Рациональное использование попутного нефтяного газа. Часть 2

Страницы 1 2 3

---

Глава 2. Использование попутного нефтяного газа при производстве метанола

2.1 Рынок метанола

В 2019 году Россия произвела 4,46 миллиона тонн метанола, что составляет примерно 5% мирового производства. [6] Это почти на 5% больше, чем в 2018 году, и на четверть больше, чем объем метанола, произведенного в Российской Федерации пять лет назад (рис. 1).

Рисунок 1 — Динамика объемов производства метанола в РФ с 2015 по 2019 гг.

Такой динамичный рост был достигнут за счет модернизации существующих производств и строительства двух новых высокотехнологичных производств. До этих реконструкций совокупная загрузка производственных мощностей составляла от 85% до 95%, и было мало возможностей для увеличения производства.

В «Метафраксе» и «Сибметахиме» в результате модернизации мощность увеличилась на 12% и 19% соответственно по сравнению с базовым уровнем пятилетней давности. В то же время, благодаря запуску в сентябре 2018 года комплекса комбинированного производства метанола и аммиака, Щекиноазоту удалось удвоить производственные мощности. Также стоит отметить нового производителя — аммиачный завод (Татарстан), на котором во второй половине 2015 года введен в эксплуатацию завод по комплексному производству метанола, аммиака и карбамида. В 2017 и 2018 годах коэффициент загрузки производственных мощностей комплекса достиг 91% и 94% соответственно, но уже в 2019 году производство метанола сократилось, и по итогам года коэффициент загрузки составил лишь 67% от проектной мощности.

В период с 2015 по 2019 год прирост мощности в целом составил почти 1 млн тонн в год. По итогам 2019 г. лидерами рынка были компании «Метафракс», «Щекиноазот», «Сибметахим» и «Томет» с общей долей рынка около 84% (рис. 2).

Рисунок 2 — Структура производства метанола по компаниям в 2019 году

Источник: [12]

В 2019 году метанол российского производства традиционно поставлялся на внутренний рынок и на экспорт, а также использовался для собственного потребления алкогольными компаниями. Как следует из рис.3, за последние пять лет на фоне увеличения темпов производства объем отгрузки метанола на внутренний рынок и объем собственного потребления колебались незначительно, а объем экспорта увеличивался от года к году. год. В результате в 2019 году экспорт вырос на 66% по сравнению с 2015 годом. За последние пять лет импорт метанола в РФ практически отсутствовал, только в 2015 году были незначительные поставки белорусского производства.

Рисунок 3 — Распределение ресурсов метанола в Российской Федерации с 2015 по 2019 гг.

Источник: [15]

За период с 2015 по 2019 год заметного изменения объемов видимого потребления метанола в РФ не произошло, поскольку реализованные проекты по переработке метилового спирта представляли собой либо замену устаревших установок на более высокотехнологичные, либо организацию производства малотоннажной продукции. К первому случаю можно отнести запущенную в 2018 году установку по производству более популярного 55% формалина вместо 37% на заводе Metadynea (входит в Metafrax). Второй случай — запуск в 2018 и 2019 годах двух малотоннажных установок по производству диметилового эфира аэрозольного качества соответственно на предприятиях «Аэрозолекс» (Дзержинск) и «Щекиноазот».

Структура потребления метанола за период с 2015 по 2019 год изменилась незначительно, при этом производство формальдегида традиционно занимает около половины от общего объема потребляемого метилового спирта в России (рис.4). Второе место среди сфер потребления занимает синтез высокооктановых добавок МТБЭ и МТАЭ, затем идет использование метанола в качестве ингибитора гидратообразования в газовой промышленности, производстве уксусной кислоты и других областях.

Рисунок 4 — Динамика структуры потребления метанола с 2015 по 2019 гг.

Источник: [9]

По указанным выше причинам метанол является экспортно-ориентированным продуктом для российских производителей. За пять лет объемы экспорта выросли на 65% и превысили уровень 2 млн тонн в год.

В настоящее время почти весь метиловый спирт отправляется в Европу по железной дороге. Финляндия является основным перевалочным пунктом для дальнейшего распространения алкоголя в другие страны (Таблица 3). В Азии, в частности, в Китае, который является крупнейшим в мире импортером метанола, поставки крупнотоннажной продукции с существующих производств затруднены из-за высоких логистических затрат.

Таблица 3 — Структура экспорта метанола в 2019 году по регионам мира и странам назначения

Источник: [8].

