МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

им. И.М. ГУБКИНА

УНЦ «ГАЗОХИМИЯ» ИОХ им. Н.Д.ЗЕЛИНСКОГО РАН – РГУ НЕФТИ И ГАЗА

им. И.М. ГУБКИНА

В.С.Арутюнов, А.Л.Лапидус

ВВЕДЕНИЕ В ГАЗОХИМИЮ

МОСКВА-2004

УДК 622.276.53 Г 13 Арутюнов В.С., Лапидус А.Л.

Введение в газохимию. Учебное пособие.

Учебное пособие является вводной частью цикла «Основы газохимии».

В нем рассматривается значение природных газов в экономике и энергетике, генезис и структура источников углеводородных газов, их физические и химические свойства, роль в атмосферных процессах. Описаны основные направления использования и химической переработки природных газов, способы их транспортировки, современное состояние газоперерабатывающей промышленности в России и за рубежом, перспективные ее развития.

Учебное пособие предназначено для студентов и аспирантов, проходящих подготовку по специальностям 250100 - Химическая технология органических веществ и 250400 - Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов, а также специалистов, занимающихся вопросами переработки и использования природного газа.

Издание подготовлено на Кафедре газохимии Рецензенты:

Заведующий отделом Института нефтехимического синтеза им. А.В.Топчиева РАН, профессор, доктор химических наук В.Ф.Третьяков Заведующий кафедрой технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, доктор технических наук, профессор О.П.Лыков © В.С.Арутюнов, А.Л.Лапидус, © РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина,

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им.

И.М. ГУБКИНА УНЦ «ГАЗОХИМИЯ» ИОХ им. Н.Д.ЗЕЛИНСКОГО РАН – РГУ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА В.С.АРУТЮНОВ, А.Л.ЛАПИДУС

ВВЕДЕНИЕ В ГАЗОХИМИЮ

Допущено Учебно-методическим объединением по образованию в области химической технологии и биотехнологии в качестве учебного пособия для подготовки дипломированных специалистов по направлению 655000 Химическая технология органических веществ и топлива специальности:

250100 Химическая технология органических веществ 250400 Химическая технология природных энергоностителей и углеродных материалов бакалавров по направлению 550800 - Химическая технология и биотехнология (второй уровень профессионального высшего образования), МОСКВА- Содержание Предисловие………………………………………………………………….. 1. Значение природных газов в экономике и энергетике 1.1.Энергетика как основа мировой экономики……………………….. 1.2.Основные первичные источники энергии………………………….. 1.3.Альтернативные источники энергии……………………………….. 1.4.Запасы ископаемых энергоресурсов………………………………… 2. Генезис и структура ресурсов углеводородных газов 2.1. Генезис месторождений природного газа………………………….. 2.2. Структура ресурсов природного газа………………………………. 2.3. Газовые ресурсы России…………………………………………….. 2.4. Нетрадиционные ресурсы природного газа………………………... 2.5. Газовые гидраты……………………………………………………… 3. Состав и свойства природных газов и газоконденсатов 3.1. Состав природных газов….………………………………………….. 3.2. Физические свойства компонентов природных газов……………... 3.3. Химические свойства низших алканов……………………………... 3.4. Пределы распространения пламени в низших алканах ………….... 3.5. Метан в атмосфере…………………………………………………… 4. Транспортировка природных газов 4.1. Трубопроводный транспорт…………………………………………. 4.2. Транспортировка сжиженного природного газа…………………… 4.3. Конверсия природного газа в жидкие продукты как способ транспортировки его углеводородного потенциала………………... 5. Основные направления использования и химической переработки природных газов 5.1. Природный газ как топливо…………………………………………. 5.2. Выделение и использование компонентов природного газа……… 5.3. Традиционные химические процессы на основе природного газа.. 5.4. Перспективные химические процессы и продукты на основе природного газа………………………………………….. 5.5. Требования к качеству товарного природного газа и продуктов первичной газопереработки………….………………… 6.6. Газохимия и глобальный климат…………………………………… 6. Современное состояние газоперерабатывающей промышленности в России и за рубежом 6.1. Динамика добычи и использования природного газа……………... 6.2. Газоперерабатывающие предприятия России и перспективы развития отечественной газопереработки………………………….. Заключение…………………………………………………………………… Список литературы……………………………………………………………

ПРЕДИСЛОВИЕ

Природный газ появился на арене мировой энергетики относительно поздно, лишь во второй половине прошлого века, и в отличие от угля и нефти, никогда не выступал в роли основного энергоресурса. Но к концу ХХ века он стал наиболее динамично развивающимся первичным источником энергии. Уже в 2002 г. природный газ вышел на второе место в мировом энергобалансе, обеспечивая производство четверти первичной энергии на земном шаре и уверенно приближаясь по своему значению к нефти. Широкое отличительным признаком современной цивилизации. Огромные ресурсы природного газа, в том числе, в виде газовых гидратов, позволяют рассматривать его в качестве одного из основных первичных источников энергии и химического сырья не только в XXI веке, но и на более далекую перспективу. Это главная причина высокого интереса ко всему комплексу вопросов, связанных с ресурсами, добычей, транспортировкой и переработкой природного газа.

Однако если в качестве энергетического ресурса природный газ уже занял прочные позиции, его роль в производстве химических продуктов и вторичных энергоносителей значительно скромнее. Относительно недавно появившийся термин «газохимия» еще не получил такого широкого распространения, как «нефтехимия», и значение природного газа как источника химического сырья пока несопоставимо со значением нефти. До сих пор еще под газопереработкой подразумевают в основном первичную подготовку газа, его очистку и фракционирование. Относительно высокая стабильность низших алканов, и, прежде всего, высокая прочность связей C-H в молекуле метана затрудняет использование природного газа в качестве ограничивающий масштабы химической переработки природного газа. В промышленности используется лишь относительно небольшое число крупнотоннажных химических процессов на основе природного газа, причем практически все они основаны на его предварительной конверсии в синтезгаз.

продолжающегося быстрого роста мирового потребления энергии и продуктов нефтехимии повышает значение природного газа не только как источника энергии, но и как сырья для производства химических продуктов и вторичных энергоносителей, в том числе для транспорта. В настоящее время природный газ по объему запасов, экономичности добычи и возможности использования, экологическим свойствам является наиболее перспективным ресурсом, способным обеспечить потребности человечества в энергии и углеводородном сырье, по крайней мере, в течение текущего столетия.

Поэтому в экономике и энергетике ХХI века природный газ и газохимия могут сыграть такую же роль, какую сыграли в ХХ веке нефть и нефтехимия.

«Газовая пауза» может дать мировой экономике шанс сохранить высокий уровень энергопотребления до начала практического использования принципиально новых источников энергии, например, управляемого термоядерного синтеза.

Перспектива выдвижения природного газа на ведущее место в мировом энергетическом и сырьевом балансе делает газохимию одной из критических отраслей современной экономики. Поэтому без быстрого и радикального совершенствования существующих и создания новых технологических процессов химической переработки природного газа, в том числе его конверсии в жидкие вторичные энергоносители, мировая экономика уже в ближайшее время может столкнуться с серьезными проблемами.

В связи с перспективой быстрого развития газохимии в России, обладающей более чем третью мировых ресурсов природного газа, особое значение приобретает подготовка отечественных специалистов в данной области и создание для этой цели комплекса современных учебных программ и пособий. Цель данного учебного пособия «Введение в газохимию», подготовленного на Кафедре газохимии Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина, - дать общее представление о состоянии и перспективах развития газохимии, существующих тенденциях в этой отрасли и основных технологических процессах, используемых в настоящее время. Пособие предназначено для студентов, аспирантов, а также специалистов, занимающихся вопросами переработки и использования природного газа. Все критические замечания и пожелания по структуре, содержанию и изложению представленного материала будут приняты с благодарностью.

1. ЗНАЧЕНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ В ЭКОНОМИКЕ И ЭНЕРГЕТИКЕ

1.1. Энергетика как основа мировой экономики Основным ресурсом, обеспечивающим условия для существования современной цивилизации, является энергия. Сопоставление уровня экономического развития (уровня жизни) различных стран и потребления энергоресурсов на душу населения показывает пропорциональную зависимость между этими величинами, несмотря на более чем стократный разрыв в уровне жизни и энергопотреблении между наиболее богатыми и бедными странами мира. То же самое справедливо и для исторического развития каждой отдельно взятой страны мира (рис. 1) [1].

