Никогда не бойся делать то, что ты не умеешь.
Помни! Ковчег был построен любителем.
Профессионалы построили «Титаник».
Читая отчет о конференции по GTL, чувствуешь какую-то недосказанность и умышленную таинственность. Примерно такую же, как и в случае с презентацией, которая была подготовлена ведущим аналитиком CREON Energy Константином Нижегородовым. На вопрос, почему вместо цифр дырки, ответ был простым и трогательным: «начальство очень ревностно относится к распространению информации. Прицельно оценивать, что согласуют, а что нет, не было времени, так что обрезал по максимуму». Понимаем, серьезное дело. Информация десятилетней давности, свободно размещенная в сети, конечно же, представляет собой большую ценность, тем более, что находятся простофили, готовые за нее платить.
Являясь разумными альтруистами, мы совершенно бесплатно (то есть даром) решили разогнать туман, который так искусно создается на некоторых конференциях вокруг некоторых технологий, в том числе и над наиболее интересными и перспективными. Итак, к делу!
Для тех, кто позабыл, что можно сделать из синтез-газа (СГ), который в свою очередь получается из природного газа (ПГ), шпаргалка на схеме ниже.
Все помнят, что вместо природного газа можно использовать уголь, любую биомассу, в том числе и отходы, так как в основе получения СГ, как не крути, лежит метан. Но не будем распыляться и демонстрировать кругозор, тем более, что про уголь мы уже говорили, а об отходах поговорим в следующий раз.
Вообще-то, о каждом щупальце спрута на схеме выше надо писать отдельные книги, а не заметки. А потому сконцентрируемся исключительно на красных кружочках.
Процессы GTL для выпуска моторных топлив имеют одинаковое начало с получением синтез-газа, но далее совершенно разнонаправлены по своему химизму. В одном случае это процесс Фишера-Тропша (FT-LTCо), и товарным продуктом является дизельная фракция, а в другом это метанол (MTG), и на выходе получаются бензиновые углеводороды. Но начинать надо с начала, то есть с производства синтетического газа из природного, вот с «головы» и начнем.
Риформинг природного газа
Как в случае FT-LTCо, так и в случае MTG, конверсия природного газа в синтез-газ является самой дорогой частью всей технологической цепочки GTL с точки зрения капитальных затрат (лицензия, оборудование, проектирование и стройка), и составляет 40-65% от общего объема инвестиций в проект. Существенный разброс в стоимости зависти от следующих трех факторов.
1. Тип риформинга. Для целей GTL используются:
· Паровой риформинг метана. Steam Methane Reforming (SMR)
· «Сухой» риформинг метана. Autothermal Reforming (ATR)
· Некаталитическое парциальное окисление. Noncatalytic Partial Oxidation (POX)
Важнейший показатель в работе риформинга это соотношение Н2/СО в получающемся синтез-газе. Для SMR этот показатель составляет 3-7, для ATR – 2,2-3,5, для РОХ 1,6-1,9. Именно это соотношение и определяет применимость того или иного способа генерации синтез-газа к тому или иному направлению GTL, в том числе и топливному. Существует ряд методов изменения соотношения Н2/СО, например рекуперация СО2 для процесса SMR значительно его снижает, а учитывая все «фенечки» с эмиссией парниковых газов, использование этого метода приветствуется.
Некаталитическое парциальное окисление (РОХ) – самый эффективный по выходу синтез-газа на сырьевой газ метода, но и самый дорогой как по капитальным, так и по операционным затратам, поскольку требует энергоемкой секции воздухоразделения для получения кислорода. Народная молва периодически разносит слух, что кислород заменили воздухом. С этим никто и не спорит, почему бы и нет? Но во сколько раз в этом случае следует увеличить размеры оборудования? Как минимум в четыре раза, вот цена использования воздуха вместо кислорода.
2. Если природный газ содержит много серы, то довольно сложная система очистки процессами Rectisol или Selexol справится с этой задачей, но увеличит капитальные затраты стадии риформинга еще на 5-10%. Для большинства месторождений России, за исключением астраханских, очистка от серы достигается более простыми способами на основе оксида цинка.
3. Содержание углеводородов С2+ более 5% скорее всего потребует установки реактора предриформинга, но это практически не влияет на общие затраты стадии получения синтетического газа. Однако если содержание С2+ приближается к 10% или превышает эту отметку, затраты возрастают, и существенно.
Что еще можно сказать про риформинг? Пожалуй, более ничего интересного. Кроме того, что очень часто «голову» покупают отдельно от основной технологии и говорят, что затраты в этом случае снижаются на 10-15%, но это только у тех, кто понимает толк не только в «голове», но в комплексе GTL в целом.
Фишер – Тропш (FT-LTCо)
Совершенно не обязательно рассказывать, как работает этот процесс, на эту тему полно литературы. Что действительно интересно, так это примеры завершенной или планируемой промышленной реализации этого процесса, коих достаточно много на территории, например, Катара:
- Oryx GTL 34 тыс. бар/день продукции GTL
- Marathon Oil Corp. 120 тыс. бар/день продукции GTL
- Sasol Chevron 120 тыс. бар/день продукции GTL
- ExxonMobil 150 тыс. бар/день продукции GTL
- ConocoPhillips 80 тыс. бар/день продукции GTL
- Pearl GTL 140 тыс.бар/день продукции GTL
Видео о строительстве этих объектов во всех деталях показывают грандиозность задуманного, можно посмотреть, например, здесь, здесь и здесь.
