Syntroleum» (http://www.syntroleum.com/), поставившую себе задачу проведения исследований с целью получения малых модульных производств для временного размещения на месторождениях, в т.ч. с возможностью утилизации ПНГ и ШФЛУ. «Syntroleum» участвовала в создании завода в ЮАР, в настоящее время является автором и участником большого количества GTL-проектов.

3. Переработка газового конденсата на топливо

В рамках большого НПЗ нетрудно реализовать переработку имеющегося конденсата в бензины. Выделяемый при этом тяжёлый остаток может послужить частью исходного сырья для получения дизельного топлива. Однако такой способ переработки практически неприменим для местных условий на месторождении, т.к. строительство требуемой инфраструктуры НПЗ резко увеличивает стоимость проекта.

В последнее время активно внедряются экспериментальные технологии «цеоформинг» и его дальнейшее развитие «БИМТ» (бинарные моторные топлива) Объединённого института катализа СО РАН. Оба процесса являются разновидностью риформинга и отличаются от него используемым катализатором. Цеолитовый катализатор не содержит драгметаллов, не отравляется примесями сероводорода, осуществляет сероочистку сырья и позволяет перерабатывать широкий диапазон бензиновых и дизельных фракций вместе. Цех по переработке на основе указанных процессов получается компактным, рентабельным даже при относительно небольших объёмах производства и пригодным к установке вблизи месторождений. БИМТ позволяет получать из конденсата качественное ДТ (в цеоформинге переработку тяжёлых фракций нужно организовывать отдельно).

Фракции ПНГ и ШФЛУ указанные процессы переработать не могут, поэтому их утилизация должна быть предусмотрена отдельно. Более того, в процессах цеоформинга и БИМТ происходит выход значительного количества «газа отдушки», состоящего, главным образом, из фракций C₃ — C₄, которые также необходимо утилизировать.

Из-за стабильно высоких цен на СУГ в Европе выгоднее перерабатывать ПНГ и ШФЛУ в СУГ. В России же более прибыльным может оказаться получение метанола или БТК (смесь бензола, толуола и ксилола). В дальнейшем смесь БТК может быть переработана деалкилированием в бензол, который является товарным продуктом, пользующимся высоким спросом.

При реализации проектов переработки на базе цеоформинга и БИМТ нужно обратить внимание, что возможности экспорта топлива ограничены жесткими европейскими экологическими требованиями: в бензине обязательно должны присутствовать кислородсодержащие добавки, содержание серы в дизельном топливе должно быть не выше 50 ppm, и пр.

По европейским нормам содержание кислорода в бензине должно быть не менее 2%, для чего, зачастую, добавляется 10-12% МТБЭ (метил-третбутиловый эфир), что значительно повышает; октановое число «разбавляемого» топлива. При этом необходимо отметить, что в последнее время экологические организации выступают с критикой использования МТБЭ, предлагая использовать другие более экологичные добавки.

БИМТ имеет преимущество одновременной переработки дизельной фракции, однако до сих пор в промышленном масштабе не применялся (метод разработан в 2000 г.). Внедрение же цеоформинга начато в 1992 г. Наиболее известным проектом цеоформинга является завод в г. Горлич (Польша), спроектированный компанией «САС» — «Лурги». «Обвязка» реакторов и состав заводов по оборудованию для цеоформинга и БИМТ практически идентичны.

К недостаткам цеоформинга и БИМТ можно отнести «негибкость» по качеству сырья: поскольку получается готовая продукция на выходе «чёрного ящика», то возможностей для регулирования её состава немного. Это является платой за сравнительную простоту технологий. БИМТ без дополнительного оборудования может «не пройти» жёсткие требования по сере (сероочистка не очень глубокая), при торговле продукцией на Европу необходимо добавлять кислородсодержащие добавки отдельно, подъём октанового числа происходит, как и в риформинге, главным образом за счёт увеличения содержания двух низко коптящих ароматических углеводородов: ксилола и толуола. В настоящее время мировая тенденция состоит в получении большего содержания изомеров и алкилатов.

4. Установка малых энергоблоков.

Ряд отечественных заводов наладил выпуск газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и газотурбинных энергоустановок (ГТУ) на основе модернизированных авиационных двигателей. Ряд аналогичных установок, как в газотурбинном, так и в поршневом вариантах, поставляются из-за рубежа. Как правило, для всех конструкций имеется возможность работы на ШФЛУ или ПНГ. Практически всегда предусмотрена утилизация тепла выхлопных газов, отводимая в систему теплоснабжения; существуют варианты парогазовых установок (ПГУ).

В настоящее время наблюдается бум внедрения объектов малой энергетики нефтяными компаниями и «Газпромом» для снижения зависимости от поставок электроэнергии РАО «ЕЭС», упрощения требований к инфраструктуре при освоении новых месторождений, снижения затрат на электроэнергию с одновременной утилизацией ПНГ и ШФЛУ. Согласно расчётам, себестоимость 1 кВт·ч электроэнергии для ГТУ «Пермских моторов» составляет 52 коп, для импортного агрегата на основе поршневого двигателя «Катерпиллер» — 38 коп. При этом недостатком двигателя «Катерпиллер» является невозможность работы на чистом ШФЛУ и потеря мощности при работе на смешанном топливе.

5. Сжигание ШФЛУ в котельных совместно с метаном.

ШФЛУ может сжигаться в имеющихся котельных вместе с метаном для производства тепла или электроэнергии. В настоящее время работа собственно горелок на смешанном топливе не представляет собой технической трудности. Теплотворная способность ШФЛУ выше, чем у метана. Неудобство вызывает конденсация фракций ШФЛУ в газопроводе зимой (температура конденсации бутана при атмосферном давлении равна -0,5?С).

Необходимо отметить, что транспортировка ШФЛУ трубопроводом, так же как и ПНГ, довольно опасна. Как и ПНГ, ШФЛУ тяжелее воздуха, поэтому при наличии негерметичности в трубе пары будут накапливаться в приземном слое с образованием взрывоопасного облака. Взрыв в облаке распылённого горючего вещества (т.н. объёмный взрыв) характеризуется колоссальной разрушительной силой. Поэтому одним из возможных альтернативных решений является реализация котельной на СУГ (ШФЛУ), запитываемой с автотранспорта.