Рис. 1. Связь ВВП с потреблением энергоресурсов в мире в 2000 г. [1].

При наличии энергоресурсов может быть найдено практическое решение многих кризисных тенденций современного общества. Особенно актуальна проблема обеспечения энергоресурсами для России, которая по своему географическому положению имеет наиболее суровый климат среди всех стран мира, и соответственно, наиболее высокий уровень потребления энергии на единицу ВВП [2].

1.2. Основные первичные источники энергии гидроэнергетика и атомная энергетика. Их мировой баланс за последние 25 лет приведен на рис. 2.

Рис. 2. Мировое потребление первичных энергоресурсов, Хотя, на первый взгляд, за последнюю четверть века в мировой энергетике не произошло драматических изменений, и все пять основных первичных источников увеличили свой абсолютный вклад, постоянно изменялся их относительный вклад в общий баланс. За последние 20 лет ХХ века при общем росте мирового потребления энергии на 38% потребление нефти увеличилось на 12%, угля на 28%, а природного газа на 68%. Поэтому хотя нефть остается основным источником энергии в мире, ее доля с более чем 45% четверть века назад упала до 38% в 2002 г. и продолжает сокращаться (табл. 1).

производстве химических волокон, СCl4, целлофана и др. материалов.

5.4. Перспективные химические процессы и продукты на основе природного газа В настоящее время активно разрабатываются новые перспективные промышленные процессы на основе природного газа. Среди процессов, базирующихся на предварительной конверсии природного газа в синтез-газ необходимо отметить прежде всего GTL-процессы получения синтетических жидких углеводородов (СЖУ) и моторных топлив, в т.ч. диметилового эфира (ДМЭ). Главным преимуществом СЖУ и получаемого из них моторного топлива является отсутствие в них экологически вредных примесей, прежде всего соединений серы.

Одним из старейших предприятий по переработке природного газа в СЖУ был работавший в России с 1956 по 2000 гг. Новочеркасский завод синтетических продуктов, проектная мощность которого составляла 50 тыс. т жидких углеводородов в год. Из синтез-газа, получаемого паровой катализаторах производили жидкие углеводороды (низкооктановый бензин, высокоцетановое дизтопливо), а также твердые парафины. Кроме того, выделяли кислородсодержащие продукты (спирты, кислоты). Все продукты находили практическое применение.

Крупным событием в газохимии стал пуск в Новой Зеландии завода фирмы Mobil по производству синтетических моторных топлив из природного газа. Завод производил 14 500 барр./день бензина по схеме:

природный газ синтез-газ метанол бензин, используя для конверсии метанола высококремнеземистые цеолитные катализаторы типа ZSM-5.

Процесс обеспечивал хороший выход высокооктанового бензина, но высокое содержание ароматических углеводородов (до 50%), в числе которых дурол, бензол и другие канцерогены, высокая себестоимость продуктов, высокая высококремнеземистых цеолитов сделали его неконкурентоспособным. В конце 90-х производство бензина было прекращено, и завод был перепрофилирован на производство 4 400 т/сут. метанола [45].

промышленных предприятия по производству СЖУ из природного газа. В 1993 г. вступило в строй производство средних дистиллятов фирмы Shell – процесс SMDS (Shell Middle Distillate Synthesis) в Малайзии (г. Бинтулу). Оно потребляло 100 млн куб. футов газа в сутки и производило 12 500 барр./сут.

средних дистиллятов (газойля, керосина, нафты), а также специальных нефтехимических продуктов (сырья для производства смазок, детергентов, растворителей, воски и др.). Для того чтобы снизить потери синтез-газа на образование легких парафинов в соответствии с распределением ШульцаФлори, в процессе SMDS используется кобальтовый катализатор, превращающий синтез-газ преимущественно в тяжелые углеводороды с длинной цепью (воска). Для получения конечных продуктов эти парафины подвергают гидрокрекингу и затем фракционируют.

В Южной Африке (Моссел-бей) на базе многолетнего опыта фирмы Sasol по конверсии получаемого из угля синтез-газа в СЖУ по классическому методу Фишера-Тропша, который может быть представлен брутто-реакцией nCO + (2n + 1)H2 CnH2n+2 + nH2O с 1993 г. действует производство СЖУ из природного газа мощностью 22 500 барр./сут. жидких продуктов. Список получаемых продуктов обширен и включает бензин, дизельное топливо, керосин, СНГ, спирты и др.

Два крупных проекта на основе технологии фирмы Sasol и с ее участием находятся в стадии реализации. На заводе в Нигерии (Эскравос) планируется конверсия 300 млн куб. футов газа в сутки в 34 000 барр./сут.

различных СЖУ, в.т.ч. 22 300 барр./сут. ультра чистого дизельного топлива, 10 800 барр./сут. нафты и 1 000 барр./сут. СНГ. Завод в Катаре (Рас-Лаффан) по аналогичной технологии проектируется для конверсии 330 млн куб. фут.

газа в сутки в 24 000 барр./сут. топлива, 9 000 барр./сут. нафты и барр./сут. СНГ [45].

Сегодня в мире рассматриваются более 20 проектов (табл. 18) предприятий по конверсии природного газа в жидкие продукты (gas-toliquids, GTL) методом Фишера-Тропша суммарной производительностью около 750 000 баррель/сут. (35 млн т/г) и общим потреблением газа около 7, млрд куб. футов/сут. (~80 млрд м3/г). Но по экспертным оценкам в ближайшие годы будут реализованы не более двух-трех проектов. Согласно исследованиям, проведенным компанией Foster Wheeler Energy Ltd. по заказу фирмы Sasol (табл. 19), типичный завод по конверсии природного газа в жидкие продукты производительностью 30 000 баррель/сут. (1,4 млн т/г) на непосредственно на побережье для транспортировки произведенной продукции морем требует удельных капитальных затрат в размере Действующие, проектируемые и анонсированные процессы конверсии природного газа в жидкие продукты (GTL – процессы) [62].

Зеландия (Малайзия) (Нигерия) (Австралия) EGPC-West Damiatta (Египет) Laffan (Катар) (США, Аляска) *Реализованный процесс.

**Проект в стадии строительства или проектирования.

***Анонсированный проект.

При оценках принято: годовая компания – 333 сут. (8000 час.), 1т жидкого продукта = 7,1 баррель.

25 тыс. долл. за баррель ежедневной продукции (примерно 530 долл. за тонну годовой продукции). Стоимость такого завода в условиях Среднего Востока составит примерно 750 млн долл., а сроки сооружения оцениваются в три года. Текущие расходы без учета затрат на сырье и возврата капвложений оцениваются в 4 - 4,5 долл./баррель, т.е. примерно в 30 долл./т произведенной продукции. С учетом отчислений на возврат капвложений и сырье при стоимости газа ~18 долл./1000 м3 себестоимость продукции Основные параметры типового завода по конверсии амортизационных отчислений) составит 128 долл./т, что вполне приемлемо при цене нефти выше долл./баррель. Расчетное время возврата капвложений – 10 лет при проектной продолжительности эксплуатации 25 лет. [62]. Поскольку за время эксплуатации будет переработано не менее 40 млрд м3 газа, такие проекты, с учетом степени извлечения ресурсов, должны опираться на месторождения с начальными доказанными запасами от 100 млрд м3 и выше. Однако в случае реализации аналогичного проекта в условиях северных отечественных месторождений себестоимость 1 т СЖУ возрастает до 190 долл., а расчетное время возврата капвложений – до 20 лет [60].

Для разработки менее крупных месторождений природного газа и других источников газообразных углеводородов в настоящее время активно развиваются различные альтернативные технологии. Наиболее привлекательны методы, основанные на прямой окислительной конверсии углеводородов, прежде всего метана, в такие ценные соединения, как СН3ОН, СН2О, С2Н4 и др., в которых сохранена часть первоначальных химических связей, имеющихся в исходных углеводородах. Такой путь обладает очевидными энергетическими преимуществами перед многостадийной переработкой, когда все первоначальные С-Н и С-С связи разрушаются на стадии получения синтез-газа, а затем вновь воссоздаются на стадии получения целевых продуктов.