Внутренние цены на метанол в России в значительной степени зависят от контрактных цен в Европе и курса рубля по отношению к основным мировым валютам (рис. 5). Изменение стоимости сырья или колебания спроса со стороны отечественных потребителей мало влияют на этот параметр. На европейском и азиатском рынках ситуация прямо противоположная, поскольку себестоимость продукции, спрос со стороны потребителей, запуск новых производств и в целом изменение экспортно-импортных потоков напрямую влияют на ценовые тенденции. Примером может служить снижение европейской цены на метанол в 2019 году, которое произошло из-за дисбаланса спроса / предложения из-за увеличения объемов экспорта российскими производителями, в частности Щекиноазотом, и запуском новых производств метанола в Европе.

Рисунок 5 — Динамика цен на метанол на мировых рынках в 2017-2019 гг.

Источник: [4]

В ближайшее время у российских производителей появится возможность еще более заметно влиять на мировой рынок метанола в связи с реализацией нескольких крупных проектов (таблица 4). При их своевременном запуске и высокой загрузке мощностей общее годовое производство метилового спирта в России к 2023 году может вырасти на 45% и составить 6,5 млн тонн. При сохранении объемов внутреннего потребления метанола на текущем уровне дополнительные объемы метилового спирта могут быть востребованы только на внешнем рынке.

Таблица 4 — Текущие проекты модернизации и строительства новых заводов по производству метанола

Источник: [9]

На данный момент в России представлено почти два десятка метанольных проектов со сроком завершения до 2030 года. Особенно сложно оценить их реалистичность в свете событий начала 2020 года. Очевидно, что падение цен на нефть, Пандемия COVID-19, введение карантинных мер практически во всех странах с целью остановить распространение вируса и, как следствие, грядущий мировой экономический кризис заставят инвесторов существенно скорректировать свои планы.

2.2 Рациональное преобразование попутного нефтяного газа в метанол

Для современных исследователей одна из наиболее значимых задач состоит в разработке таких технологий, которые способны обеспечить максимальное сохранение мирового запаса углеводородов; на данный момент химической переработке подвергается не более 10% всей добываемой нефти.

В газовой отрасли ситуация ещё более критичная; такое ценное и невозобновляемое сырьё, как попутный нефтяной газ, сжигается на факеле в любом нефтедобывающем регионе мира, поскольку экономически оправданные технологии его переработки до сих пор не созданы. Только в нашей стране, согласно экспертным оценкам, каждый год сжигается более 14 миллиардов куб. м данного сырья (по некоторым данным – значительно больше), тогда как во всём мире общий объём сжигаемого попутного нефтяного газа составляет около 100 миллиардов кубометров, тогда как на химическую переработку идёт не более полутора процентов. 1 т этана (одного из компонентов ПГ), как отмечает Арутюнов, стоит от 80 до 90$, тогда как стоимость этилена достигает 160$, а продукции, изготавливаемой из полиэтиленового сырья (из расчёта за 1 т) – от 2500 до 3700$. [1, с.145]

Исследователи всего мира в последние годы занимаются изысканиями в сфере альтернативных энергетических источников; в этой области был сделан ряд открытий (биотопливо, водородное топливо, бензиносодержащие смеси и т.д.), однако либо экономические, либо технические факторы не позволяют в полной мере решить проблему.

Однако в ближайшем будущем вполне реально решение данной проблемы за счёт технологии утилизации попутного нефтяного газа «Gas Into Liquid», которая, кроме того, даёт возможность существенно снизить загрязняющие выбросы в атмосферу.

За последнее столетие были значительно усовершенствованы традиционные технологии производства метанола, синтетического газа и синтетических моторных топлив. Вместе с тем, согласно результатам технико-экономических расчетов, экономическая обоснованность подобного производства достижимо при годовой производительности не ниже 400 тысяч тонн продукции, тогда как, в соответствии с текущими рыночными условиями, значение данного показателя составляет не более 300 тысяч тонн.

Такую добычу вряд ли уместно называть «малотоннажной», представлять себе такую ​​добычу в нефтяном месторождении — тем более. В России изготовлением таких установок занимаются только крупные компании. Экономическая ситуация сегодня складывается таким образом, что в Европе и США многие нефтехимические компании вынуждены продавать заводы по производству метанола из природного газа. Россия имеет возможность выкупить часть таких заводов и адаптировать их к отечественным условиям. Такая схема является намного дешевле нового строительства [16, с.108].

