Россия, являясь сильным игроком на рынке газа, недостаточно использует свои сырьевые преимущества в газопереработке. Химическая переработка ценных компонентов газа в РФ не соответствует уровню мировой практики развитых стран. Однако ряд компаний развивают свои проекты. Об этом в статье «Газопереработка: Перезагрузка», опубликованной (с сокращениями) в журнале «Нефтегаз», пишут профессора РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина Ирина ГОЛУБЕВА и Наталья Сваровская , магистр РГУ Елена РОДИНА и главный специалист АО «Всесоюзный научно-исследовательский институт по переработке нефти» («ВНИИ НП») Ольга ГЛАГОЛЕВА.

ПРОБЛЕМЫ ОТРАСЛИ

Сегодня в России эксплуатируется только 30 газоперерабатывающих заводов (ГПЗ), в то время как за рубежом - более 1800 газоперерабатывающих предприятий, причем только в США их более 700. Запасы природного газа в РФ составляют около 47,5 трлн. куб. м., что значительно превышает показатели США, Ирана и стран Западной Европы.

Основные узкие места в газоперерабатывающей промышленности РФ:

1. Морально и физически устаревшее оборудование на ГПЗ, большинство которых построено в XX веке. Это приводит к ухудшению показателей технологических процессов, снижению качества товарной продукции, несоответствию выбросов экологическим нормам. Российские компании в настоящее время проводят ряд реконструкций и модернизаций.

2. Отсутствие в России глубокой переработки газа, высокотехнологических установок, позволяющих выпускать высокомаржинальную нефтегазохимическую  продукцию. Это  приводит к потере прибыли, так как основные экспортируемые продукты (сухой отбензиненный газ, СУГ) имеют  низкую добавленную стоимость. Импортируются продукты высокого передела - полиметилметакрилат, синтетические волокна, эпоксидные смолы, пестициды, пластмассы и т.д.

Эта проблема тесно связана с другой: необходимостью утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) не ниже 95%. При переработке ПНГ получают продукцию, являющуюся ценным сырьем для химической переработки – этан, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). При наличии на ГПЗ газофракционирующей установки получают смесь пропана и бутана, изобутан, изопентановую фракцию, газовый стабильный бензин.

3. Несоответствие товарной продукции и отходящих газов с заводов, перерабатывающих высокосернистый газ, современным экологическим стандартам. В связи с этим требуется усовершенствование процессов аминовой очистки, модернизация установок Клауса и внедрение эффективных методов доочистки отходящих газов с установок Клауса.

Необходима оптимизация состава кислых газов, получаемых при очистке сернистых газов алканоламинами. Это делается за счет селективного извлечения сероводорода путем подбора соответствующих аминов или композиций аминов для очистки высокосернистых газов.

Удаление загрязняющих веществ из сорбентов фильтраций и сорбционной очисткой позволит решить проблему деструкции аминов. Оптимизация технологии очистки газа нужна для снижения деструкции и пенообразования. Оптимизация технологии регенерации аминовых  растворов с целью снижения энергозатрат и утилизация отработанных сорбентов - перспективные направления модернизации аминовой очистки.

Для улучшения процесса очистки углеводородных газов от кислых компонентов необходимо применение современных эффективных пеногасителей и антивспенивателей.

УТИЛИЗАЦИЯ СЕРЫ

Имеется ряд проблем, требующих решения в процессе производства серы методом Клауса на российских ГПЗ. Некоторые эффективные пути совершенствования процесса - применение высокоэффективных горелочных устройств, повышение температуры в реакторе до 350-400оС и снижение ее на входе реактора до минимально допустимой - применяются на Астраханском и Оренбургском ГПЗ Газпрома. Но есть и нерешенные проблемы – при доочистке отходящих газов и дегазации жидкой серы.

Отсутствие эффективной доочистки газа на заводах, производящих серу и эксплуатация устаревших установок приводит к нарушению экологических требований. В связи с этим их реконструкция и модернизация с целью повышения конверсии сероводорода и уменьшения вредных выбросов в атмосферу - перспективные направления развития. Установки доочистки отходящих газов могут повысить степень конверсии оксида серы (SO2) в серу до 99-99,9%. На Астраханском и Оренбургском заводах эксплуатируется технология доочистки Sulfreen, а на Миннибаевском ГПЗ (Управление «Татнефтегазпереработка», ПАО «Татнефть» - прим. ИА Девон)- более эффективная, хотя и более дорогая – SCOT (ShellClausOffgasTreating).