Одним из наиболее перспективных направлений прямой конверсии углеводородов остается производство кислородсодержащих продуктов прямым окислением насыщенных углеводородов [64,65,67,68]. Эти процессы начали применяться еще в 20-х годах ХХ века, на заре зарождения нефтехимической промышленности [65]. Наиболее распространенным объектом переработки были попутные нефтяные газы, но известны также промышленные процессы получения метанола и формальдегида прямым окислением метана. При получении формальдегида в качестве промотора процесса использовался NО2 [65,67,68]. Тогда же были получены первые патенты на процесс каталитического окисления метана в метанол при высоком давлении, и в период Второй мировой войны в США на процесс прямого окисления приходилось более четверти производства метанола и формальдегида. Однако после внедрения крупнотоннажных процессов получения метанола из синтез-газа в мире не осталось действующих промышленных установок по прямому окислению природного газа в кислородсодержащие продукты (оксигенаты). Сейчас активно ведутся научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по созданию нового поколения процессов прямого окисления природных и попутных газов. Изучаются также пути прямой окислительной функциализации метана в другие, помимо метанола, продукты типа CH3X, где X - атом или функциональная группа, например, в метилхлорид или метилбисульфат.

В качестве перспективного направления исследований в области газофазной окислительной конверсии углеводородов рассматриваются окислительные каталитические реакции при малых временах контакта и, соответственно, больших объемных скоростях потока на монолитных катализаторах (сетки, пенистые металлические блоки, блоки со сквозными каналами). В лабораторных исследованиях на таких катализаторах в небольших простых реакторах при миллисекундных временах контакта удается достичь очень высокой производительности парциального окисления парафинов в олефины и оксигенаты без образования углерода. Эти миллисекундные процессы являются автотермическими и почти адиабатическими, потому что экзотермические реакции окисления быстро нагревают газы и катализатор до ~1000оС, а скорость выделения тепла слишком велика для эффективного охлаждения через стенку. Их характерной особенностью является высокий градиент всех параметров (как правило, град/с и 105 град/см), а также большая роль последующих газофазных процессов [69].

С 80-х годов прошлого века активно исследуется возможность промышленного получения этилена окислительной конденсацией метана каталитических систем. Хотя выход С2-продуктов в этом процессе, принципиально ограничен примерно 30%, что делает процесс пока коммерчески не очень привлекательным, интенсивные исследования в этой области продолжаются. Исследуются методы прямой каталитической конденсации метана в высшие углеводороды nСН4 СnН2n+2 + (n - 2)Н2, ароматизации метана его кросс-конденсации (окислительного метилирования) и др. [68].

В отличие от сухих природных газов, являющихся источником практически чистого метана, природные газы с высоким содержанием фракций С2-С4 (выше 3%), при выходе из скважины подвергают процессам депропанизации и деэтанизации. Эти компоненты представляют собой ценный источник сырья для химической промышленности. Многолетний опыт стран, имеющих близкий к российскому объем газодобычи (например, США и Канады), показал высокую эффективность базирования химической промышленности на легких промысловых углеводородах: этане, пропане, бутане. Практически все крупные нефтегазовые компании применяют такую схему переработки природного газа – извлечение этана и пропана, пиролиз легких углеводородов, производство химических продуктов и синтетических полимеров на базе газового сырья.

Этан применяют в качестве исходного сырья для получения винилхлорида путем прямого каталитического хлорирования. Он также является сырьем для получения этилена и далее полиэтилена, этиленоксида, гликолей, этилбензола, стирола, этанола, высших спиртов и т.д. Пропан применяют для получения акриловой кислоты и акрилонитрила путем окислительного аммонолиза и для получения этилена и пропилена путем пиролиза. Пропан является также основным сырьем для получения оксоспиртов, пропиленоксида, пропиленгликолей, -метилстирола, фенола, ацетона, аллилхлорида, эпихлоргидрина, глицерина, перхлорэтилена, изопрена, додецилбензола, полипропилена и др.

Растет число исследований по парциальному окислению парафинов С2С4. Однако пока единственным осуществленным в промышленности процессом является окисление н-бутана в малеиновый ангидрид. Помимо малеинового ангидрида при каталитическом окислении бутана можно получать уксусную кислоту, а при его пиролизе - этилен и пропилен. При дегидрировании бутана получаются n-бутилены, применяемые в качестве сырья для получения бутадиена, полиизопрена, метилакрилата, полиизобутиленов, бутилкаучуков и др. Бутадиен применяют в синтезе полибутадиенстирольного каучука, нитрильных, поли-цис-бутадиеновых, хлоропреновых и других каучуков. В таблице 20 перечислены перспективные процессы окислительного превращения легких парафинов С1-С6, как уже достигшие индустриального уровня, так и находящиеся на стадии научной проработки.

ненасыщенных углеводородов, получаемых при пиролизе или дегидрировании углеводородов природных газов, в полимерные материалы:

полиолефины и пластмассы на их основе, синтетические каучуки.

Значительны также возможности использования широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), получаемой при переработке газового конденсата, в частности, ШФЛУ может с успехом заменить прямогонные бензиновые фракции НПЗ на установках пиролиза. В последнее время наблюдается также Процессы окислительной функцианализации легких алканов С1-С6:

промышленные и находящиеся на стадии разработки [70].

Метан Хлорметаны Газ, гетерог. Промышленный Этан 1,2 Дихлорэтан, Газ, гетерог. Пилотная установка Пропан Акрилонитрил Газ, гетерог. Демонстр. установка н-Бутан Уксусная Жидк., гомог. Промышленный н-Бутан Малеиновый Газ, гетерог. Промышленный н-Бутан Бутадиен Газ, гетерог. Промышленный Изобутан Метакриловая Газ, гетерог. Промышленный Изобутан Изобутилен Газ, гетерог. НИР Изобутан t-бутанол Жидк., гетерог. НИР н-Пентан Фталевый Газ, гетерог. НИР Циклогексан Циклогексанол Жидк., гомог. Промышленный Циклогексан Циклогексанон Жидк., гетерог. НИР тенденция к развитию производства синтетических протеинов путем биологического брожения углеводородного сырья.

Среди конструктивных направлений в переработке природного газа необходимо отметить интерес к плавучим производственным системам, устанавливаемым непосредственно в районах глубоководной добычи или удаленных регионах. Это перспективное направление в морской нефте- и газодобыче, дающее возможность разработки месторождений, которые в противном случае были бы вне пределов рентабельной эксплуатации.

Использование природного газа в мировой экономике быстро расширяется. Можно говорить о создании своеобразного «газового моста»

между нынешней энергетикой и энергетикой будущего, когда основным источником энергии станет термоядерный синтез. Идея «газового моста» или «эпохи метана» базируется на надежности и доступности сырьевой базы, его технологичности и благоприятных экологических характеристиках, возможности получения конечных продуктов переработки газа с приемлемыми технико-экономическими показателями. Поэтому на далекую перспективу можно ожидать устойчивого развития газовой промышленности как средства решения экономических, экологических и социальных задач.

Неопределенность с будущими источниками нефтяного сырья и ужесточение законов по охране окружающей среды создают реальную перспективу использования огромных ресурсов природного газа для производства традиционной продукции нефтехимии. Принципиальное значение имело бы также освоение экономичных процессов перевода относительно неудобных газообразных продуктов в более универсальное и транспортабельное жидкое углеводородное сырье.

Одним из наиболее вероятных кандидатов на роль такого сырья является метанол, входящий в число основных продуктов органического синтеза.

Получение и использование метанола - одно из главных направлений научноисследовательских работ в области промышленного химического синтеза [71]. Работы в области переработки метанола с целью получения химических продуктов открывают широкую перспективу развития химической промышленности. Постоянный интенсивный рост производства метанола обусловлен непрерывным расширением областей его применения, главные из которых - производство формальдегида, уксусной кислоты, растворителей, эфиров и других химических продуктов [72,73]. В перспективе метанол может стать универсальной основой органического синтеза, базовым полупродуктом С1 химии. Его все шире используют в новых перспективных направлениях, наиболее важное из которых связано с производством высокооктановых компонентов моторных топлив, главным образом метилтрет-бутилового эфира (МТБЭ).

Метанол представляет собой эквивалент нефтяного дистиллятного топлива. Известны примеры его использования на электростанциях в качестве топлива для газовых турбин. На метаноле могут работать и котельные установки. Главное преимущество метанола по сравнению с Потенциальными потребителями топливного метанола являются электростанции, особенно во время температурных инверсий, транспорт, пищевая промышленность, металлургия (восстановительный газ) и другие отрасли. В определенных случаях экономически выгодно получать из метанола водород.

