
Переработка газа: проекты и технологии
Российская газовая отрасль исторически была ориентирована на экспорт сырья. Однако в последние несколько лет маржинальность поставок за рубеж резко снизилась, и на этом фоне всё чаще можно услышать о необходимости более глубокой переработки «голубого топлива». Что уже сделано в этом направлении? И каковы перспективы газопереработки и газохимии в России? Ответы на эти вопросы искали участники Петербургского международного газового форума.
Глубокая переработка газа: почему это важно?
Существует сразу несколько факторов, которые говорят в пользу глубокой переработки сырья.
Во-первых, очевидно, что продукция газохимии будет стоить дороже, чем метан, который используется в качестве топлива. По словам президента Российского газового общества, первого заместителя председателя Комитета по энергетике Госдумы РФ Павла Завального, разница в добавленной стоимости здесь в 10 раз.
Во-вторых, к этому располагает сырьевая база. В российских недрах содержится не только метан, но и СУГ (пропан-бутан), этан, гексан, пентан. Для всех этих газов существуют способы дальнейшей переработки. И даже сырьевой метан можно использовать для получения водорода.
Более того, их доля будет всё больше возрастать по мере того, как будут иссякать запасы на действующих месторождениях Западной Сибири.
«Метан ― это сеноманские залежи, но та же Ачимовка ― это уже многокомпонентный газ. Отправлять его на экспорт в качестве топлива неправильно. Как говорил Менделеев, это всё равно, что „топить ассигнациями”. Поэтому надо развивать переработку газа и, самое главное, газохимию.
В принципе, страна этим занимается, но, к сожалению, темпы развития отставали от западных стран. Если в среднем по миру это 7%, то в России около 5%. Тем не менее несколько лет назад были запущены Амурский газоперерабатывающий завод, Усть-Луга, проекты компании „Сибур”», ― комментирует ситуацию Павел Завальный.
Схожие вызовы для отрасли выделил и генеральный директор ООО «Газпром переработка» Айрат Ишмурзин. Среди них он назвал:
- увеличение спроса на сырьё газохимии;
- увеличение содержания кислых компонентов в добываемом сырье (CO2, H2S, RSH, CS2);
- ужесточение требований к качеству товарного газа и получаемой из него продукции;
- необходимость диверсификации способов монетизации природного газа путём внедрения новых технологий его использования;
- необходимость вовлечения в переработку низконапорных газов;
- рост спроса на экологически чистые и водородные виды топлива;
- нарушение логистических схем и, как следствие, профицит производственной серы.
Начальник Корпоративного научно-технического центра технологий подготовки, сжижения и переработки газа ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Анатолий Мамаев добавляет к этому рост доли добываемого газа с высоким содержанием гелия и его изотопов.
«Стратегия развития газовой отрасли сейчас всё больше будет заключаться в увеличении объёмов переработки. Цель ― увеличение с нынешних 80 млн кубометров до 160 млн и более. На сегодня мы практически полностью обеспечили себя крупнотоннажными полимерами, но остаются задачи в малотоннажном производстве. С развитием мировой экономики всё это будет востребовано и не будет зависеть ни от каких санкций. Перспективы есть. Нужно создавать свои оборудование и технологии в сотрудничестве с дружественными странами», ― резюмировал Павел Завальный.
Российские технологии для газохимии
Что делается для развития переработки газа прямо сейчас? По словам Айрата Ишмурзина, актуальными задачами являются:
- улучшение адсорбционных процессов и применение адсорбентов нового поколения;
- организация производства улучшенных марок товарной продукции;
- выпуск высокомаржинальной продукции для нефтехимии;
- переход на отечественные каталитические системы.
Для этого в «Газпром переработке» реализуют несколько проектов по модернизации своих производственных мощностей.
Так, на Астраханском ГПЗ идёт реконструкция установок газоразделения для получения этановой фракции. Речь идёт о 320 тыс. тонн в год. Выбор места не случаен: пластовый газ Астраханского месторождения характеризуется высоким содержанием этана ― около 2%.
Ещё один этановый блок планируют построить на Оренбургском гелиевом заводе. Планируется использовать сырьё с Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (Республика Казахстан).
Также отметим реконструкцию на Уренгойском ЗПКТ для переработки конденсата ачимовских залежей.
