6 октября 2011 года / 19:57
Одним из вариантов борьбы с энергетическим кризисом является промышленное производство энергоресурсов и топлива. Смогут ли синтетические энергоресурсы стать реальной заменой природным ископаемым, а также что можно считать синтетическим сырьем, постараемся проанализировать.
Можно выделить следующие критерии выбора технологий производства, которые в совокупности оцениваются на этапе инициации проектной программы: качество готового продукта, потенциальная способность продукта стать товаром-заменителем для природных энергоресурсов, предполагаемый объем производства, капиталоемкость, массовая доля производства и его влияние на макрорынок энергоресурсов, экономическая эффективность и прибыль, время для реализации проекта.
В настоящий момент можно специфицировать ряд ограничений, которые могут иметь значительное влияние на процесс внедрения будущих проектов, связанных с производством синтетической нефти. По оценкам ведущего энергетического оператора British Petroleum, при сохранении объема добычи из доказанных месторождений запасов нефти в России хватит на 21 год. Таким образом, все действия по поиску товаров-заменителей для природной нефти имеют жесткое временное ограничение — не более 20 лет. В рамках жесткого временного ограничения также нужно учитывать недостаточную отечественную научно-техническую базу в вопросах производства синтетических нефтепродуктов, а также ограниченный финансовый бюджет. Ограничение по финансам связано, скорее, не с малым объемом инвестиционных средств, а сложностью проектной программы, которая в совокупности требует грандиозных капитальных вложений необходимыхв ограниченные сроки.
В качестве продуктивных технологий производства синтетической нефти, которые уже прошли частичную или полную промышленную апробацию, можно выделить следующие: производство синтетической нефти из экстра-тяжелого нефтяного сырья, технологии, основанные на химическом процессе Фишера-Тропша — «газ в жидкость» (GTL, gas-to-liquid), «уголь в жидкость» (CTL, coal-to-liquid), «биомасса в жидкость»(BTL, biomass-to-liquid).
Безусловно, что использование различного сырья для производства синтетической нефти будет подразумевать неоднородный состав готового продукта, различное применение и рыночную стоимость. Разный химический состав добываемой нефти также характерен для естественных месторождений. Содержание примесей и химических соединений в нефти различных нефтяных бассейнах варьируется в широких пределах.
Существует общепринятая классификация товарной нефти. Наиболее дорогой считается легкая нефть с малым содержанием серы и эталонным содержанием дистиллируемых фракций, парафинов, хлористых солей. К маркерным сортам нефти, которыми торгуют на бирже, относятся: сорт Brent, добываемый в Северном море, для Лондонской биржи; WTI (West Texas Intermediate) для биржи NYMEX в Нью-Йорке; Tapis для биржи в Сингапуре. Остальные сорта нефти выставляются на продажу по цене с дисконтом или надбавкой по отношению к биржевым ценам эталонных сортов.
Под понятием синтетической нефти (СН), применяемой в канадской терминологии перегонки нефтяного песка в товарный сорт нефти, подразумевается облегченная, маловязкая, без недистиллируемых остатков нефть, полученная в результате облагораживания тяжелой нефти, из которой выделены тяжелые остатки. Также в канадской терминологии имеется понятие полусинтетической нефти (ПСН), ПСН — маловязкая, облегченная, с недистиллируемыми остатками, производство исключает фазу выделения тяжелых остатков. Позднее термин синтетической нефти стал применяться относительно продуктов переработки газа, угля и биомассы в технологиях GTL, CTL, BTL.
При производстве синтетической нефти нужно обеспечивать основные показатели качества близкие к показателям высококачественной товарной нефти, в частности в синтетической нефти помимо низкой плотности и серосодержания важно содержание дистиллируемых фракций, которые также будут обеспечивать нефтепродукту коммерческий потенциал.
Синтетическая нефть — это высококачественные нефтепродукты премиум-класса. Такая нефть требует минимальной переработки и максимально приближена по свойствам маркерных сортов, а часто и превосходит их. Если рассматривать экспортную стратегию РФ, то не сложно прийти к выводу, что Россия экспортирует преимущественно сырье для нефтеперерабатывающих заводов. В рамках энергетического дефицита целесообразно проанализировать эффективность макроэкономической стратегии, возможно, низкокачественные сорта нефти, которые имеются в достаточных объемах, требуют предварительной переработки с целью повышения экспортного качества.
Доказанные объемы нефти в России на сегодняшний день включают месторождения легких и среднетяжелых сортов нефти, также имеются месторождения тяжелых сортов. В общем, на территории РФ находится 71,23% нефти высокого качества, а 28,77% — нефти низкого качества, преимущественно тяжелой и высокосернистой. Например, экспортная нефтяная смесь Urals получается при смешивании в трубопроводе сорта Siberian Light и тяжелой нефти с высоким содержанием серы, добываемой в Волго-Уральском регионе. Спрос на сорт Urals в основном формируют азиатские нефтеперерабатывающие заводы, а также страны СНГ, которые покупают более дешевое сырье с низким уровнем сульфаризации.