альтернативных топлив для транспорта давно обсуждается в литературе. При полном использовании положительных моторных качеств, в первую очередь высоких октановых чисел метанола (октановое число по исследовательскому методу 112), смесей спиртов и бензино-метанольных смесей, эти топлива вполне способны конкурировать с современными бензинами. Для всех типов автомобилей приемлема добавка метанола к бензинам в 2-3% без внесения в автомобиль каких-либо конструктивных изменений. Поскольку автомобили могут работать и на смесях, содержащих примерно 20% метанола или других спиртов, использование таких смесей может стать важным ресурсом энергообеспечения транспорта.

Будущий рынок метанола может включать получение из него этилена и пропилена, которые являются важными химическими продуктами, и в 20 раз превысить существующий объем его производства. Процессы превращения метанола в олефины уже вплотную приближаются к тому, что они станут ключевой областью в химической промышленности в связи с большой потребностью в полиэтилене и других полиолефинах. В идеале, природный газ должен конвертироваться в метанол и затем в олефины и полиолефины на основе эффективных и благоприятных с точки зрения экологии процессов.

Если ежегодный прирост потребности в этилене (3,5 млн т/г) будет удовлетворяться за счет метанола, его производство должно будет увеличиться на 14 млн т/г или почти на 50%. Около 600 млн т метанола потребуется, если на нем будет базироваться только 10% мирового производства вторичной энергии (табл. 21). В транспортном секторе потребуется 150 млн т/г метанола при переводе всего 25% мирового парка автомобилей на топливные элементы, питаемые водородом, получаемым из метанола непосредственно на борту автомобиля. Примерно 55 млн т/г метанола потребуется, если 25% дизельного топлива будет содержать 15%ную добавку диметилового эфира.

Среди других перспективных продуктов на основе природного газа такие соединения, как МТБЭ, ЭТБЭ, этанол, смеси спиртов и т.п., широкое применение которых началось с внедрением так называемых “реформулированных бензинов” (reformulated gasoline), разработанных в ответ на требования об улучшении характеристик моторных топлив. Во многих странах уже налажено многотоннажное производство МТБЭ.

Перспективы развития мирового рынка метанола [74].

СУЩЕСТВУЮЩИЙ РЫНОК

НОВЫЕ ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ

РЫНКИ:

Транспорт продуктов Несмотря на ограничение применения МТБЭ в ряде американских штатов, в основе которого, видимо, лежат в основном конъюнктурные соображения, он остается наиболее эффективным высокооктановым компонентом бензинов, поэтому другие страны пока не спешат следовать примеру США в этом вопросе. Важное место в концепции экологически чистых топлив отводится “топливным спиртам” (fuel alcohols), т.е. смесям спиртов, используемых либо непосредственно в качестве топлива, либо в качестве высокооктановых добавок к моторным топливам.

В последние годы проявляется значительный интерес к производству и использованию диметилового эфира (ДМЭ). Ряд крупных фирм химического и нефтехимического профиля (Бритиш Петролеум, Хальдер-Топсе и др.) рассматривает ДМЭ как перспективный заменитель дизельного топлива, обладающий уникальными экологическими характеристиками, а также как сырье для производства других высокооктановых добавок к бензинам.

Использование ДМЭ непосредственно в качестве высокооктановой добавки маловероятно из-за его низкой растворимости в бензине. В настоящее время его мировое производство составляет около 150 тыс. т/год, в основном в качестве пропеллента для аэрозольных упаковок. Показано, что ДМЭ может быть получен непосредственно из синтез-газа, минуя стадию получения метанола [61]. Его синтез термодинамически выгоднее, чем синтез метанола и не требует столь высоких давлений.

Синтетические жидкие топлива (СЖТ), получаемые на основе процесса Фишера-Тропша из синтез-газа, по своим эксплуатационным характеристикам мало отличаются от традиционных нефтяных моторных топлив. К основным преимуществам СЖТ можно отнести то, что они не содержат ароматических углеводородов и соединений серы. Техникоэкономические исследования показали, что моторные топлива, получаемые химической конверсией природного газа через синтез-газ становятся рентабельными по сравнению с нефтяными топливами при:

• низких ценах на сырьевой природный газ (не выше 16 долл./1000 м3);

• производительности по СЖУ не менее 700 тыс. т/год;

• условии, что мировая цена на нефть превышает 120-125 долл./т.

При этом по оценкам себестоимость СЖУ при годовой производительности и 5 млн.т. составит соответственно 190 и 140 долл./т [60].

5.5. Требования к качеству товарного природного газа и продуктов газопереработки Добываемые природные углеводородные газы проходят два этапа первичной переработки:

механических примесей, от нежелательных химических соединений, в первую очередь кислых примесей, осушка газов. При очистке газов от химических примесей используются различные сорбционные методы (абсорбционные, адсорбционные, хемосорбционные), каталитические методы (гидрирование, гидролиз, окисление), мембранные методы очистки. После извлечения сероводорода его перерабатывают в элементарную серу методом Клауса. Осушка газа может быть осуществлена различными методами:

прямым охлаждением, абсорбцией, адсорбцией или комбинированием этих методов.

Разделение газов начинается с отделения взвешенной жидкости низкотемпературной сепарацией. Далее происходит извлечение жидких углеводородных компонентов компрессионным методом и масляной абсорбцией, а также различными низкотемпературными методами (низкотемпературная абсорбция - НТА, низкотемпературная конденсация – НТК, низкотемпературная ректификация – НТР, низкотемпературная адсорбция – НТ-адсорбция), приводящими к получению нестабильного газового бензина и рефлюкса – сырья для получения сжиженных газов и индивидуальных углеводородов. Следующие этапы физической переработки углеводородных газов – стабилизация газового бензина и газового конденсата, выносимого газом из скважины, и разделение углеводородных газов вплоть до индивидуальных углеводородов, а также выделение гелия, главным образом криогенным способом с последующим концентрированием и ожижением.

Таким образом, основными товарными продуктами, получаемыми на ГПЗ в результате первичной, физической переработки природных углеводородных газов являются:

-товарный газ, направляемый в магистральный газопровод;

-сера газовая (жидкая, комовая, молотая, гранулированная);

-стабильный газовый конденсат;

-бензин автомобильный марок А-76, А-92, АИ-95;

-дизельное топливо;

-котельное топливо:

-сжиженный газ;

-пропан-бутан технический;

-бутан технический;

-изопентан;

-одорант (смесь природных меркаптанов);

-техуглерод (печной, термический, канальный);

Практически на все виды продукции установлены показатели качества, которые зафиксированы в общесоюзных стандартах (ГОСТ), отраслевых стандартах (ОСТ) и технических условиях (ТУ). Все указанные выше виды продукции ГПЗ и промысловых установок условно можно разделить на основных групп [58]:

В первую группу входят газовые смеси, используемые как топливо. Их основным компонентом является метан. Эти газы также могут содержать до нескольких процентов (обычно – доли процента) других углеводородов, диоксид углерода, азот и незначительные примеси сернистых соединений.

Качественные показатели газов, поставляемого и транспортируемого по магистральным трубопроводам, регулируются отраслевыми стандартами ОСТ 51.40-83, ОСТ 51.40-93 (табл. 22) и техническими условиями, разработанными на их основе. Одним из основных отличий продукции этой группы является то, что концентрация отдельных углеводородов в них не регламентируется.

Вторая группа включает в себя газообразные технически чистые углеводороды и гелий, а также газовые смеси с заданным составом.

Третья группа объединяет жидкие углеводороды, в.т.ч. широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), смеси сжиженного пропана, сжиженные изо- и н-бутаны, жидкий гелий и т.д. Общим признаком этой группы является то, что в жидком состоянии при 20оС эти продукты находятся при избыточном давлении. ШФЛУ является одним из основных Показатели ОСТ 51.40-93 на горючие газы, поставляемые и транспортируемые по магистральным трубопроводам не выше сероводорода, г/м3, не более меркаптановой серы, г/м3, не более более (ккал/моль) при 20оС и 101,325 кПа, (7762) (7762) (7762) (7762) не менее Масса механических примесей и Устанавливается соглашением с продуктов переработки газоконденсатных смесей и нефтяных газов. ШФЛУ индивидуальных углеводородов. При переработке ШФЛУ получают также стабильный газовый конденсат или газовый бензин и газ низкого давления.

Технические требования к качеству ШФЛУ разных марок, получаемых при переработке попутного нефтяного газа, приведены в таблице 23 [58].

Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунальнобытового потребления по ГОСТ 20448-90 имеют следующие марки: ПТ – пропан технический; СПБТ – смесь пропана и бутана техническая; БТ – бутан технический. Основные требования к сжиженным газам приведены в таблице 24.

