Лекции ХТОВ 1 / Леция 1 / Сравнительная оценка различных вариантов транспорта природного газа

Сравнительная оценка различных вариантов транспорта природного газа

Экономика любого государства в значительной мере зависит от наличия минерально-сырьевой базы и ее рационального использования. Ресурсами газа обладают более 80 государств, суммарные разведанные запасы газа которых оцениваются в ~ 150*1012 м3. Россия является крупнейшей мировой державой по запасам природного газа, которые составляют до 30% мировых разведанных запасов. Ежегодный экспорт газа из России в страны СНГ и Балтии составляет около 80*109 м3, страны Центральной и Западной Европы около 120*109 м3. Доля газа в топливно-энергетическом комплексе России увеличилась с 19% в 1970 году до 50% в настоящее время. Такое увеличение доли газа обусловлено относительно дешевой его ценой по сравнению с мазутом и углем. В России до 60% электростанций работают на газе, в то время как за рубежом доля газа при выработке электроэнергии относительно невелика, и газ используется большей частью в быту и для промышленной переработки. Разведанные запасы газа распределены по регионам России неравномерно (табл. 1).

Таблица 1 -Распределение ресурсов природного газа по районам Российской Федерации

Регион	Распределение запасов газа
Европейская часть	10%
Западная Сибирь (включая п-ов Ямал)	77%
Арктический шельф	8%
Восточная Сибирь и Дальний Восток	5%

Основной  задачей ОАО <Газпром> на период до 2030 года является обеспечение добычи газа в объеме 530*109 м3/год. Разрабатываемые в настоящее время месторождения характеризуются высокой степенью выработанности (рис.1). Добыча газа на указанном уровне до 2006 года обеспечивается современными ресурсами, включая недавно введенное в экплуатацию Заполярное месторождение, а также при условии освоения более глубоких горизонтов действующих и ввода в разработку ряда новых месторождений Тюменской области. Рисунок 1 - Степень истощения основных месторождений находящихся в разработке В связи с падением отбора газа с месторождений Тюменской области после 2005 года недостающие объемы добычи могут быть восполнены за счет ввода в разработку крупных месторождений газа:

• п-ова Ямал;

• акваторий Обской и Тазовской губ;

• шельфа Баренцева моря;

• района Восточной Сибири.

Таким образом, в период до 2030 года будет отмечаться перераспределение запасов. Основные ресурсы природного газа будут располагаться в отдаленных от действующей газотранспортной системы, труднодоступных районах и районах с суровым климатом, где нет крупных рынков потребления углеводородного сырья. Затраты на транспортировку газа по газопроводам на единицу энергии весьма высоки, поэтому организация транспортировки газа к местам потребления требует огромных капиталовложений на строительство магистральных газопроводов и компрессорных станций. Такое строительство может быть оправдано, при условии наличия крупных месторождений, обеспечивающих загрузку газопроводов на 20-25 лет и более. Причем часто именно отсутствие действующей газотранспортной системы вблизи от месторождения сдерживает его освоение. С другой стороны в России постоянно растет число малых и средних отдаленных месторождений природного газа, освоение которых экономически нецелесообразно. Кроме того, в районах добычи нефти на факелах сжигается огромное количество попутного газа. По различным оценкам только в России ежегодно бесполезно сжигается на нефтепромыслах более трети общего извлекаемого количества попутного газа. Это наносит значительный ущерб экологии и экономике страны. У нефтегазодобывающих фирм в настоящее время имеются трудности переработки попутного газа, связанные с ограничением возможности его использования на промыслах и созданием газотранспортной системы. Частично попутный нефтяной газ используется для сжигания на локальных газотурбинных электростанциях для выработки электроэнергии на собственные нужды. По этим причинам, в течение последнего десятилетия в топливно-энергетическом комплексе идет непрерывная дискуссия и поиск вариантов транспортировки природного газа, альтернативных трубопроводному транспорту, к местам потребления. Основными такими альтернативами, рассматриваемыми в России, являются:

• производство из газа метанола на месте добычи;

• сжижение газа на месте добычи и транспортировка на место потребления в жидком виде танкерами-газовозами;

• производство из газа жидких продуктов по технологиям GTL - моторных топлив, масел, парафинов или диметилового эфира, с транспортировкой обычными танкерами или с использованием нефтепроводов.