Совершенствование методов дегазации жидкой серы связано с обеспечением безопасного хранения и транспортировки, уменьшением времени дегазации серы, отказа от аммиачного катализатора и улучшения качества товарной продукции. Так, на нефтеперерабатывающем комплексе «Татнефти» в Нижнекамске - «ТАНЕКО» - уже применяются безаммиачные технологии дегазации, позволившие сократить время ее проведения и улучшить качество серы.

 

4. Профицит серы на мировом рынке, ежегодное увеличение ее выработки при переработке дополнительных объемов сернистых газов и ужесточении экологических требований приводит к поиску альтернативных областей ее утилизации, в первую очередь в строительстве.

Выпуск сухой гранулированной серы и повышение ее качества за счет оптимизации процессов дегазации и грануляции делает ее более конкурентоспособной на рынке.

Перспективные направления утилизации серы - увеличение выпуска серосодержащих удобрений и использование серы в производстве сероасфальта и серобетона, что приведет к увеличению спроса на внутреннем рынке. В мире имеется большой опыт использования сероафальта при строительстве высококачественных дорог. Однако, несмотря на это, данное направление до сих пор не развито в нашей стране.

5. Процесс выделения из природных газов гелия, являющегося ценным веществом для высокотехнологичных отраслей, требует оптимизации. Применяемый в России криогенный метод выделения  гелия характеризуется высокими энергозатратами. Перспективным методом является мембранный, обеспечивающий высокое качество продукции при более низких эксплуатационных затратах или комбинированный метод.

Необходимо также прорабатывать вопрос создания подземных хранилищ гелия и увеличения количества отечественных криогенных контейнеров для хранения и транспортировки гелия.

Несмотря на перечисленные проблемы, газоперерабатывающая промышленность России сегодня сделала огромный шаг на своем пути развития. Практически все компании, проводят техническое перевооружение, реконструкции и модернизацию своих. Некоторые компании, в первую очередь «СИБУР», обеспечили химическую переработку ценных углеводородов, выделенных на газоперерабатывающих предприятиях. Вот некоторые проекты в этой сфере.

«ГАЗПРОМ ПЕРЕРАБОТКА»

Перерабатывающий сегмент ООО «Газпром переработка» представлен Сосногорским, Оренбургским и Астраханским ГПЗ, Новоуренгойским заводом по подготовке конденсата к транспорту (ЗПКТ), Сургутским заводом по стабилизации конденсата им. В. С. Черномырдина и Оренбургским гелиевым заводом. Суммарная годовая проектная мощность активов компании по переработке сырьевого газа составляют 95 млрд куб. м., жидкого углеводородного сырья — 56 млн т.

В рамках реализации совместного проекта компаний «Газпром» и «ЛУКОЙЛ» в 2018 г. на Сосногорском ГПЗ перерабатывался ПНГ северной группы месторождений «ЛУКОЙЛ-Коми».

В апреле 2018 г. на заводе были подтверждены проектные технологические параметры работы установки низкотемпературного разделения газа при полной загрузке по сырьевому газу в условиях морозов.

На Астраханском ГПЗ в октябре 2015 г. на установке гидроочистки был заменен катализатор на новый –алюмокобальтовый фирмы Haldor Topsoe.

В апреле 2016 г. запущена установки изомеризации пентан-гексановой фракции  (300 тыс.т/г, проект AirLiquide).

Начато применение новой депрессорной присадки фирмы BASF для дизельного топлива.

В 2018 г. вводились в эксплуатацию установки концентрирования водорода и реконструируемого блока гидроочистки дизельной фракции, велись пусконаладочные работы на эстакаде точечного налива светлых нефтепродуктов.

На Астраханском ГПЗ планируется создание пиролизного производства этилена из этановой фракции, а также производства полиэтилена и полистирола.

Целью ряда проектов является увеличение объемов выпуска и утилизации серы. Модифицированная сера будет использоваться в производстве материалов для дорожного строительства.

Среди планов предприятия можно также отметить модернизацию производства моторных топлив: работы на установке систем управления и защиты центробежных и поршневых компрессоров, монтаж нового реактора гидроочистки дизельной фракции. Намечено строительство установки сухой грануляции серы, установок очистки и получения СГ, реконструкция установок получения серы, очистки газов, сетей энерго-  и водоснабжения, строительство блока гидроочистки бензиновой фракции.

В состав Оренбургского газоперерабатывающего комплекса входят объекты добычи (11 установок комплексной подготовки газа), транспорта сырьевых и товарных потоков, газоперерабатывающий завод (54 установки) и гелиевый завод (19 установок).