Показатели ШФЛУ по ТУ 38.101524-93. Разработчик – ВНИИУС.

Массовая доля компонентов, % Массовая доля сероводорода и меркаптановой Показатели сжиженных газов по ГОСТ 20448-90.

Массовая доля компонентов, % сумма метана, этана и этилена не нормир. не нормир. не нормир.

сумма пропана и пропилена, не менее 75 не нормир. не нормир.

сумма бутанов и бутиленов, не менее не нормир. не нормир. %, не более Давление насыщенных паров избыточное, МПа, В четвертую группу входят продукты, находящиеся в нормальных условиях в жидком состоянии, такие как газовый конденсат и продукты его переработки. Согласно ОСТ 51.65-80, для товарных конденсатов устанавливаются две группы: I – для установок стабилизации конденсата, II – для промыслов (табл. 25).

Основные требования к качеству стабильного конденсата I и II групп по ОСТ 51.65-80 с изменениями от 01.10.96 г.

(мм.рт.ст.) примесей, % Массовая доля сероводорода, % Определяется для ГОСТ 17323- К пятой группе относятся твердые продукты: канальная сажа, технический углерод и газовая сера.

5.6. Газохимия и глобальный климат Серьезная проблема, с которой человечество столкнулось в XXI веке и в решении которой прогресс в газохимических технологиях может сыграть решающую роль – глобальное потепление в результате роста в атмосфере концентрации парниковых газов. Механизм формирования климата нашей планеты очень сложен и зависит от многих параметров, плохо поддающихся даже грубой оценке. Тем не менее, есть веские основания полагать, что порожденная цивилизацией нарастающая антропогенная эмиссия парниковых газов является одной из существенных причин наблюдавшегося в течение предыдущего столетия роста концентрации парниковых газов в атмосфере и постепенного повышения средней температуры земной поверхности. Хотя в трактовке наблюдаемых явлений и прогнозах возможных климатических изменений есть много спорного [75], последствия глобальных климатических изменений могут иметь катастрофические последствия вплоть до полной гибели цивилизации.

Серьезность проблемы заставила правительства практически всех мира подписать в 1997 г. Киотский протокол об ограничении и частичном снижении эмиссии парниковых газов. Основной упор был сделан на сокращение эмиссии диоксида углерода, подавляющая часть которого производится мировой энергетикой при сжигании ископаемого углеродного топлива. Однако простые оценки показывают практическую нереальность сбора и утилизации заметной части громадного объема диоксида углерода, эмитируемого энергетикой в атмосферу. Современная энергетика потребляет ежегодно почти 8 млрд т углеродного топлива (в нефтяном эквиваленте), то есть почти 7 млрд т углерода. При этом в атмосферу выбрасывается примерно 20 млрд т или 20 трлн м3 углекислого газа. Если учесть, что подавляющая часть СО2 выбрасывается в атмосферу в составе дымовых газов тепловых электростанций, где его концентрация менее 12%, становится ясно, что существенное воздействие на уровень его эмиссии требует переработки значительной части громадного потока в 200 трлн м3 дымовых газов.

Это экономически нереальная задача, т.к. при современном уровне технологии стоимость извлечения и удаления тонны диоксида углерода из разбавленных дымовых газов составляет от 100 до 300 долларов. Объем необходимых для этого затрат сопоставим с ВВП, производимым всей мировой экономикой. Новые газохимические технологии открывают возможность альтернативного решения проблемы антропогенного парникового эффекта. Вклад диоксида углерода в парниковый эффект, действительно, наибольший, но отнюдь не подавляющий. Точно такой же вклад, но с обратным знаком, оказывают в сумме тропосферные аэрозоли и вызываемое ими изменение облачного покрова. Причем также, как и СО2, аэрозоли образуются преимущественно в процессах сжигания углеродного топлива, т.е. суммарное воздействие мировой энергетики на парниковый эффект за последние 150 лет близко к нулю. Поэтому решающее значение имеют другие факторы, прежде всего повышение концентрации в атмосфере метана, парниковый эффект от которого достигает половины эффекта от СО2.

При этом концентрация метана и его эмиссия почти в 200 раз ниже соответствующих значений для диоксида углерода. Таким образом, эффективное снижение антропогенного парникового воздействия может быть осуществлено путем снижения значительно более слабых антропогенных потоков метана и других углеводородных газов. Причем в отличие от диоксида углерода, эти газы являются ценным химическим и энергетическим сырьем, их сбор и утилизация могут быть экономически оправданы даже безотносительно вклада в решение проблемы стабилизации климата. Это позволяет не противопоставлять экологию экономике, а искать совместное решение экологических и экономических проблем.

В настоящее время только в процессах нефте- и газодобычи ежегодно в мире на нескольких тысячах месторождений выбрасывается в атмосферу или сжигается в факелах более 100 млрд. м3 углеводородных газов, что составляет примерно 4% объема их мировой добычи. Предотвратить эти потери практически невозможно до тех пор, пока не будут созданы новые более простые и эффективные технологические процессы, позволяющие рентабельно перерабатывать небольшие потоки углеводородных газов.

Сосредоточение усилий на разработке и широком внедрении новых малотоннажных технологий переработки небольших потоков углеводородных газов как антропогенного, так и естественного происхождения могло бы дать максимальный экологический эффект при минимальных экономических затратах и на много более экономично, чем сбор и связывание СО2, решить проблему антропогенного вклада в парниковый эффект и глобальное изменение климата [76].

6. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ

ПРОМЫШЛЕННОСТИ В РОССИИ И ЗА РУБЕЖОМ

трлн м3 и продолжает уверенно расти. Международное Энергетическое Агентство (IEA) прогнозирует на период до 2025 г. темпы роста потребления газа в 2,8% по сравнению с 1,8% для нефти и 1,5% для угля. Поэтому ожидается, что к 2025 г. доля газа в мировом энергобалансе достигнет 28%.

Потенциальные ресурсы традиционного природного газа могут втрое и более превышать доказанные (155 трлн м3 на 2000 г.). Это позволяет Международному Энергетическому Агентству прогнозировать устойчивый рост мировой добычи до 5 трлн м3 к 2025 г. А дальнейшая линейная экстраполяция прогнозируемых темпов развития предсказывает достижение к середине столетия уровня в 7 трлн м3/год, втрое превышающем современный объем добычи (рис. 17) [77].

Добыча, 1012 куб. фут./год Крупнейшими газодобывающими странами мира являются Россия и США, которые добывают примерно одинаковое количество газа (по ~ млрд. м3 в 2001 г.), обеспечивая в сумме 45% мировой добычи и 41% мирового потребления природного газа (США ~ 600 млрд. м3, Россия ~ млрд. м3). Потребность США в природном газе быстро растет и уже не покрывается собственной добычей. По прогнозам, к 2025 году она возрастет еще на 54%, поэтому США сейчас активно создают инфраструктуру для импорта больших объемов СПГ.

По состоянию на начало 2000 г. кумулятивная мировая добыча природного газа за весь период его разработки составила 70 трлн м3, из них 27,6 трлн м3 США и 11,8 трлн м3 Россией. Поскольку реальный коэффициент газоизвлечения колеблется от 0,9 до 0,6, начальный баланс запасов (рис. 5 и 6) уменьшился более значительно, чем на величину кумулятивной мировой добычи.

Природный газ занимает ведущее место в энергобалансе России, обеспечивая около 55% ее первичного энергопотребления и около 80% производства электроэнергии. Россия поставляет природный газ в 20 стран Европы и занимает первое место в мире по объему его экспорта. На европейском рынке газа доля российского газа достигает 25%. Хотя начальные суммарные ресурсы газа в России разведаны всего на 25%, почти 85% добычи российского газа приходилось на месторождения, уже вступившие в режим падающей добычи, поэтому требуются огромные капиталовложения на расширение производственной и ресурсной базы. Из 543,4 млрд м3 добытого в 2001 г. газа на долю крупнейшей газодобывающей компании мира – ОАО «Газпром» - приходилось 88% (478,4 млрд м3).

Остальной объем добычи (66 млрд м3) приходился на независимые российские нефтяные и газовые компании.

Структура производства и потребления российского природного газа по состоянию на 2001 г. выглядела следующим образом:

По компонентному составу разведанные запасы газа России на 1999 г.