В России малотоннажные GTL-технологии практически не разрабатывались. В основном, это связано с тем, что в СССР не было в них необходимости. Объемы добычи нефти и газа в тот период и без того были довольно высокие. В настоящее время большая часть нефтегазовых месторождений имеет малые и средние объемы добычи, многие месторождения находятся на последних стадиях. В этой связи в настоящее время сильно возросла потребность в модульных, мобильных малотоннажных установках для переработки природного и попутного нефтяного газа.

Ратификация Россией Киотского протокола и истощение крупных нефтяных и газовых месторождений усугубили проблему. Поэтому малотоннажные установки для глубокой переработки углеводородных газов на основе GTL-технологий являются одним из реальных решений проблемы утилизации природного и попутного нефтяного газа низкого давления.

В мировом энергетическом балансе наибольшая доля приходится на нефть (39%), на втором месте в структуре энергопотребления находится природный газ (21%). Далее следуют битуминозный уголь (13%), бурый уголь (10%), ядерная энергия (13%) и другие источники энергии (4%).

Попутный нефтяной газ представляет собой растворённый в нефти газообразный углеводород, выделяющийся в ходе сепарации и представляющий собой весьма ценное химическое сырьё.

Содержание ПНГ из расчёта на тонну нефти составляет от десятков до сотен кубометров и определяется конкретными условиями формирования и залегания залежей. В отличие от природного газа, основным элементом которого является метан, ПНГ в большом количестве содержит насыщенные углеводороды (этан, бутан, пропан и др.), а также водяной пар, в ряде случаев – сероводород, азот, инертные газы и т.д.

На данный момент до ближайших потребителей (химических заводов, нефтегазоперерабатывающих предприятий) в лучшем случае доходит ПНГ первых этапов процесса сепарации, тогда как наиболее ценный газ конечных стадий сепарации сжигается; в общей сложности, от объёма содержащихся в газовом пласте тяжёлых углеводородов используется не более четверти. [22, с.148]

В ходе сжигания ПНГ, наряду с метаном, сгорают и другие содержащиеся в данном сырье углеводороды, вследствие чего в течение года в атмосферу выбрасывается примерно 100 тыс. т вредных веществ (азота, оксидов и диоксидов углерода и т.д.), при том, что исходные продукты для экологии менее вредны, кроме того, в результате сжигания ПНГ повышается так называемый парниковый эффект.

Из вышеизложенного можно сделать вывод о комплексном характере проблемы рационального использования ПНГ, которая может рассматриваться в экономическом, технико-технологическом и природоохранном аспектах.

Аналогичная проблема в газовой промышленности относится к СПГ, т.е. остаточному природному газу низкого давления, получаемому из МР, запас которых, в основном, исчерпан; давление внутри пласта снижается по мере разработки, и в конце концов возникает потребность в значительных вложениях, что, в конечном итоге, существенно снижает уровень рентабельности добычи. К категории низкого давления в общей сложности относится на текущий момент до 20 процентов всего объёма добытого газа.

При учёте наличия в соответствующих регионах добычи необходимой инфраструктуры, а также персонала надлежащего уровня квалификации, эксплуатация МР при организации переработки сырья непосредственно на производственной площадке может быть существенно продлена, что, помимо прочего, обеспечивает решение проблем, связанных с развитием данных регионов и трудоустройством местного населения.

Также заслуживает внимания процесс ревитализации разведочных скважин, на которых работы были временно приостановлены; в данном случае стоимость добываемого газа, прежде всего, зависит от расходов на эксплуатацию, т.к. необходимости в бурильных работах уже нет. [18, с.96]

Для небольших МР, расположенных далеко от трубопроводных магистралей, достаточно перспективным методом является переработка газа на месте; такие МР в большинстве случаев принадлежат небольшим предприятиям без особых рыночных перспектив. Использование газа в энергетике в подобных случаях очень ограничено, т.к. среднестатистической электростанции, оснащённой газовыми турбинами, для выработки одного киловатт-часа необходимо не менее 0,4 кубометра топлива.

Метанол (древесный спирт) представляет собой главный продукт конверсии CH-газов; данный промежуточный продукт широко применяется в нефтехимической промышленности и используется в качестве сырья в производстве многих продуктов в данной отрасли.

Первым данное вещество открыл в XVII в. Р. Бойль; первоначально он рассматривался как побочный продукт, получаемый при сухой перегонке древесины (что и оставалось долгое время единственным способом получения метанола), тогда как чистый метиловый спирт химикам удалось получить только в сер. XIX в., когда М. Бертло использовал с этой целью процесс омыления хлористого метила.