Организация производства метанола из природного газа рассматриваемую проблему не решает, т.к. мировой рынок метанола невелик (около 32*106 тонн в год.) и достаточно насыщен. Использование метанола в качестве аналога автобензина или энергоносителя имеет ряд серьезных недостатков, основными из которых являются высокая токсичность и способность проникать через кожу, а также высокая растворимость, благодаря которой он представляет серьезную опасность для близлежащей акватории. Проекты сжижения природного газа (СПГ) уже реализованы в значительном количестве. Эти проекты весьма капиталоемки и оправданы только в случае больших месторождений газа, расположенных вблизи от морского побережья или на шельфе. Перспективным направлением использования природного газа отдаленных месторождений является его конверсия в синтетические жидкие топлива. Все существующие промышленные процессы производства топлив по технологии GTL являются многостадийными, включающими стадию образования синтез-газа (смесь моноокиси углерода и водорода), стадию синтеза жидких продуктов (синтетической нефти или диметилового эфира), стадию каталитического гидрооблагораживания нефти с производством высокорентабельной продукции, прежде всего экологически чистого дизельного топлива. Принципиальная блок-схема технологий конверсии природного газа в СЖТ представлена на рисунке 2. Природный газ после осушки и очистки поступает на стадию производства синтез-газа. Синтез-газ, который получается в результате окисления метана водяным паром, диоксидом углерода или кислородом, направляется в реакторы каталитического синтеза углеводородов, где образуется синтетическая нефть, которая затем перерабатывается в товарные моторные топлива с использованием традиционных процессов нефтепереработки. Диметиловый эфир (ДМЭ) может быть получен из синтез-газа в одну стадию. Техническая возможность превращения природного газа в жидкие углеводороды, а также отдельные элементы по технологии GTL известна в течение 75 лет, однако коммерческая реализация проектов строительства заводов GTL стала возможна только к концу XX века благодаря ряду новых достижений в области химии технологических процессов, катализа и конструктивно-технических решений, позволивших сократить удельные капитальные затраты примерно в 2 раза. К таким достижениям относится:

• увеличение единичных мощностей установок разделения воздуха до 2500 тонн в сутки;

• увеличение единичных мощностей установок производства синтетического газа (Н2+СО) в 3-4 раза;

• совершенствование конструкций реакторов для проведения многофазных процессов превращения синтез-газа

• создание новых катализаторов на кобальтовой основе повышенной активности и селективности.

Помимо вышеуказанных существует еще несколько причин, показывающих перспективность развития направления конверсии природного газа в синтетические жидкие топлива и диметиловый эфир:

1. Замедление роста разведанных запасов нефти - сырья для производства жидких моторных топлив (бензина и дизельного топлива). По оценкам специалистов, в связи с непрерывным ростом мирового потребления моторных топлив, разведанных запасов нефти должно хватить примерно на 40 лет. Поэтому резко возрастет проблема использования других видов углеводородного сырья, в частности, природного газа.

2. Продолжение глобального потепления климата Земли, которое может привести к катастрофическим последствиям на всех континентах. В связи с этим в 1997г. 160 стран приняли так называемый Киотский протокол, призывающий промышленно-развитые страны сократить к 2008 - 2012 г.г. выбросы газов, способствующих парниковому эффекту, в среднем на 5,2% по сравнению с уровнем 1990г., в т.ч: окислов азота, метана, углекислого газа и т.п. Следовательно, всё жестче становятся требования по сокращению факельного сжигания природного, попутного и других углеводородных газов на нефтегазовых промыслах, нефте- и газоперерабатывающих заводах, а также нефтехимических комбинатах.