На Оренбургском гелиевом заводе в 2014 г. началось создание единой технологически связанной структуры по производству и отгрузке жидкого гелия с последующей его транспортировкой потребителям. Построена установка сжижения гелия У-44 (ОГ-500 фирма «Linde Kryotechnik AG») производительностью ОГ-500 500 л/час, что эквивалентно 4,25 млн. литров в год (510 тонн в год). Ранее данная станция по ожижению гелия базировалась на работе криогенных установок КГУ-500, входивших в состав установки производства «Криогенмаша». Основное оборудование их было изношено  и не отвечало современным требованиям энергоэффективности.

Ввод в эксплуатацию установки сжижения гелия ОГ-500 позволил наладить единый технологический цикл от извлечения гелия из природного газа до получения товарных продуктов (жидкого и газообразного сжатого гелия). Компания смогла отказаться от процессинговых услуг сторонних компаний и начать продажи жидкого гелия в Москву и Санкт-Петербург.

С учётом роста добычи углеводородного сырья на Западно-Сибирских месторождениях Газпром планирует увеличение проектных загрузок Новоуренгойского ЗПКТ и Сургутского ЗСК, и завершение строительства конденсатопровода «Уренгой — Сургут». Это позволит поставлять на Сургутский ЗСК до 12 млн тонн в год нефтегазоконденсатной смеси.

На Сургутском ЗСК введена в эксплуатацию установка утилизации низконапорных газов и планируется запуск установки очистки пропановой фракции от метанола с блоком осушки товарного продукта.

На Новоуренгойском ЗПКТ строится установка стабилизации конденсата ачимовских залежей Надым-Пур-Тазовского региона. Это один из приоритетных объектов инвестиционной программы ПАО «Газпром». Ведется строительство установки подготовки газов деэтанизации, реконструкция дожимной компрессорной станции, включающая ее оснащение центробежными компрессорами вместо технически устаревших поршневых газомотокомпрессоров.

Это позволит подготавливать и транспортировать газ деэтанизации, в том числе, на Новоуренгойский газохимический комплекс, который планируется запустить в 2019 г.

ПРОЕКТЫ СИБУРА

СИБУР - лидер развития нефтегазохимии в России и крупнейший в России производитель сжеженных углеводородных газов (СУГ) с долей 36% в совокупном производстве. В компанию входят 8 ГПЗ в Западной Сибири.

Реализация долгосрочной программы по углублению переработки ПНГ помогает компаниям достигать целевого показателя по утилизации ПНГ на уровне 95% и выше.

На Муравленковском ГПЗ СИБУРа переход на новую схему работы компрессоров и оптимизация режима блока низкотемпературной конденсации (НТК) позволил дополнительно вырабатывать 1050 тонн ШФЛУ в год. Уровень извлечения целевых компонентов достиг 98,9% и. На установке НТК Южно-Приобского ГПЗ замена теплообменника позволила улучшить режим переработки ПНГ, снизить остаточное содержание целевых компонентов в сухом газе и довести коэффициент извлечения целевых фракций до 96,51%.

Другой завод, «Няганьгазпереработка», планирует увеличить объемы переработки ПНГ до 2 млрд куб.м. в 2019 г. против 1,9 млрд. м3 в 2017 г., при проектной мощности – 2,52 млрд куб.м. газа. В связи с увеличением добычи нефти в регионе в следующем году, как ожидается, вырастут и объемы ПНГ, которые СИБУР получит от нефтяных компаний.

Кроме того, в ноябре 2018 г. фирмой «КРУГ» модернизирована АСУТП котлов Губкинского ГПЗ без остановкиа технологического оборудования.

29 августа 2017 г. завершена реконструкция Южно-Балыкского ГПЗ, начатая в 2014 г. Это позволило компании дополнительно вырабатывать свыше 100 тыс. тонн ШФЛУ в год. Генеральным проектировщиком выступил «НИПИГАЗ», генеральным подрядчиком - ООО «Нефтьмонтаж».

В рамках проекта увеличениа производительность до 2,89 млрд куб.м в год установки низкотемпературной конденсации и ректификации. Процент извлечения целевых компонентов из ПНГ достиг 98%. Построены и запущены пять новых технологических объектов, среди которых блок адсорбционной осушки газа производительностью 2 млрд куб.м. в год и дожимная компрессорная станция производительностью 1,5 млрд куб.м.