Впервые метанол был получен из синтез-газа в 20-х гг. прошлого века в Германии; несколько лет спустя в США синтез метанола был выведен на промышленный уровень. На данный момент метанол применяется в самых разных производственных сферах, в первую очередь – в газохимической промышленности.

Одна из наиболее существенных проблем нефтегазодобывающей отрасли связана с возникновением в ходе добычи и перевозке углеводородов кристаллогидратов, вследствие чего возникает угроза блокировки газопроводов. Данные негативные последствия обуславливают до 8 процентов всех затрат газовой промышленности; следует отметить, что на практике наиболее распространённым является метод решения проблемы, подразумевающий применение так называемых термодинамических ингибиторов. [10, с.149]

Как предполагается, метанол в сравнительно обозримом будущем метанол будет использоваться промышленностью как универсальная основа в большей части процессов органического синтеза, обладающих для современной химической промышленности большой значимостью. Таким образом, возникает потребность в разработке максимально безопасных, экологичных и в то же время продуктивных и экономических обоснованных технологий конверсии в метанол ПНГ и природного газа.

Можно утверждать, что в ближайшие годы спрос на метанол во многих отраслях существенно повысится, поскольку он рассматривается как оптимальная основа для создания альтернативных видов топлива. Здесь следует отметить, что практически все связанные с использованием метанола в ДВС проблемы на настоящий момент разрешены, причём такие виды топлива могут применяться и для газовых дизелей, и для ДВС с искровой системой зажигания.

Были разработаны системы, в которых энергия выхлопных газов газового дизеля используется для производства синтез-газа, а затем метанола или моторного топлива [14, с.72].

Наиболее реалистичные конструкции электромобилей основаны на топливных элементах, работающих непосредственно на метаноле или водороде, получаемом из метанола на борту транспортного средства.

Как в РФ, так и за рубежом на данный момент накоплен значительный опыт, свидетельствующий, что опасность применения метанола при должном соблюдении ТБ не выше, чем при применении традиционных видов топлива, тогда как его испарения значительно менее токсичны. Вследствие этого почти десять процентов от общего объёма реализуемой в мире хипродукции на данный момент приходится именно на метанол.

По мере географического расширения отечественной нефтегазодобывающей отрасли и удалённости соответствующих предприятий от основных магистралей будут актуализироваться проблемы как добычи, так и перевозки сырья. Кроме того, следует отметить, что примерно 70% всех отечественных МР относится к категории малых месторождений (т.е. содержащих запасы газа в пределах 10 млрд. кубометров).

Наша страна характеризуется особыми условиями функционирования предприятий нефтегазодобывающей отрасли:

—        большое число МР, удаленных от промышленных центров и транспортных магистралей;

—        неблагоприятные климатические условия (вследствие которых в ходе добычи и перевозке ПГ активизируются процессы образования гидратов);

— дороговизна транспортировки метанола в регионы концентрации производств, что обуславливает необходимость разработки малотоннажной технологии конверсии CH в метанол, благодаря которой, в частности, обеспечивается возможность удовлетворения, прежде всего, региональных потребностей в газохимической продукции. [4, с.158]

При высоком спросе на метанол, его транспортировка, например, в полярные и северные регионы обуславливает повышение стоимости сырья, как минимум, вдвое; при этом для некоторых регионов возможность транспортировки вовсе отсутствует.

Организация малых и средних производств по переработке газового сырья в условиях газонефтяных пунктов на базе GTL-технологий даёт возможность, наряду с природоохранными и экономическими проблемами, также вопросы, связанные с перевозкой и хранением метанола, благодаря чему только расход металла на строительство трубопроводов сокращается более чем вдвое.

За счёт организации непосредственно на месте добычи производства и использования метилового спирта выбросы в атмосферу токсичных веществ при сжигании ПНГ будут снижены; положительный экологический эффект обеспечивается также переводом ДВС с нефтяного топлива на метиловый спирт. Экономическая обоснованность указанных мероприятий состоит в сокращении расходов на перевозку и хранение сырья; кроме того, в местах добычи стоимость сырья значительно ниже, чем в местах расположения традиционных производств.

Далее рассматриваются ключевые методы получения метанола из ПГ или ПНГ – непрямая конверсия через синтез-газ и прямое окисление.

В качестве примера 1-го метода выступает широко распространённый промышленный синтез метанола и аммиака; современные процессы производства метанола базируются на каталитическом синтезе из синтез-газа, т.е. оксида углерода и водорода.