имели следующую структуру: метановые газы – 62,9%, метановые сероводород содержащие – 0,6%, этансодержащие (этана 3% и более) – 28,4%, этансероводородсодержащие – 8,1%. В структуре добычи доля этансероводородсодержащих – 5,9%. Из 769 месторождений природного газа в разработку было вовлечено 335 с разведанными запасами 21,6 тлнн м3, что составляло 46,1% российских запасов [79]. Поддержание уровня добычи и даже ее рост в период до 2030 г. не сдерживаются запасами газа, однако зависят от создания новых газотранспортных систем. Максимальный годовой объем добычи газа в России (с участием всех добывающих компаний) в г. может достигнуть 830-840 млрд м3, из них 650-660 млрд м3 на суше и млрд м3 на шельфе (рис. 18).

Такой уровень добычи возможен при дополнительном приросте запасов за этот период в объеме 28 трлн м3, а в целом по России в XXI в.

прогнозируется прирост запасов газа промышленных категорий порядка трлн м3 [80]. Видимо, это реальная перспектива, поскольку начальные потенциальные ресурсы традиционного природного газа в России оцениваются в 200,0 - 236,1 трлн м3 [16].

Рис. 18. Прогнозируемая динамика добычи газа в России в XXI в. [77].

При долговременном прогнозе добычи следует учитывать, что:

горногеологических условий колеблется от 0,9 до 0,6 и даже ниже в отдельных залежах;

происходит уменьшение размеров и запасов вновь открываемых месторождений (при разведанности в 60-70% еще не найденными остаются только мелкие и мельчайшие месторождения);

не вовлеченными в разведку и разработку в процессе освоения района остаются ресурсы с более низкими промысловыми качествами;

в балансе разведанных запасов будет возрастать доля низконапорного газа и доля газа с кислыми компонентами и гелием, темп отбора которых ограничен [80]. Низконапорный остаточный газ мог бы стать серьезным нетрадиционным источником прироста запасов. Предполагается, что к году в Западной Сибири такого газа останется 1,5-1,6 трлн.м3.

Мировая газоперерабатывающая промышленность имеет большой опыт по извлечению их природных газов конденсата и других ценных компонентов. В 1996 г. в США на 630 объектах газопереработки из 505 млрд м3 природного и попутного газа было произведено 68,5 млн т жидкой продукции, в т.ч. 5,8 млн т этана, 7 млн т пропана, 4,1 млн т бутанов, 51, млн т сжиженных газов, конденсата, газового бензина и прочих продуктов. В других странах на 938 объектах газопереработки из 878 млрд м3 газа было получено 115,7 млн т жидкой продукции, в т.ч. 15,5 млн т этана, 17,8 млн т пропана, 11,3 млн т бутанов, 71,1 млн т сжиженных газов, конденсата, газового бензина и прочих продуктов [81].

В России имеется 24 газоперерабатывающих завода суммарной производительностью 40 млн м3/сут. на которых в 2002 г. производилось сжиженных нефтяных газов (СНГ, LPG) в России возрос с 2,5 млн т в 1998 г.

до 4 млн т в 2001 г. (рис. 19). Основная часть поступает со стадии первичной предприятиями.

Производство СНГ, млн т/год Рис. 19. Динамика производства сжиженных нефтяных газов в России [82].

Объем производства сжиженного пропан-бутана в России составил в 1999 г. 5150 тыс. т, из которых 31,1% был произведен на нефтехимических комбинатах, 26,3% - на нефтеперерабатывающих заводах и 42,6% - на газоперерабатывающих заводах. Очень низка степень извлечения этана – не более 7-8%. На предприятиях «Газпрома» извлечение этана из природного газа осуществляется только на Оренбургском ГПЗ (~220 тыс. т/год), в то время как в США при одинаковом с Россией уровне добычи природного газа производство этана превышает 5 млн т/год.

6.2. Газоперерабатывающие предприятия России и перспективы развития отечественной газопереработки Квалифицированная переработка природного газа и конденсата является одним из главных направлений экономического развития отрасли. В настоящее время только предприятия ОАО «Газпром» перерабатывают млрд м3 газа/год и около 9 млн т /год конденсата и нефти. Основные перерабатывающих предприятий ОАО "Газпром" сосредоточены в НадымПуртазовском регионе, Оренбургской и Астраханской областях, на полуострове Ямал, в республике Коми и в Томской области. В составе ОАО «Газпром» эксплуатируется шесть газо- и конденсатоперерабатывающих заводов и шесть малотоннажных установок по получению моторных топлив, используемых для местных нужд. Имеющиеся в настоящее время в газоперерабатывающей подотрасли мощности ориентированы, в основном, на очистку сырого газа от “кислых” компонентов и стабилизацию конденсата, а также на получение сопутствующих этим процессам продуктов: ШФЛУ, сжиженного газа, серы, одорантов и т.д.

Сосногорский ГПЗ – старейший газоперерабатывающий завод в России, введен в эксплуатацию в 40-х годах. В последние годы в связи с падением объемов добычи на Вуктыльском месторождении, завод снизил объем переработки газа и конденсата. В настоящее время на нем производятся товарный и сжиженный газ, стабильный газовый конденсат.

Это единственное в системе Газпрома предприятие, где производятся различные марки технического углерода.

Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ) рассчитан на переработку 45 млрд м3 газа/год с получением товарного сжиженного газа, ШФЛУ, серы, одоранта, стабильного конденсата. ОГПЗ перерабатывает в основном газ Оренбургского месторождения и небольшой объем Карачаганакского газа. В настоящее время из-за падения объемов добычи газа на Оренбургском газоконденсатном месторождении завод работает на пониженной мощности.

производителем гелия и этана в стране. На нем также производятся сжиженный газ и ШФЛУ. На трех очередях завода можно перерабатывать до газоперерабатывающий комплекс связан 600-километровым этанопроводом с Казанским заводом органического синтеза.

Астраханский ГПЗ создавался как основной производитель серы в СССР. Введен в эксплуатацию в 1987 г. и предназначен для переработки млрд м3/год газа. Продукцией АГПЗ являются товарный и сжиженный газ, автомобильный бензин, дизельное топливо и мазут. В долгосрочной перспективе представляет интерес создание нефтехимического комплекса для выпуска на базе АГПМ такой продукции, как полиэтилен, МТБЭ, продукты на основе серы и др.

Уренгойский завод подготовки газового конденсата и Сургутский завод стабилизации конденсата (Западно-Сибирский газоперерабатывающий комплекс) созданы как единый технологический комплекс, сырьевой базой которого служат газоконденсатные месторождения НадымПур-Тазовского региона: Уренгойское, Ямбургское и др. На Уренгойском ЗПК сырье подвергается деэтанизации, а газ деэтанизации поступает в магистральный газопровод. Для удовлетворения местных потребностей небольшая часть деэтанизированного конденсата подвергается стабилизации.

Продукты стабилизации и конденсат используются для получения пропана, автомобильного бензина и дизельного топлива. Деэтанизированный транспортируются на Сургутский ЗСК, где нефтеконденсатная смесь подвергается стабилизации с получением стабильного конденсата и ШФЛУ.

Далее стабильный конденсат перерабатывается на установке моторных топлив (УМТ) с получением прямогонного бензина и дизельного топлива.

Имеется также ГФУ для получения изопентана, пропана и смеси бутанов.

Получаемый этансодержащий газ рассматривается в качестве сырья для строящегося Уренгойского нефтегазохимического комплекса мощностью 300 тыс. т с последующим расширением до 600 тыс. т в год. В перспективе намечено создание производства по выпуску 250 тыс. т/год метанола для поставки на Сургутский ЗСК в качестве сырья для синтеза МТБЭ. Рассматривается вопрос о строительстве мощностей по производству 100 тыс. т/год полипропилена.

На промыслах функционируют также шесть малотоннажных установок по производству моторных топлив для местных нужд. Суммарное производство сырья для выпуска химической продукции на предприятиях «Газпром» сегодня достаточно скромно: около 300 тыс. т. этановой фракции и 2 млн т. легких углеводородов – продуктов стабилизации газового конденсата.

подотрасли связаны, прежде всего, с добычей этансодержащего газа газоконденсатных месторождений Надым-Пур-Тазовского региона. На долю этих месторождений придется около 80% этана и 75% пропан-бутановой этансодержащем газе всех регионов России [60]. К перспективным предприятиям можно отнести ГПЗ ОАО «Востокгазпром», строительство которого намечено в 2003 г.

Производство некоторых видов продукции Наиболее масштабным проектом в области газопереработки в Росси в настоящее время является строительство одного из крупнейших в мире комплексов по производству СПГ на Сахалине мощностью до 9 млн. т/год.