ЛУКОЙЛ, ТАТНЕФТЬ И САХАТРАНСНЕФТЕГАЗ

В 2017 г. завершена реконструкция Усинского ГПЗ «ЛУКОЙЛа», обоснованная увеличением объемов добычи газа на месторождениях компании в Коми. В частности, введена в эксплуатацию установка сероочистки газа, позволившая увеличить уровень полезного использования ПНГ до нормативных значений.

"Сахатранснефтегаз" проводит модернизацию Якутского ГПЗ. Она предполагает строительство резервного узла редуцирования, который полностью заменит газораспределительную станцию (ГРС); а также пункта налива сжиженных углеводородных газов (СУГ) и газофракционирующей установки.

На Миннибаевском ГПЗ  "Татнефти" (Альметьевский район Татарстана) планируется завершить основную программу модернизации к 2025 году.

В рамках первого этапа (2014-2019 гг.) запланированы работы на установке сероочистки с увеличением ее производительности для приема дополнительных объемов ПНГ, на компрессорной установке сырого газа и блоке очистных сооружений.

Строительство криогенной установки по глубокой переработке сухого отбензиненного газа производительностью по сырью 365 тыс. тонн в год, глубиной отбора этановой фракции - 91%, - один из ключевых проектов первого этапа. В результате выработка этановой фракции в 2016 г. выросла до 180 тыс. тонн со 164,2 тыс. тонн в 2015 г.

Второй этап реконструкции предприятия планируется завершить в 2022 г. Предусматривается завершение работ на установках осушки и очистки газа, низкотемпературной конденсации, наращивание производительности колонны бутана ГФУ-2, ГФУ-3000 и ряде других объектов. На последнем этапе начнется модернизация резервуарного парка.

Перспективным направлением для дальнейшего развития в "Татнефтегазпереработке" считают строительство установки выделения гелия производительностью 77,5 тыс. тонн в год и установки получения СПГ мощностью 42 тыс. тонн в год.

«МАЛАЯ» ПЕРЕРАБОТКА И КРУПНЫЕ ГХК

Среди перспективных направлений развития газопереработки также следует отметить следующее.

1. Строительство газохимических кластеров, которые будут выполнять химическую переработку выделенных из газа углеводородов и выпускать продукцию высокого передела. Примером строительства кластера могут служить предприятия Амурский газоперерабатывающий завод ПАО «Газпром» и Амурский газохимический комплекс ПАО «Сибур Холдинг». В ГПЗ войдут перерабатывающее и гелиевое производство, а в ГХК - пиролиз и установки получения полиэтилена. 

Проектная мощность Амурского ГПЗ  – 42 млрд. куб.м. по газу, производительность по гелию до 60 млн куб.м. в год. Ввод в эксплуатацию запланирован в 2021 г. ГПЗ будет технологически связан с Амурским ГХК, который будет перерабатывать поставляемый «Газпромом» этан с получением этилена и в дальнейшем полиэтилена. По проекту ГХК завершены предпроектные проработки, определена конфигурация проекта и мощности установок. Однако окончательное решение по проекту будет принято не раньше второй половины 2019 г. Начало пуско-наладочных работ на Амурском ГХК планируется синхронизировать со строительством IV очереди Амурского ГПЗ.

2. Строительство мини-ГПЗ, перерабатывающих попутный нефтяной газ (ПНГ) непосредственно на промысле. Если добыча ПНГ ведется на малых и средних месторождениях, отдаленных от газоперерабатывающих заводов, то возникает проблема поставки ПНГ на переработку. «Малая» утилизация непосредственно на промыслах являются решением данной проблемы. Такие проекты были успешно реализованы в 2012 г. ООО «БерезкаГаз Компани» в Ханты-Мансийском АО для переработки ПНГ Приразломного месторождения (Приразломный мини-ГПЗ) и Шапшинской и Салымской групп месторождений (Западно-Салымский мини-ГПЗ).

3. Строительство пунктов сжижения природного газа с целью обеспечения легкости и удобства его хранения и транспортировки.

Сегодня СПГ в России производят на заводе «Сахалин-2» Газпрома, проектная производительность которого составляет 9,6 млн. тонн в год, и на «Ямал-СПГ» НОВАТЭКа. Производительность его составит около 16,5 млн. тонн СПГ и до 1,2 млн. тонн газового конденсата, после ввода в 2017-2019 гг. трех очередей.

Таким образом, все газоперерабатывающие компании России сегодня уделяют особое внимание развитию своих активов: проводят реконструкции и модернизации, строят новые предприятия, отмечают авторы.