Что нужно, чтобы проекты по переработке газа были экономически эффективными? Анатолий Мамаев выделяет три основных фактора: наличие сырьевой базы, технологии и доступ к ёмким рынкам сбыта.
С первым у «Газпрома» всё хорошо. Помимо того, что корпорация в принципе обладает большими запасами, выше уже отмечался рост доли этансодержащих, кислых газов, а также гелия и азота. Всё это ― ценное сырьё для газопереработки и газохимии.
Чуть сложнее ситуация обстоит с технологиями. Разговоры о зависимости от западных решений успели уже набить оскомину. Как обстоят дела в газопереработке?
По словам Анатолия Мамаева, коэффициент доступности технологий превышает 80%. Конечно, имеются критические позиции. К ним относятся: высокоэффективные активаторы этаноламинов, установки грануляции газовой серы, контейнеры для хранения и транспортировки гелия, ожижители с высокой производительностью и пластинчато-ребристые теплообменники.
Стоит отметить, что коэффициент доступности вычислялся с учётом технологий CNPC, CPECC, CNOOK (Китай) и Iranian Engineering, NIOC, Arina Sanat Zafaran Co (Иран). В России разработками в этой области занимаются: АО «Химтэк Инжиниринг», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», АО «ВНИИУС», АО «НИПИГАЗ», АО «Атомэнергомаш», ООО «ГЛ Инжиниринг», АО «ИНХП РБ», АО «НПО Гелиймаш», ООО «ГЛ Инжиниринг», ПАО «НОВАТЭК».
«Зависимость от импорта в газопереработке минимальна, и она преодолима. У нас для этого есть опыт, „Газпром” готов развивать собственные технологии», ― подчеркнул Анатолий Мамаев.
Сейчас в «Газпром ВНИИГАЗ» сосредоточились на создании отечественных адсорбентов, катализаторов Клауса, антивспенивателей, пеногасителей и фильтрующих материалов.
Директор Института нефтехимического синтеза имени А. В. Топчиева РАН Антон Максимов, в свою очередь, отметил, что наиболее освоенной в мире технологией крупнотоннажного производства является переработка природного газа в метанол, из которого уже можно получить олефины.
«Современные технологии могут использовать различные типы реакторов и катализаторов. Промышленная реализация в КНР демонстрирует возможность получения на единичных площадях до 600 тыс. тонн олефинов в год. В РФ разработаны основы соответствующих технологий переработки метанола и ДМЭ (диметилового эфира) в олефины. Создан катализатор для реализации процесса через ДМЭ. Для промышленной реализации необходимо строительство опытно-промышленной установки», ― сказал академик.
Параллельно с импортозамещением нужно решать и задачи перспективного развития. Анатолий Мамаев здесь в качестве приоритетов назвал:
- увеличение производственной мощности предприятий (мега- и гигакомплексы);
- повышение энергоэффективности технологических процессов;
- строительство гибких технологических комплексов по объёмам номенклатуры продукции выпуска продукции;
- автоматизацию проектирования и разработки технических решений, использование искусственного интеллекта и поддержки принятия решений;
- поиск и внедрение новых продуктов, материалов и технологий.
Кроме этого, в компании работают и над новыми направлениями. В частности, речь идёт о разработке технологии извлечения изотопа гелия‑3 из жидкого гелия. Добавочная стоимость продукции в таком случае вырастет более чем в 1000 раз.
Конечно, остаются и сложности. Одно из ключевых препятствий ― нарастающее техническое устаревание многих российских нефтехимических заводов. Об этом на примере производства аммиака рассказал председатель Совета директоров АО МХК «ЕвроХим» Игорь Нечаев.
«Аммиачные производства, построенные в советские времена, все имеют срок эксплуатации от 40 лет. А это 70% мощностей. Постоянно происходят поломки, из-за этого снижается производительность. Мы предлагаем ввести обратный акциз, как это сделано с переработкой нефти.
И с его помощью провести модернизацию заводов, а это стоит несколько сотен миллионов рублей. При нынешней экономике самостоятельно это сделать практически невозможно. В то же время современные технологии позволяют на старых заводах получить такую же эффективность, как и на только что построенных», ― отметил г-н Нечаев.
Что делать с излишками серы?