Разработан проект строительства завода по выпуску метанола в г.

Архангельске мощностью около 900 тыс.т/год для экспорта в Западную Европу (проект «Метапром»). В перспективе предполагается расширение номенклатуры выпускаемой продукции (формальдегид, уксусная кислота и др).

строительство новых установок на бывшем заводе азотных удобрений ПО «Сланцехим». Это позволит создать производство метанола (450 тыс. т./год) для приоритетного использования на действующих предприятиях стран Балтии и возможного экспорта в страны Северо-Западной Европы, а также карбамидов (600 тыс. т./год) и аммиака (450 тыс. т./год).

На Сургутском заводе стабилизации конденсата (ЗСК) для углубления переработки сырья и расширения номенклатуры вырабатываемой продукции ведется строительство установки каталитического риформинга, блока каталитической депарафинизации и гидроочистки дизельной фракции и блока гидроочистки реактивного топлива производительностью тыс.т./год. Рассматривается также вопрос о создании производств по выпуску полимерной продукции и МТБЭ.

производимого технического углерода. Разработан проект создания в составе Сосногорского ГПЗ производства полиэтилена (2 установки по 100 тыс. т/год каждая).

На Оренбургском гелиевом заводе в числе наиболее главных перспектив рассматривается увеличение выработки этана до 500 тыс. т/год, а на Оренбургском ГПЗ – производство индивидуальных меркаптанов, грануляция серы мощностью 350 тыс. т/год.

предусматривает выпуск химической продукции на базе товарного газа, содержащего 4% этана. Одним из возможных вариантов развития АГХК является строительство завода по выпуску полистирола или полиэтилена.

В настоящее время действующие российские газоперерабатывающие предприятия сталкиваются с серьезными проблемами, снижающими эффективность их эксплуатации. Прежде всего, это недостаточная загрузка по сырью, высокая степень изношенности оборудования, сравнительно низкая степень автоматизации процессов, недостаточная глубина переработки сырья. Поэтому концепция переработки газового сырья принципиальным образом пересматривается с учетом возможных направлений его химической переработки. При разработке перспективных прогнозов обеспечения углеводородным сырьем нефтехимической и химической промышленности главными вопросами являются:

более полное использование ресурсов попутного газа, как наиболее эффективного вида сырья для нефтехимии, значительная часть которого в настоящее время сжигается на факелах;

решение проблемы транспортировки широкой фракции углеводородов (ШФЛУ), в том числе для незагруженных мощностей на нефтехимических комбинатах;

крупнотоннажных нефтехимических продуктов: олефинов, ароматики, метанола, сажи, мономеров для производства синтетических каучуков и других полимерных материалов;

анализ возможности использования газовых ресурсов для производства моторных топлив.

Россия располагает мощной сырьевой базой ценных углеводородов в составе природных газов и газоконденсатов. Переработка газового сырья в жидкие углеводороды может существенно пополнить ресурсы моторных топлив, что особенно важно для регионов, имеющих природный газ, но удаленных от НПЗ. При освоении новых месторождений, удаленных от районов потребления газа, переработка углеводородных газов в жидкие продукты может стать серьезной альтернативой дальнему транспорту по газопроводам. Для газовой промышленности России газохимия должна стать приоритетным направлением, развитие которого сделает отечественную экономику менее зависимой от цен на сырьевом рынке и обеспечит высокие доходы от продукции квалифицированной переработки собственного промышленности может стать катализатором возрождения Российской отечественных месторождений химическая переработка природного газа, технологических решений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Газохимия является одной из наиболее перспективных и динамично развивающихся отраслей современного топливно-энергетического комплекса. В ближайшие годы ее развитие будет в значительной степени определять общие тенденции развития и структуру мировой энергетики и химической промышленности. Перед отечественной газохимией стоит большой комплекс важнейших технико-экономических задач. Необходимо разработать современные экономичные и технически приемлемые процессы конверсии газообразных углеводородов в жидкие энергоносители, экологически чистые моторные топлива и сырье для химической промышленности. На основе этих процессов необходимо обеспечить надежное снабжение углеводородным сырьем и топливом, получаемым на основе природного газа, всей обширной территории нашей страны, ее промышленности, разработать менее затратные, более гибкие и оперативные пути экспорта отечественных энергетических ресурсов на мировые рынки.

Необходимо создать новые технологические процессы для рентабельной эксплуатации малоресурсных и низконапорных месторождений природного газа, вовлечения в промышленную переработку нетрадиционных ресурсов углеводородных газов, предложить новые химические процессы на основе газового сырья. Следует уделить внимание более полному использованию всех компонентов природного газа: этана, пропана, бутана, серосодержащих соединений, благородных газов, нестабильного конденсата, неорганических солей, содержащихся в сопутствующей природному газу воде. Важной проблемой остается создание более рациональных схем использования природного газа в энергетических установках.

Для России с ее уникальными газовыми ресурсами и огромной территорией быстрое развитие газохимии, в т.ч. ориентированной непосредственно на районы газодобычи, имеет приоритетное значение.

Именно в области газохимии и освоения новых видов энергоносителей Россия способна достаточно быстро выйти на лидирующие позиции и, создав современные передовые технологии, обеспечить себе достойное место на мировом рынке высокотехнологичного оборудования и дорогостоящей химической продукции. Прогресс отечественной газохимии может стать реальным стимулятором инновационного развития российской экономики.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Добрецов Н.А., Конторович А.Э., Кулешов В.В. Стратегические точки роста и проблемы государственной значимости в Сибири. Вестник РАН.

2001, т.71, №10, с.867-885.

2. Паршев А.П. Почему Россия не Америка. М.: Крымский мост-9д, 2000. с.

3. British Petroleum Statistical Review of World Energy (http://www.bp.com/centres/energy2002/) 4. Капица П.Л. Энергия и физика. УФН., 1976, т.118, №2, с.307.

5. Горшков В.Г. Физические и биологические основы устойчивой жизни.

М.: ВИНИТИ, 1995. -470 с.

6. Моисеев Н.Н. Сочинения в 3-х томах. М.: Изд-во МНЭПУ, 1997. т.3 с. 92.

7. ASPO News (The Association for the Study of Peak Oil and Gas) (http://www.asponews.org).

8. Ritter S.K. Cleaner future for fossil fuels. // Oil & Gas J., 2002, Oct. 7, p.30-32.

9. Melvin A. Natural gas: Basic science and technology. Bristol and Philadelphia, Adam Hilger, 1988.

10. Зорькин Л.М., Суббота М.И., Стадник Е.В. Метан в нашей жизни. М.:

Недра, 1986, -151 с.

11. Голд Т. Происхождение природного газа и нефти. ЖВХО им.

Д.И.Менделеева. 1986, т.31, №5, с.547-556.

нефтегазоконденсатных месторождений. Газовая промышленность. 1997.

№7. с.6-9.

13. Ионе К.Г., Мысов В.М., Степанов В.Г., Пармон В.Н. Новые данные о возможности каталитического абиогенного синтеза углеводородов в земной коре. Нефтехимия. 2001. т.41, №3, с.178-184.

14. Higgins I.J., Best D.J., Hammond R.C. Nature, 1980, v.286, p.561.

15. DeLong E.F. Resolving a methane mystery. Nature, 2000, v.407, p.577.

16. Скоробогатов В.А., Старосельский В.И., Якушев В.С. Мировые запасы и ресурсы природного газа // Газовая промышленность. 2000. №7. С.17-20.

17. Agee M.A. Natural Gas Conversion V. Studies in Surface Sciences and catalysis. Vol.119. A. Parmaliana et al. (Editors). 1998. Elsevier. Amsterdam.

18. Radler M. Worldwide reserves grow; oil production climbs in 2003. Oil & Gas J., 2003, Dec. 22, p.43-47.

19. Bakhiari A.M.S. Russia’s gas production, exports future hinges on dramatic changes needed at Gazprom. Oil & Gas J. Mar. 10, 2003, p.20-31.

20. Кизильштейн Л.Я., Булгаревич С.Б. Геохимические процессы образования угольного метана. Химия твердого топлива. 2002. №3, с.82Бухгалтер Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности.

М.: Недра, 1986. -238 с.

22. Макогон Ю.Ф. Природные газогидраты: открытие и перспективы. Газовая промышленность. 2001, №5, с.10-16.

23. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М.: Недра, 1985. 232 с.

24. Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М. Локализованные потоки глубинных углеводородных флюидов и генезис скоплений газогидратов. В сб.:

Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. Ред.

Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М. М.: Геос, 2002. с.319-322.

25. Резанов И.А. Углеводороды на материках и в океанах. Вестник РАН.

2003, т.73, №8, с.722-726.

26. Краюшкин В.А. К природе газогидратов и нефти. В сб.: Дегазация Земли:

геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. Ред. Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М. М.: Геос, 2002. с.380-382.

27. Kvenvolden K.A. Methane hydrate – a major reservoir of carbon in the shallow geosphere? Chem. Geol., 1988, v.71, p.41-51.

28. Ясаманов Н.А. Распространенность и генерация метана в природе.

Газовая промышленность. 2003, №5, с.88-91.

29. Таблицы физических величин. Справочник. Под ред. И.К.Кикоина. М.:

Атомиздат, 1976. -1008 с.

30. Химическая энциклопедия. М.: «Большая российская энциклопедия», 1988-1998 гг. (в 5 томах).

31. Метан. М.: Недра, 1978. 310 с.

32. Справочник химика. Л-М.: ГНТИХЛ, 1963. т.2.

33. Свердлов Л.М., Ковнер М.А., Крайнов Е.П. Колебательные спектры многоатомных молекул. М.: Наука, 1970. -560 с.

34. Калверт Дж., Питтс Дж. Фотохимия. М.: Мир, 1968. -671 с.

35. Энергии разрыва химических связей. Потенциалы ионизации и сродство к электрону. М.: Наука, 1974, -351 с.

36. База кинетических данных Национального института стандартов и технологии США (NIST) (http://kinetics.nist.gov) 37. Пожарная опасность веществ и материалов, применяемых в химической промышленности. Справочник. Под ред. Рябова И.В. М.: Химия, 1970.

38. Розловский А.И. Взрывобезопасность паро-газовых систем в технологических процессах. М.: Химия. 1973.

39. Ксандопуло Г.И., Дубинин В.В. Химия газофазного горения. М.: Химия, 1987. -241 с.

40. Соколик А.С. Самовоспламенение, пламя и детонация в газах. М.: Изд-во АН СССР, 1960. -427 с.

41. Фурман М.С., Шестакова А.Д. Окисление метана под давлением. В сб.:

Труды ГИАП. Вып. VI. М.: ГНТИХЛ, 1956, с.98-108.

42. Crutzen P.J. Nature, 1991, v. 350, p.380.

43. Methane Emission and Opportunity for Control. U.S.EPA. Sept., 1990.

44. Kaufmann K.-D., Feizlmayr A.H. Analysis pegs pipeline ahead of LNG for Caspian area gas to China. Oil & Gas J. 2004, Mar. 8. p.58-63.

45. Fleisch T.H., Sills R.A., Briscoe M.D. 2002 – Emergence of the gas-to-liquid industry: a review of global GTL developments. J.Nat.GasChem. 2002, v.11, № 1-2, p.1-14.

46. Robertson S. LNG spending will reach $39 billion by 2007. Oil & Gas J. 2004, Jun. 12, p.62-65.

47. Фалькевич Г.С., Топчий В.А., Какичев А.П., Ростанин Н.Н., Виленский Л.М., Немира К.Б., Нефедов Б.К. Каталитические процессы переработки природного и попутного нефтяных газов в автомобильные топлива.

Катализ в промышленности. 2003, №3, с.10-21.

48. Петров А.А. Переработка природного газа в жидкие углеводороды.

Катализ в промышленности. 2002. №2. С.11-15.

49. Sen C.T. LNG poised to consolidate its place in global gas trade. Oil & Gas J.

June 23, 2003, p.72-81.

50. Велихов Е.П. Энергетический мост Россия – Северо-Восточная Азия.

Газовая промышленность. 2000, №11, с.12-14.

51. Штерн В.Я. Механизм окисления углеводородов в газовой фазе. М.: Издво АН СССР, 1960, -496 с.

52. Льюис Б., Эльбе Г. Горение, пламя и взрывы в газах. М.: Мир, 1968, -592 с.

53. Кондратьев В.Н., Никитин Е.Е. Кинетика и механизм газофазных реакций. М.: Наука, 1974, -558 с.

54. Друскин Л.И. Сжигание газа в промышленных печах и котлах. М.:

ГНТИНГТЛ. 1962.

55. Друскин Л.И. Эффективное использование природного газа в промышленных установках. Справочное пособие. М.: Энергоатомиздат.

56. Ходаков Ю.С. Оксиды азота и теплоэнергетика. М.: ООО «ЭСТ-М», 2001, 57. Газовая промышленность. 1999, №10.

58. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата.

М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. -596 с.

59. Spletter K.G. US gas-processing profitability statistics. Oil & Gas J. 2001, May 21, p.54-60.

60. Кисленко Н.Н., Мурин В.И., Гриценко А.И., Алексеев С.З. Новые этапы развития газоперерабатывающей подотрасли. Газовая промышленность.

2000, №7, с.44-46.

61. Розовский А.Я. Основные пути переработки метана и синтез-газа.

Состояние и перспективы. Кинетика и катализ. 1999, т.40, №3, с.358-371.

62. Арутюнов В.С., Лапидус А.Л. Газохимия как ключевое направление развития энергохимических технологий XXI века. Российский химический журнал. 2003, т.47, №2, с.23-32.

63. Арутюнов В.С., Лапидус А.Л., Сайфуллин И.Ш., Резуненко В.И. XXI век – век газохимии. Газовая промышленность. 2003, №3, с.76-80.

64. Усачев Н.Я., Миначев Х.М. Метан – сырье химической промышленности.

Нефтехимия. 1993, т.33, №5, с.387-405.

65. Ситтиг М. Процессы окисления углеводородного сырья. М.: Химия, 1970.

66. Пеликс А.А., Аранович Б.С., Петров Е.А., Котомкина Р.В. Химия и технология сероуглерода. М.: Химия, 1986. -224 с.

67. Паушкин Я.М., Адельсон С.В., Вишнякова Т.П. Технология нефтехимического синтеза. М.: Химия, 1973. -445 с.

68. Арутюнов В.С., Крылов О.В. Окислительные превращения метана. М.:

Наука. 1998. 361с.

69. Крылов О.В. Новое в каталитической переработке природного газа.

Катализ в промышленности. 2002, №2, с.16-25.

70. Cavani F., Trifiro F. III World congress on oxidation catalysis. Amsterdam:

Elsevier, 1997, p.19-34.

71. Пэрэушану В., Коробя М., Муска Г. Производство и использование углеводородов. М.: Химия, 1987. -288 с.

72. Караваев М.М., Леонов В.Е., Попов И.Г., Шепелев Е.Т. Технология синтетического метанола. М.: Химия, 1984. -240 с.

73. Бухгалтер Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности.

М.: Недра, 1986. -238 с.

74. Flesch T.H., Puri R., Sills R.A., Basu A., Gradassi M., Jones G.R. Market led GTL: The oxygenates strategy. Studies in surface science and catalysis. V.136.

Natural Gas Conversion VI. Iglesia E., Spivey J.J., Flesch T.H. (Editors).

Elsevier, 2001, p.423-428.

75. Арутюнов В.С. Парниковый эффект: проблема выбора стратегии.

Российский химический журнал. 2001, т.45, №1, с.55-63.

76. Арутюнов В.С., Сайфуллин И.Ш., Резуненко В.И. Малотоннажная газохимия как эффективное средство достижения целей Киотского протокола. Газовая промышленность. 2003, №4, с.88-90.

77. Linden H.R. Rising expectations of ultimate oil, gas recovery to have critical impact on energy, environmental policy. Oil & Gas J. Jan. 19, 2004. p.18-28.

78. Bakhiari A.M.S. Russia’s gas production, exports future hinges on dramatic changes needed at Gazprom. Oil & Gas J. Mar. 10, 2003, p.20-31.

79. Ремизов В.В., Пономарев В.А., Тер-Саркисов Р.М., Скоробогатов В.А., Старосельский В.И. Сырьевая база газовой промышленности России:

состояние и перспективы. Газовая промышленность. 2000, №9, с.4-6.

80. Крылов Н.А., Ступаков В.П. Прогноз развития сырьевой базы и добычи газа в России Газовая промышленность. 2000, №7, с.13-16.

81. Старосельский В.И. Прогноз изменения структуры сырьевой базы России. Газовая промышленность. 1998, №8, с.26-27.

82. Holms C. Uncertainties for FSU projects threaten LPG export potential. Oil & Gas J. June 2, 2003, p.58-65.