Лицензиаров Фишера – Тропша я насчитал ровно 14, как для кобальтового катализатора, так и для железного, с низкими и высокими температурами процесса, к этим 14 надо добавить и три наиболее известные компании РФ: «Энергосинтоп-Инжиниринг», «Газохим Техно» и «Инфра Технологии».
Все без исключения эти 14+3, конечно же, посещали с предложениями российское «Национальное Достояние», а также «Башнефть», ЛУКОЙЛ, НОВАТЭК, СИБУР, но без видимых результатов. Почему же в Катаре перерабатывать газ по этой технологии выгодно, а в России не очень, я ответить не могу. И буду очень признателен, если кто-то приоткроет завесу тайны.
Но не все потеряно: есть проекты в Оренбургской области и в Кахастане, и это совершенно реальные проекты FT-LTCo. Первый ориентирован на мощность 30 млн м3 природного газа в год с последующим тиражированием, второй – на 300 млн м3 газа в год. Конечно же, нельзя забывать и Узбекистан с проектом Uzbekistan GTL, где парнерами выступают «Узбекнефтегаз», Sasol и Petronas. В рамках проекта ведется строительство комплекса Фишера-Тропша на 3,5 млрд. м3 природного газа в год или порядка 10 млн бар. жидкой продукции в год. Это уже мощности Катара, это серьезно. Как относится к проектам «Роснефти» на Братском газоконденсатном месторождении в Иркутской области мощностью 200-400 млн м3 природного газа, не знаю, у Роснефти много проектов, например ВНХК.
Материальный баланс FT-LTCo с риформингом SMR (для примера, в случае с ATR или POX он несколько другой) приводится в таблице.
|
Материальный баланс для процесса FT с риформингом SMR (с рециркуляцией СО2) |
|
|
Сырье: |
% |
|
Природный газ |
35,01 |
|
Водяной пар |
64,99 |
|
Итого: |
100 |
|
Получено: |
% |
|
Углеводороды, в основном С2, от FT-LT |
2,05 |
|
Газы в топливную сеть, включая инерты от SMR |
12,68 |
|
Углеводороды С3, С4 |
1,23 |
|
Нафта парафинистая |
4,92 |
|
Дизельная фракция |
4,10 |
|
Жидкие парафины С19-С35 |
7,90 |
|
Твердые парафины С35+ |
6,28 |
|
Вода с углеводородами (не оксигенаты) от FT-LT |
35,10 |
|
Вода с оксигенатами FT-LT |
1,02 |
|
Вода от SMR |
24,74 |
|
Итого: |
100 |
Баланс показан без гидрокрекинга и изомеризации получающихся углеводородных фракций, так как процессы эти опциональны. Но что наиболее важно, в балансе для наглядности не исключены все балласты, такие как вода и инерты. И количество балласта, как видно из таблицы, очень значительно. Но если эти установки строятся, причем огромного масштаба, как это показано на примере Катара, следовательно, не все так грустно. Капитальные затраты (лицензия, оборудование, проект и стройка) на стадию FT-LTCo составляют 20-40% от всей стоимости проекта. Гидрокрекинг и изомеризация – еще 25-35%. Различия в цене между лицензиарами технологии очень значительны.
Что получается в итоге? Риформинг составляет 40-65% общих инвестиций, блок FT-LTCo 20-40%, опциональные (вторичные) установки гидрокрекинга и изомеризации 25-35%. В удельных затратах с учетом ОЗХ это составляет около $900-1500 на 1 тонну переработки природного газа. Как следует из этих цифр, есть место для оптимизации затрат при управлении проектами.
Несколько слов об интеграции процесса FT-LTCo с другими направлениями переработки углеводородов. Мысль наиболее точно отражена в одном из отчетов для канадской Альберты:
- FT-LTCo может выступать поставщиком С2-С4 и нафты для пиролиза, а также парафинов для производства жирных кислот, спиртов и иных направлений тяжелого органического синтеза
- FT-LTCo очень удобен при наличии сухого природного с содержанием метана не менее 80%, а также НПЗ, что позволяет включать С3-С4 в состав производимых заводом LPG, легкую нафту через изомеризацию – в состав товарного бензина, парафины – в сырье гидрокрекинга (наряду с сырьем от НПЗ), а ультраобессеренный дизель с высоким цетановым числом улучшит блендинг товарного дизеля НПЗ, в особенности если в блендинге преобладает дизель от вторичных процессов, говора иначе, если завод работает на тяжелых нефтях.
Экономические расчеты второго варианта, то есть тандема НПЗ – FT-LTCo показали значительную эффективность, даже более высокую, чем при традиционной комбинации FT-LTCo – нефтехимия.
Метанол (диметиловый эфир) – бензин (MTG, DTG).