Остаётся вопрос с доступом к ёмким рынкам сбыта. Понятно, что санкции создали здесь ряд сложностей. И это касается не только востребованной продукции газохимии, но и, в частности, серы, 80% которой раньше шло на экспорт. Теперь этот канал недоступен. Из-за этого на Астраханском ГПЗ уже скопилось большое количество серы, а по мере развития завода ситуация может стать ещё более критической.
Всё это подтолкнуло руководство ПАО «Газпром» заняться производством модифицированной серы. При этом нужно учитывать, что существующие технологии имеют ряд ограничений. Во-первых, они подразумевают использование зарубежных технологий и материалов, которые сейчас стали недоступны для российских компаний.
Во-вторых, здесь применяются высокотоксичные химические реагенты.
В-третьих, полученный в результате продукт не соответствует требованиям российского ГОСТа.
В связи с этим в «Газпром ВНИИГАЗ» взялись за разработку новой технологии производства модифицированной серы. Анатолий Мамаев заявил, что она не только сможет заменить иностранные аналоги, но и превзойдёт их по ряду важных показателей. Речи идёт о повышении эффективности процесса и уменьшении времени модификации, оптимизации энергетических затрат.
Полученный продукт планируют использовать в качестве сырья для строительных и дорожных материалов. По словам Анатолия Мамаева, они по своим свойствам будут намного превосходить аналоги.
Так, по оценкам специалистов «Газпром ВНИИГАЗ», у серобетона выше:
- прочность — в 2 раза;
- морозостойкость — в 5 раз;
- гидроизоляция — в 2 раза;
- набор прочности — в 110 раз.
В свою очередь, у сероасфальта расход на 30% ниже по сравнению с битумом, а прочность на 20% выше. Кроме этого он на 30% устойчивее к колееобразованию, а температура приготовления смеси на 15 °С ниже. Плюс для него не требуются специальные добавки.
Тем не менее запуск производства серобетона и сероасфальта пока идёт не так быстро. В «Газпром ВНИИГАЗ» главную причину видят в предубеждениях к новым продуктам. Поэтому на первых порах в компании собираются производить новые материалы для собственных нужд холдинга. Например, при строительстве подъездных дорог к объектам, месторождениям. И уже своим примером увлечь остальных игроков рынка.
«Пока потенциал серы небольшой ― на уровне 240 тысяч тонн в год. Но реализация проекта позволит подтолкнуть к её использованию, доказать, что эта продукция имеет хорошее качество. В перспективе мы говорим о рынке на уровне 1–1,5 млн тонн в год. Но для нас сейчас самое главное, что это позволит реализовать часть серы, которая скапливается при развитии Астраханского ГПЗ», ― отметил Анатолий Мамаев.
Здесь нужно уточнить, что 240 тыс. тонн модифицированной серы в год можно производить, используя действующее оборудование по грануляции. А вот для рынка объёмом в 1–1,5 млн тонн уже потребуется создание отдельного производства. Впрочем, пока нет рынка сбыта, об этом ещё рано говорить.
У участников сессии нашлись свои предложения по продвижению продукции из модифицированной серы. В частности, прозвучало, что нужно больше результатов независимых испытаний, которые подтвердили бы уникальные свойства серобетона и сероасфальта.
Павел Завальный отметил, что не стоит списывать сложности с внедрением новых продуктов лишь на консерватизм в строительной и дорожной отраслях.
«Нужно провести маркетинговое исследование, чтобы выяснить, в чём проблема. После этого принять какие‑то решения на уровне государства, профильных министерств по внедрению этих технологий. Если будут такие предложения, то мы предметно позанимаемся этим в Комитете Государственной Думы по энергетике», ― сказал г-н Завальный.
Антон Максимов добавил к этому, что сейчас в рамках нацпроекта «Новые материалы и химия» формируется цепочка по сере. То есть проект «Газпрома» по созданию новых строительных материалов может заручиться в числе прочего и господдержкой.
И всё‑таки СПГ?
Впрочем, применительно к российским реалиям у проектов развития газохимии есть один существенный недостаток.
«Рынок метанола, аммиака и карбамида не такой большой. Больше 2 млрд кубометров газа через химию мы не монетизируем», ― отметил управляющий партнёр IAS Engineering & Consulting Александр Адоевский.
То есть даже при стопроцентном выполнении всех заявленных планов по развитию газохимии останется проблема, куда девать излишки сырья, которые образовались после сокращения объёмов экспорта в Европу. И здесь мы подходим ко второй альтернативе ― производству сжиженного природного газа.