3. Повышение на мировом рынке экологических требований к моторным топливам (бензинам и дизельным топливам) по содержанию серы, ароматических углеводородов (в частности, бензола), олефинов. Особо жесткие требования вводятся по содержанию серы, поскольку она отравляет катализаторы, способствующие полному сгоранию топлива и нейтрализующие вредные примеси в выхлопных газах, особенно окислы азота.

Технология GTL может обеспечить производство дополнительного количества высококачественных бессернистых жидких моторных топлив, используя в качестве исходного сырья природные и попутные газы отдаленных месторождений с различными запасами, что одновременно решает проблему рентабельной транспортировки энергоносителей к местам их потребления и способствует сокращению выбросов в атмосферу парниковых газов. Результаты испытаний показали, что использование продуктов GTL вместо традиционного дизельного топлива при эксплуатации автобусного парка дает возможность сократить выбросы экологически опасных и парниковых  газов (рисунок 3). Рисунок 3. Сокращение выбросов дизельного двигателя при использовании синтетического топлива Следует подчеркнуть, что рынок сбыта конечных продуктов установок GTL практически неограничен, причем цены на жидкие моторные топлива постоянно растут. На настоящий момент годовой спрос на моторные топлива составляет более 2,5*109 тонн в год. Однако развитие проектов GTL не представляет какую-либо конкуренцию или угрозу нефтеперерабатывающей промышленности. Наоборот, производство высококачественных компонентов моторных топлив на установках GTL позволит нефтепереработчикам решить проблему повышения качества поставляемых топлив. Установки GTL можно сооружать также непосредственно на территориях НПЗ, интегрировать с ними, используя в качестве сырьевого синтетического газа продукты газификации низкокачественных тяжелых нефтяных фракций. При этом синтетическое жидкое топливо может подаваться в существующие технологические установки НПЗ на дальнейшую переработку или облагораживание. Огромным преимуществом проектов GTL является возможность создания гораздо более экономичной системы транспортировки жидких продуктов при окружающих температурах и давлениях, в т.ч. по существующим нефтепроводам или в стандартных танкерах и цистернах, при этом нет необходимости в специальных танкерах и хранилищах с криогенными резервуарами или оборудованием. По оценкам некоторых фирм, на реализацию проектов GTL требуется в несколько раз меньше капвложений, чем проектов сжиженного природного газа при одинаковом объеме переработки исходного сырьевого газа. Расчет экономических показателей заводов синтетических топлив невозможен без определения перспективных цен продукции. Производство альтернативных синтетических топлив в конечном итоге приведет к выходу этих продуктов на мировой или внутренний рынок нефтяных топлив. Следовательно, задача сводится к определению прогнозных цен на нефть и традиционные моторные топлива. Установлено, что между ценами на нефть и получаемыми из нее продуктами существуют достаточно устойчивые соотношения (таблица 2). Таблица 2. Соотношение цен на нефть и основные нефтепродукты (на примере европейского рынка)

Продукты	Цены, $/тонну
	1999 г.	2000 г.	2001 г.
Нефть	131,5	208,3	177,4
Нафта	164,9	262,6	232,4
Дизельное топливо	149,5	256,8	225,1
Керосин авиационный	175,9	295,9	254,7
Котельное топливо	90,5	135,6	117,7
Соотношение цен
Нафта	1,25	1,26	1,29
Дизтопливо:нефть	1,14	1,23	1,25
Керосин:нефть	1,34	1,42	1,42
Мазут:нефть	0,69	0,65	0,67

Большинство современных экспертных оценок на долгосрочную перспективу 2010-2020 г.г. ориентируются на цену нефти 160 - 185 $ за тонну. Применение коэффициентов соотношения цены нефти и нефтепродуктов, а также учет премии за качество позволили определить следующие прогнозные цены нефтепродуктов на перспективу (таблица 3). Таблица 3. Прогнозная цена продукции завода GTL

	Нафта	Дизельное топливо:
Цена, $ за тонну (в постоянных ценах)	230 - 260	220 - 250