Процессу получения бензина через метанол MTG исполняется 30 лет, но только в последние 10-15 лет эта технология стала приобретать реальные коммерческие черты. На сегодняшний день интерес к технологии MTG объясняется не только улучшенным катализатором второго поколения, который позволяет получить бензин с ИОЧ до 95 и качеством Евро-5, но и доступным ценами лицензий на процесс благодаря конкуренции на рынке технологии.
Лицензиаров процессов MTG, DTG всего четыре. Стоит обратить внимание, что здесь речь идет исключительно о процессе метанол/ДМЭ-в-бензин, а не о процессах метанол/ДМЭ-в-олефины и конверсии олефинов в дизель.
Распределение капитальных затрат между стадиями процесса MTG/DTG имеет следующую структуру:
- Риформинг природного газа (SMR, ATR, POX) 45-55%
- Метанол (ДМЭ) из синтез-газа 20-25%
- Метанол (ДМЭ) в бензин 35-40% (с учетом изомеризации)
Удельные затраты значительно меньше чем на FT-LTCo, и составляют порядка $350-550 на тонну переработки природного газа, без учета затрат на ОЗХ, которые составляют от 10% до 30%. Дополнительным фактором удорожания проекта является законодательство страны строительства в отношении обращения с метанолом и его остаточного наличия в сточных и циркуляционных водах.
Что касается практики внедрения этого процесса, оказалось, что он распространен очень широко. На проектируемые, строящиеся, а также уже работающие заводы MTG/DTG набралось 23 ссылки по 35 объектам, и это без учета таких регионов, как Австралия, Персидский залив, Англия, Иран, Ирак, Индия. Интересно, что небольшие мощности на 50 – 100 тыс. тонн бензина в год совсем не редкость, а полная линейка имеющихся мощностей впечатляет: от 50 до 750 тыс. тонн в год. Материальный баланс процесса приведен в таблице опять-таки для примера с риформингом SMR.
|
Материальный баланс для процесса MTG с риформингом SMR (с рециркуляцией СО2) |
|
|
Сырье: |
% |
|
Природный газ |
35,01 |
|
Водяной пар |
64,99 |
|
Итого: |
100 |
|
Получено |
% |
|
Углеводороды С1,С2 от MTG |
0,62 |
|
Углеводороды С1,С2,С3 от изомеризации тяжелого бензина |
0,05 |
|
Углеводороды С3,С4 от MTG |
3,07 |
|
Газы в топливную сеть, включая инерты от SMR |
7,02 |
|
Газы в топливную сеть, включая инерты от синтеза метанола |
4,55 |
|
Бензиновая фракция легкая, на блендинг |
22,74 |
|
Бензин изомеризат тяжелого бензина, на блендинг |
0,59 |
|
Вода от SMR |
24,74 |
|
Вода от синтеза метанола |
2,28 |
|
Вода с углеводородами от MTG |
34,37 |
|
Итого: |
100,00 |
Баланс показан с изомеризацией тяжелого бензина, хотя этот процесс является опциональным, но что наиболее важно, в балансе опять не исключены балласты.
Для удобства сравнения балансов FT-LTCo и MTG сырье (природный газ) взято в равных количествах по 500 млн м3/год, содержание метана в обоих случаях около 95%, и «голова» процессов, конечно же тоже принята одинаковая (риформинг SMR с рециркуляцией СО2). Интересно, что в случае FT-LTCo количество товарной продукции, то есть ультраобессеренного дизеля составляет 4-5% и 1-2% LPG от количества суммарного сырья (газ+водяной пар на риформинг), а в случае MTG количество товарной продукции, то есть бензина с ОЧ 92 Класса 5 составляет 22-23% и 3-4% LPG от количества суммарного сырья.
Конечно, можно говорить, что парафинистая нафта и парафины – это тоже продукция. Однако я под товарной продукцией имею в виду только то, что можно продавать, как соответствующее регламентам на топлива и РФ и ЕС, а не полуфабрикаты, требующие дальнейших переделов.
В любом случае сравнивать между собой FT-LTCo и MTG бессмысленно, так как применимость первого процесса описана мною достаточно детально (имеется в виду, что процесс для полноты экономического эффекта требует интеграции с «классической» нефтепереработкой с гидрокрекингом), ну а второй процесс – это акцентированное получение автомобильного бензина-92 (который полностью отвечает требованиям Класса 5) и перевод его в бензин-95 с использованием МТБЭ, ТАМЭ и других разрешенных добавок. В этом случае, при достижении октана 95, бензин отвечает не только российскому Классу 5, но и стандарту Е-5.
В заключение еще несколько цифр. При мощности по товарному бензину 150 тыс тонн в год удельные операционные затраты на 1 тонну бензина составляют $250-300 или $100-150 на тонну природного газа с содержанием метана около 95% по цене $120-125 за 1000 м3 из трубопровода «Национального достояния». Капитальные затраты вы имеете, удельные затраты указаны, сколько получается недисконтированный срок окупаемости MTG при указанной мощности? Правильно 4 года, а в случае европейских цен, допустим $355 за 1000м3, окупаемость, к сожалению, не наступит никогда.