По словам Александра Адоевского, спрос на СПГ намного выше, речь идёт о цифре в 30 млрд кубометров в год, то есть в 15 раз больше, чем у рынка газохимии.
Конечно, здесь есть свои сложности. Главная проблема ― то, что до 2022 года российские компании пользовались западными технологиями сжижения газа.
«Нас пугают, что это очень сложно, лицензиары ушли, и мы теперь не знаем, что делать. Но, по сути, завод СПГ ― это большой холодильник. Он состоит из компрессора, который гоняет хладагент, и теплообменника. И эти технологии уже есть у „НОВАТЭК” и „Газпром”.
Знающие люди говорят, что если понимаешь, как строить, то специализированная контрактная обвязка с лицензиаром ― это не так уж и важно. Потому что сильную финансовую ответственность они не несут. Только репутационную. Более важно ― это доступность современного эффективного критичного оборудования», ― сказал Александр Адоевский.
Если говорить о критических позициях для сжижения газа, то это спиральновитые и пластинчато-ребристые теплообменники, компрессоры хладагента и отпарного газа, приводы компрессора, аппараты воздушного охлаждения, ёмкостное оборудование в криогенном исполнении, газовые и жидкостные детандеры, резервуары и погружные насосы СПГ, газовые турбины.
Но если два года назад этот список вгонял в тоску, то сейчас ситуация, по словам управляющего партнёра IAS Engineering & Consulting, заметно изменилась к лучшему.
«Спиральновитые теплообменники используются на крупнотоннажных нитках. Они состоят из большого количества трубок, сплетённых вместе, массой 500–700 тонн. Сложность в расчёте, каждый компонент хладагента испаряется или превращается из газа в жидкость в свой конкретный момент.
И это непрерывный процесс, который нужно суметь рассчитать. Уже есть завод в Санкт-Петербурге, ходят слухи, что их скоро будет два. То есть спиральновитые теплообменники у нас в стране есть. Имеются и пластинчато-ребристые теплообменники.
Их не так много, но в Китае их штампуют пачками. Используются они на проектах с небольшой мощностью. Что касается компрессоров, то сейчас реализуется программа на базе одной из российских компаний с поддержкой правительства. Это вопрос считаных лет. Китайцы тоже готовы помогать, единственное, нужно встать в очередь, потому что эти заводы загружены», ― перечислил Александр Адоевский.
По словам эксперта, ускорить процесс можно, изменив конфигурацию производства. Условно: вместо 1 линии очистки и 1 линии сжижения на 6 млн тонн в год, заложить в проект 1 линию очистки и 6 линий сжижения на ту же мощность.
Да, этот вариант будет проигрывать с точки зрения экономической эффективности, но зато даст возможность активно использовать российские технологии и оборудование и быстрее получить итоговый результат, полагает аналитик.
По схожему пути планируют пойти и в «Газпроме». Ещё в 2014 году компания получила патент на технологию сжижения природного газа Gazprom MR, однако за 10 лет так и не перешла к внедрению. На ПМГФ‑2024 прозвучало, что её адаптируют к нуждам малотоннажного СПГ. В ближайшее время «Газпром» планирует построить несколько установок сжижения мощностью от 3 до 10 тонн в час в Московской, Астраханской, Кемеровской, Иркутской областях и Приморском крае.
Конечно, это не означает, что основные вызовы преодолены и можно почивать на лаврах. Так, остро стоит кадровая проблема, причём это относится не только к инженерам и проектировщикам, но и к рабочим профессиям. Александр Адоевский в связи с этим призвал создать как минимум два центра компетенций по инжинирингу крупнотоннажных заводов СПГ в России.
Если нефтяные компании могут обходить санкции с помощью «теневого флота», то в случае с СПГ всё сложнее. Особенно если говорить об арктических проектах ПАО «НОВАТЭК». Дело в том, что газовозов арктического класса намного меньше, и они, как говорится, «на виду». Сколько времени потребует создание российского флота для транспортировки сжиженного природного газа, неясно.
Тем не менее большинство экспертов сходятся во мнении, что в долгосрочной перспективе индустрия СПГ всё же является магистральной линией развития газовой отрасли.
Текст: Андрей Халбашкеев