Каталитическая конверсия метана, в соответствии с традиционной технологией получения метанола из ПГ, производится при высоких температурных значениях и высоком давлении, при этом в качестве окислителя используется содержащийся в водяном паре кислород. В соответствии с сочетанием компонентов, можно выделить такие методы, как паровая и паро-кислородная конверсия, конверсия пара в соляную кислоту и т.д. [25, с.82]

В большинстве случаев производственные мощности по производству метанола базируются на использовании в 2-х и более этапах процесса традиционных технологий. В данном случае производственный процесс включает следующие стадии: реформирование → сжатие → синтез → ректификация.

1-й этап, самый дорогой и сложный, состоит в том, что в присутствии катализатора производится паровая, парокислородная или пар-углекислотная конверсия метана при высоких значениях давления и температуры (до 3 Мпа и до 900° С, соответственно). Процесс осуществляется в специальных трубчатых печах, изготовленных из аустенитной стали. В ходе данного процесса расходуется значительный объём энергии.

После охлаждения и очистки полученное сырьё (синтез-газ), в соответствии с используемой технологией дальнейшей переработки, сжимается при помощи специального оборудования под давлением, составляющим не менее 8 и не более 30 мегапаскалей.

Далее в реакторах синтез-газ преобразуется в метанол.

Следует отметить, что выделяющееся в ходе синтеза метанола тепло затруднительно отвести при помощи традиционных способов, обеспечивая тем самым его равномерное распределение, необходимое для обеспечения необходимого уровня селективности. [19, с.43]

Т.к. полученный вышеописанным методом метанол содержит примеси, далее следует процесс очистки или ректификации.

Таким образом, учитывая стоимость вышеупомянутых процессов, экономически обоснованными их можно назвать при ежегодном объёме производства от 500 тысяч тонн и более.

Малотоннажные полевые установки требуют принципиально иного подхода к концепции строительства, например, модульной конструкции, которая позволяет производителю изготавливать отдельные модули в виде готовой продукции высокой заводской готовности. Монтажные работы на строительной площадке в основном сводятся к установке блоков, прокладке внешних коммуникаций и подключению разъемов.

В связи с тем, что интерес к производству природного и попутного газа растет в этом направлении активно создаются новые технологии по переработке нефти, так создаются новые технологии с применением синтез-газа, также предлагается использовать реакцию частичного окисления метана при высоких температурах, данный способ дает возможность снизить затраты[20, с.49]. Для получения высоких температур советуют использовать специальные энергоблоки.

На протяжении последних десятилетий во многих организациях проводятся теоретические и экспериментальные исследования возможности использования ракетного двигателя (плазмохимические реакции) в качестве генератора синтез-газа с последующим получением из него диметилового эфира и высокооктанового топлива. На экспериментальной установке Приморского научно-технического центра получены замечательные результаты; На наш взгляд, у этого метода большие перспективы, но до промышленного внедрения он еще далек. Ведется разработка плавучих энерготехнологических комплексов, в которых охлаждающий контур ядерного реактора четвертого поколения используется в качестве генератора синтез-газа.

Другой пример генератора синтез-газа (SGG) — конвертер на основе модифицированного газового дизеля. Принципиальная возможность этого метода была предложена еще в пятидесятых годах прошлого века. Затем исследования проводились как в нашей стране, так и за рубежом. В Институте высоких температур (ИВТ) РАН была создана опытная установка, на которой из выхлопа газодизеля получали синтез-газ, а затем в реакторах получали метанол, высокооктановый бензин или диметиловый эфир. с использованием катализаторов. Научно-исследовательские работы, проведенные в Экспериментальном комплексе «Новые энергетические технологии» ИВТ РАН, позволили создать теоретическую основу промышленной установки, в которой в качестве ГСГ используется модифицированный дизель Д-49 [3, с.115].

Преимуществом этого ГСГ является его компактность, универсальность, поскольку электрогенератор прикреплен к валу газодизеля через магнитную муфту, что делает такую ​​установку привлекательной в качестве полевой установки, использующей природный или попутный нефтяной газ и вырабатывающей тепловую и электрическую энергию. Для организации промышленного производства таких установок необходимо решить ряд научных и организационных задач.

Наиболее привлекательным из всех перечисленных способов получения синтез-газа является метод прямого гомогенного окисления углеводородов кислородом. Но за кажущейся простотой скрываются сложные разветвленные цепные реакции.