В качестве объекта сравнения проектов СПГ и GTL было выбрано крупное газовое месторождения п-ва Ямал. Предполагалось, что завод GTL в качестве продукции будет выпускать нафту, товарное дизельное топливо и небольшие количества пропан-бутана. Результаты экономического расчета приведены в таблице 4. Таблица 4. Сравнение экономических показателей проектов GTL и СПГ (мощность заводов 10*109 м3 природного газа в год)

№ п/п		Показатели			Единицы измерения		Проекты
							СЖТ		СПГ
1.		Цена продажи продукции			$/тонну		220		140,0 -
2.		Объем продаж			106 тонн		5,5		6,4
3.		Капвложения в производство			109 $		3,4		2,3
4.		Капвложения в строительство танкеров			109 $		0,3		1,0
5.		Суммарные капвложения			109 $		3,7		3,3
5.	Суммарные капвложения		109 $	3,7		3,3
6.	Местоположение рынка сбыта			Роттердам		Брюгге
7.	Расстояние транспортировки		км	4000		4000
8.	Внутренняя норма рентабельности		%	15,0		12,0

В последнее время большое внимание в России уделяется технологии производства диметилового эфира (ДМЭ), который может использоваться как экологически чистое дизельное топливо (при небольшой переделке топливной системы транспортного средства). Производство ДМЭ представляет интерес, прежде всего, для обеспечения экологически чистыми моторными топливами муниципального транспорта крупных городов и, в особенности, Москвы. Правительством г. Москвы принята городская целевая программа <Использование альтернативных видов топлива на автомобильном транспорте города на 2002-2004 гг.> Согласно программе предусмотрено проведение ряда мероприятий, направленных на снижение негативного влияния автотранспорта на экологию города, в том числе за счет постепенной замены нефтяных дизельных топлив на ДМЭ. Успешная реализация данного проекта может послужить определенным <катализатором> для развития проектов GTL в целом. Показательным является также сравнение вариантов разработки ряда месторождений Восточной Сибири со строительством традиционного газопровода или завода производства ДМЭ, с последующей транспортировкой продукции по железной дороге. В данном случае рассматривался вариант использования ДМЭ в качестве перспективного дизельного топлива. В качестве критерия экономической эффективности применялась заданная величина показателя внутренней нормы доходности (IRR) равная 12%. В качестве базовой принята промысловая цена газа, равная 25 $/1000 м3, условно принято расстояние транспортировки продукции на 2500 км. Основной задачей проводимых экономических расчетов было определение возможности обеспечения заданного норматива эффективности в рамках прогнозируемых цен на товарную продукцию при различных затратных показателях. При таком подходе, искомыми переменными в расчетах экономической эффективности являются не величины показателя IRR, а цены на товарную продукцию. Результаты расчетов представлены в таблице 5. Из таблицы видно, что транспорт газа по магистральному газопроводу не эффективен, в отличие от ДМЭ, расчетная цена которого находится в допустимом интервале прогнозных цен, при его использовании в качестве дизельного топлива. Следует отметить, что при расположении завода вблизи морского побережья разница будет еще более существенной за счет более дешевой транспортной схемы вывоза ДМЭ. Таблица 5 - Сравнение вариантов транспорта ДМЭ и природного газа с месторождения в Восточной Сибири на 2500 км

Показатели	Проекты
	Магистральный газопровод	ДМЭ (с использованием в качестве дизельного топлива)
Производительность по природному газу, 109 м3	20	20
Капитальные вложения, 106 $	5000	4900
Промысловая цена природного газа, $/1000 м3	25	25
Затраты на процессинг, $/тонну	-	15
Расчетная цена продукции при транспорте на 2500 км	131 $/1000 м3	163 $/тонну
Внутренняя нормарентабельности (IRR), %	12	12
Прогнозная цена	90-120 $/1000 м3	154 - 175 $/тонну