Метод прямого гомогенного окисления основывается на кинетики разветвленных процессов. Данный метод был создан под руководством школы Н.Н. Семенова. В настоящее время данный метод имеет большую популярность. При этом процесс его разработки не остановился, ученые до сих пор продолжают разрабатывать данную технологию, пытаясь найти новые способы ее усовершенствования. В изучение процессов окисления внесли большой вклад такие ученые, как В.В. Воеводский, В.Н. Кондратьев, Н.М.Эмануэль, Н.С. Ениколопов  и др.[21, с.169].

Схема технологического процесса разделена на три последовательных этапа.

На первой стадии осуществляется цепная реакция с выраженной S-образной кинетической зависимостью повышения концентрации радикалов от времени.

На второй стадии процесса происходит квазистационарная разветвленная цепная реакция с квадратичным обрывом цепи. Промежуточные продукты и нагревание при этом осуществляется медленно. Третий этап —  из-за разветвления продуктов реакции и термического нагрева происходит быстрое ускорение.

В ходе многочисленных исследований было подробно изучено влияние материала поверхности реактора. В частности, было установлено, что стенки, изготовленные из коррозионно-стойкой стали, покрытые кварцевыми вставками работают как с предварительно перемешанными газами, так и при их смешивании только в самом реакторе. Результаты проведенный исследований согласуются и между собой и с результатами кинетического моделирования процесса. Это также является основанием полагать, что в масштабировании процесса отсутствуют серьезные проблемы. Также имеется надежда на практически полную воспроизводимость результатов в сопоставимых условиях [15, с.106].

Таким образом, при давлении не более 7,0 МПа можно получать метанол с общим выходом более 20 кг на 1000 м3 углеводородного природного газа.

Присутствие в смеси более тяжелых углеводородов (даже в небольших количествах) способствует снижению температуры и рабочего давления процесса. Кроме того, наличие примесей способствует увеличению выхода целевых продуктов. При переработке попутного нефтяного газа это является положительным фактором.

Таким образом, за счет метода прямого окисления компонентов природного или попутного нефтяного газа кислородом воздуха возможно обеспечить:

—        утилизацию газов низкого давления с газовых месторождений, а также утилизацию нефтяных газов;

—        очистку атмосферного воздуха;

—        производство метанола для собственных нужд нефтегазовых компаний.

Развитие ценных кислородсодержащих продуктов (и в частности, малотоннажного производства метилового спирта) стало возможным после разработки теоретических основ процесса прямого окисления (разработанного на базе Северодонецким филиалом ГИАП В.И.). В результате проведенных исследований удалось подтвердить заданную теорию [14, с.159].

Однако, по причине нехватки газа, а затем и в результате распада Советского Союза завершить исследование не удалось.

Технологию производства метанола из природного или попутного нефтяного газа прямым окислением возможно адаптировать для углеводородов с любым составом. При этом способе не используются катализаторы и большие расходы топлива.

Отметим преимущества процесса прямого окисления метана в метанол:

—        За счет создания модульных установок появляется возможность осуществлять работу без привлечения высококвалифицированных специалистов;

—        За счет снижения затрат тепла на конверсию углеводородов, обеспечивает более высокая энергоэффективность;

—        побочные продукты, содержащие кислород не образуются в больших количествах. Это свидетельствует о том, что производство является более экологическим и безотходным;

—        обеспечивается возможность использовать газы разного состава;

—        процесс нечувствителен к мелким примесям соединений;

—        для окисления может быть использован атмосферный воздух.

Кроме того, следует отметить, что данные системы имеют все возможности для дальнейшего совершенствования. В частности, может быть увеличена мощность отдельных агрегатов с учетом существующей инфраструктуры и параметров газа. Реализовать процесс возможно в самых разных вариантах (каскадные реакторы, рециркуляцию окисляемых газов, а также путем комбинирования) [17, с.185].

Метод прямого окисления метана осуществляется на основе довольно простой технологии, при которой получение готовой продукции возможно всего в одну стадию.  Получаемое таким способом сырье может использоваться для многих химических процессов.

Установка производства метанола из газа низкого давления или попутного нефтяного газа прямым окислением (UPMpo) выполнена в блочно-комплектной конструкции в виде сборных модулей, транспортируемых к месту предполагаемого строительства железнодорожным и автомобильным транспортом.

Основным преимуществом установки прямого окисления метанола является ее способность перерабатывать «влажный» нефтяной газ, что чрезвычайно важно для этого проекта.

Любой комплекс нефтегазового месторождения, имеющий: газопровод высокого давления; инженерные сооружения; система электроснабжения; газопровод среднего давления.

Таким образом, сегодня установки прямого гомогенного окисления углеводородных газов кислородом воздуха и установки, использующие газодизельные двигатели в качестве генератора синтез-газа, действительно могут претендовать на роль малотоннажных полевых установок.

В будущем список кандидатов может быть пополнен установками для конверсии углеводородных газов на основе плазмохимических реакций, установками на основе термоядерных реакторов, установками на основе высокоэффективных катализаторов.

2.3  Зарубежный опыт преобразования ПНГ в метанол

За рубежом вопросы использования нефтяного газа решаются на уровне национальных программ с привлечением необходимых финансовых и материальных ресурсов, что обеспечивает его практически полное использование.

В США и Канаде нет строгого разделения газа, как это принято в нашей стране. Все углеводородные газы природного происхождения, независимо от источника добычи, называются природными и могут подвергаться переработке. Так, в США считается выгодным перерабатывать даже «бедные» — неучтенные природные газы, содержащие углеводороды — этан, пропан, бутан и др. На уровне 100–150 г / м3.

Зарубежные промышленники стремятся получить дополнительную прибыль за счет простой обработки скважинной продукции в полевых условиях. Производственная переработка продукции скважин требует определенных капитальных вложений, поэтому масштабы и степень подготовки нефти и газа оцениваются с учетом допустимой нормы прибыли и окупаемости вложенного капитала в короткие сроки. Выбор типа и метода обработки продукции скважин осуществляется с учетом защиты окружающей среды, природных факторов и требований рынка [11, с.49].

Промысловые отходы могут быть классифицированы как ограниченные или нестандартные в соответствии с действующим законодательством США. К нестандартным относятся пресная вода, водяной пар, диоксид углерода, метан и этан. К ограниченным относятся сероводород, оксиды серы, углерода и азота, дымовые газы, углеводороды с молекулярной массой более 40 и соленая вода. В некоторых штатах также ограничены метан и этан. Некоторые из этих отходов после переработки находят эффективное применение: сероводород можно использовать для получения Н2SO4, пропан и тяжелые углеводороды смешивать с нефтью и транспортировать к потребителю. Отгоняя сероводород газом, его содержание в нефти можно снизить до 0,007% или меньше. При очистке газа от сероводорода для его транспортировки и осушки используются моноэтаноламиновые системы. Считается экономически целесообразным использовать процессы, в которых используются смеси растворов амина и гликоля. Но после подготовки газа к транспортировке и продаже осталась проблема глубокой добычи углекислого газа и сероводорода. Наиболее распространенными методами являются извлечение сероводорода и его превращение в элементарную серу с последующим выделением диоксида углерода и его закачкой в ​​пласт. Многие установки для получения серы основываются на различных модификациях Клауса с высокой степенью очистки (95-99%). При маленьких объемах извлекаемого газа и благоприятных условиях газ закачивают в пласты. Тяжелые компоненты обычно извлекаются на газобензиновых заводах [23, с.98].

В зарубежных странах основной особенностью объектов подготовки нефти и газа является наличие органической связи между со всем комплексом месторождения. Переработка нефти и газа осуществляется на всех стадиях сепарации. Также комплексно производится переработка к транспортировке нефть и газа. За счет сокращения и объединения различных узлов удается существенно сократить территорию объектов и снизить капитальные вложения в среднем на 25 -30%.

В некоторых зарубежных странах (например, в США и Франции) запрещается добыча и переработка нефти без использования нефтяного газа. Газ в перерабатывающую установку попадает в сухом и сжатом виде. Отсутствие необходимости в использовании компрессионной станции для сжатия позволяет значительно сократить расходы.

На комбинированных комплексах переработка газа может осуществляться как с использованием газа в качестве основного сырья, так с использованием переработанной смеси нефтяного и природного газа. При использовании природного газа в качестве основного сырья все три стадии разделения осуществляются сразу на установке переработки. При использовании смеси, разделение осуществляется только на второй и третьей ступени. Продукты переработки газа часта используются для закачки в пласт. Для этого газ отбирают на перерабатывающих установках при степени извлечения углеводородов Cs + в диапазоне 40-50% от потенциальной. Несмотря на то что запасы газа с каждым годом неуклонно сокращаются, большие объемы газа используется на поддержание пластового давления [10, с.105].