Постепенное истощение месторождений природного газа приводит к снижению давления на устье скважины до 1*106 - 2*106 Па. По различным оценкам объем такого газа, называемого низконапорным, может составить от 3*109 до 10*109 м3. В настоящее время добыча такого газа с дожатием его до давления магистрального газопровода (~7,5*106 Па) и дальнейшим транспортом считается экономически нецелесообразной. Одним из решений этой проблемы может стать строительство заводов GTL. Исследование по оценке возможности строительства завода GTL проведено на базе низконапорного газа в районе Уренгоя. В таблице 6 представлены результаты расчетов по следующим вариантам:

1. Завод GTL мощностью 10*109 м3, с реализацией продукции на отечественном рынке.

2. Реализация 10*109 м3 природного газа со строительством дожимной компрессорной станции и нового газопровода длиной 1000 км.

3. Реализация 10*109 м3 природного газа со строительством дожимной компрессорной станции и отчислениями на обновление действующего газопровода.

4. Реализация 10*109 м3 природного газа со строительством дожимной компрессорной станции и транспортом по действующему газопроводу.

Таблица 6. Расчет технико-экономических показателей разработки низконапорных месторождений.

Показатели	Варианты
	1	2	3	4
Исходная цена природного газа, $/1000 м3	10	10	10	10
Капвложения, млн. $	3200	1300	910	30
Затраты на процесс	20,8	-	-	-
Цена реализации продукции	220	30	30	30
IRR, %	16,5	4,0	25	46,2
NPV, млн. $	1280	-350	20	70

Из таблицы видно, что использование низконапорного газа для получения синтетических топлив может оказаться, в некоторых случаях, вполне оправдано. Следует отметить, что даже при невысоких ценах на продукцию, рассчитанных при цене нефти около 160 $/тонну, эффективность производства синтетической нефти с последующей ее переработкой в моторные топлива превышает аналогичные показатели традиционных газохимических производств (метанола, аммиака и его производных). Разработка проектов GTL стала одной из наиболее ярких принципиально новых тенденций конца XX века и начала XXI века в области переработки углеводородного сырья на мировом рынке. Предполагается, что развитие проектов GTL в ближайшие годы будет идти в первую очередь по следующим трем основным направлениям:

1. Строительство средних и крупных заводов GTL в отдаленных регионах, где газ не находит потребителей, а транспортировка к местам потребления сопряжена с большими капзатратами;

2. небольших заводов GTL на платформах, баржах, специальных судах для эксплуатации морских месторождений газа, где транспортировка газа очень сложна и избытки газа не могут сжигаться на месте;

3. Полупередвижные или блочные установки GTL для временной эксплуатации малых месторождениях газа на суше.

На темпы строительства и расширения производств GTL в мире будут влиять 4 основных фактора:

• цены на нефть (конкурентное топливо);

• цены на сырьевой газ;

• новые достижения в развитии технологии производства СЖТ, влияющие на капвложения заводов GTL и эксплуатационные затраты;

• развитие законодательства и стандартов в области охраны окружающей среды и соответствующая налоговая политика правительств, в частности, уровень льгот за производство экологически чистых топлив, утилизацию факельных выбросов, уменьшение выбросов парниковых газов, с одной стороны, и уровень штрафов за загрязнение окружающей атмосферы, с другой.

Дальнейшее развитие энергетики Российской Федерации связано с необходимостью освоения месторождений природного газа, расположенных на значительных расстояниях от потребителей и не имеющих надежной транспортной  схемы. Реализация технологий GTL в районах труднодоступных месторождений позволит не только квалифицированно утилизировать природный газ труднодоступных месторождений, но и поставлять на  рынки, в первую очередь, за пределами России, новые виды высокоэффективной продукции.

Не менее важной задачей является создание более гибкой и менее дорогостоящей системы доставки природного газа или продуктов его переработки потребителям. Производство легко транспортируемых синтетических топлив для месторождений шельфа, в том числе расположение заводов на морских платформах, может стать одним из эффективных решений проблемы.