Технологический процесс переработки газа заключается в отделение сырого газа от жидкости и различных примесей заключается, сжатии газа и его осушки, рекуперации тепла и холода, охлаждение газа и абсорбента, разделение полученной смеси на сухой газ и широкую фракцию углеводородов. После проведения данных процедур технологические схемы используются другие. Конечным звеном технологической схемы при низкотемпературной конденсации (НТС) является установка деэтанизации. Очистка газа осуществляется с использованием фильтров-сепараторов. Такой способ позволяет обеспечить высокую степень очистки.

В зарубежных странах широкое распространение получили центробежные компрессоры с приводом от газовых турбин. Наиболее распространенные модели таких установок производятся в США («Кларк», «Ингерсон-Рэнд», «Парсон», «Эллиот»). Мощность таких установок в среднем составляет от 600 до 5000-6000 кВт. При заданных давлениях удается получить технологические узлы необходимой мощность (1,5-20 тыс. кВт.).

Зарубежные компрессоры отличаются также тем, что в них имеются системы воздушно-многоступенчатого охлаждения. При этом приводы могут использоваться самых разных типов. Таким образом, основными преимуществами данных установок являются: высокая степень эффективности и гибкость в применении. При использовании оборудования, работающего на тепле отходящих газов такие установки на газоперерабатывающих заводах, образуют единые энергетические комплексы, в которых газовые турбины используются также для производства электроэнергии и как отопительное оборудование. Вспомогательное оборудование, как правило, поставляется блочно. Блочные поршневые компрессоры применимы для объектов, имеющих небольшую мощность. Чаще всего на практике используются роторные компрессоры и машины, не требующие смазки с тефлоновыми кольцевыми уплотнениями [14, с.45].

В зарубежных странах газоперерабатывающая промышленность имеет высокую мощность. Это делает использование нефтяного газа более доступным и эффективным. Кроме того, за счет надежности машин обеспечивается возможность не устанавливать резервные агрегаты. Компрессор может работать бесперебойно в среднем в течение 25000 ч.

Все большее распространение получают высокоскоростные турбодетандеры со скоростью 25 000 об / мин при небольших габаритах.

Предварительное охлаждение газа происходит в теплообменниках (кожухотрубных, пластинчатых и т. д.) За счет обратных потоков. Пластинчатые теплообменники очень компактны и имеют более высокий коэффициент теплопередачи, чем кожухотрубные теплообменники.

В газопереработке широко используются:

• турбодетандеры, использующие пластовую энергию природного или сжатого нефтяного газа, что обеспечивает высокий потенциал холода;
• гидротурбины, использующие энергию потоков жидкости и приводные насосы;
• котлы-утилизаторы, которые регенерируют тепло выхлопных газов газовых турбин и вырабатывают пар, вращающий паровые турбины, а также идущий на отопительные и технологические нужды;
• электрогенераторы с приводом от паровых двигателей и дизельных агрегатов, обеспечивающие объекты электроэнергией [13, с.76].

Как правило, каждая технологическая установка в газопереработке состоит из одной единицы оборудования, равной производительности всей технологической линии. Принцип соблюдается: один газовый компрессор, один чиллер, один теплообменник сырого газа и сухого газа; один теплообменник сырого газового конденсата; один испаритель пропана (этана); один трехфазный сепаратор; один деэтанизатор (если установка работает по схеме НТК) либо один абсорбер или десорбер (по схеме НТА). При этом оборудование монтируется в строгом соответствии с технологической схемой, что значительно экономит площадь технологических площадок. В США и Канаде одна линия газоперерабатывающего завода может обрабатывать до 4 миллиардов кубометров газа в год, хотя есть много объектов гораздо меньшей мощности.

Большинство крупнейших мировых нефтяных компаний владеют нефтеперерабатывающими мощностями. Компании стремятся получить максимальный эффект от совмещения нефтегазопереработки и нефтегазохимии. Они все больше внимания уделяют добыче и переработке попутного нефтяного и природного газа, производству и продаже сжиженного газа, а также строительству трубопроводов. В связи с падением цен на нефть и газ компании увеличивают затраты на производство нефтепродуктов улучшенного качества и с улучшенными экологическими показателями, а также дорогостоящих топлив и специальных масел, тем самым укрепляя свое «нефтехимическое крыло». Как правило, в периоды снижения цен на нефть и газ цены на нефтехимические и химические продукты, полученные из нефтегазового сырья, не снижаются или падают значительно меньше.

---

Страницы 1 2 3