Зонирование нефтедобывающих провинций Евразии по показателю качества нефти
В связи со снижением объемов запасов нефти по всему миру, внимание стали привлекать месторождения тяжелой и экстра-тяжелой нефти. По оценке специалистов, объемы нетрадиционных нефтяных ресурсов — экстра-тяжелой нефти, значительно превышают мировые запасы легкой и среднетяжелой нефти. Огромные месторождения нетрадиционного нефтяного сырья — нефтяных песков, находятся в провинции Альберта (Канада), а также в пустыне Ориноко в Венесуэле. Доказанные запасы нефти в нефтяном песке Канады и Венесуэлы по имеющимся прогнозам имеют колоссальные объемы — 3,7 трлн. баррелей (500 млрд. т).
Разработка нефтяных песков в провинции Альберта, Канада
Нефтяной песок представляет собой смесь песка, воды и битума, его впервые обнаружили еще индейцы. Долгое время нефтеносный песок пытались химически разложить на составляющие, это удалось только в 1920 году гениальному химику-самоучке К. Кларку из г. Эдмонтон (Альберта, Канада). Технология разделения нефтяного песка на нефть и песок достаточно проста: нефтеносный песок добавляется в теплую воду с каустической содой и пропускается через барабан подобный стиральной машине. Себестоимость производства нефти из нефтеносного песка достаточно дорогая и составляет около 30 долларов за баррель, но вполне окупаемая при высоких ценах на нефть и её дефиците.
Российские нефтяные резервы, 2005
Диаграмма битумных запасов
Масштабная разведка нетрадиционных нефтяных запасов в России не проводилась, доказанных запасов битуминозной нефти в РФ не существует. При оценке объемов запасов пока можно опираться только на результаты аудита национальных ресурсов РФ основными нефтяными операторами — British Petroleum (BP) и OGJ.
По данным BP и OGJ объем российских запасов технически-доступной нефти составляет: 13,4 млрд. баррелей (1,8 млрд. т) тяжелой нефти, 33,7 млрд. баррелей (4,5 млрд. т) нефти в битумных песках. Также отмечается, что только 14% (33,7 млрд. баррелей или 4,5 млрд. т) месторождений битумного песка является технически-доступным. Кроме того, на территории России имеются месторождения битумного песка эквивалентного 212 млрд. баррелям (28,53 млрд. т) нефти, но эти запасы на сегодняшний день относят к технически-недоступным. Общий объем битуминозных песков в России по оценкам операторов составляет 245 млрд. баррелей (около 33 млрд. тонн).
Большая часть битуминозных месторождений и месторождений тяжелой нефти в России требует применения эффективных технологий глубинной добычи. За последние годы Россия начала использовать новые методы добычи тяжелой нефти, в частности применен метод парового дренажа –Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD). Однако применение SAGD при добыче тяжелой нефти является единичным случаем и не меняет общей сложной технологической картины, имеющей место в РФ. На сегодняшний день основные технологические инвестиции России были ориентированы на классическую нефтедобычу, а также добычу в арктических условиях. Во времена СССР в небольшом количестве продвигались технологии для переработки тяжелого и экстра-тяжелого нефтяного сырья, но в настоящий момент имеющихся в России технологий недостаточно даже для облагораживания низкокачественной товарной нефти.
Труднодоступные и на сегодняшний день технически не восстанавливаемые битумы РФ находятся в основном в алмазоносном и золотоносном Лено-Анабарском междуречье, расположенном в отдаленной части Восточной Сибири. Предполагаемый объем запас нефти месторождения составляет 212 млрд. баррелей (около 28,5 млрд. тонн). В настоящее время разработка этих месторождений является технически нереализуемой задачей из-за полного отсутствия инфраструктуры в этом регионе. Однакодобыча нефти из месторождений в Лено-Анабарском бассейне может рассматриваться в комплексе с добычей золота и алмазов. Здесь следует подчеркнуть, что развитие новых технологий глубинной добычи нефтяного песка в Лено-Анабарском регионе может позволить вывести технически-недоступные запасы экстра-тяжелой нефти в разряд доказанных объемов РФ, это может значительно изменить общую мировую картину нефтяных запасов.
Для технически-доступной тяжелой нефти Волго-Уральского бассейна актуально применение технологии «облагораживания» с целью повышения её экспортного потенциала. Очевидно, чем выше плотность сырья, тем дороже технология. Переработка тяжелой нефти позволяет получить высококачественные нефтепродукты с низкой удельной плотностью и сернистостью. Экономически целесообразно повысить качество тяжелой и кислой нефти Волго-Уральского бассейна, а не смешивать ее с высококачественным сортом Siberian Light для получения экспортной смеси Urals.
Технология переработки эстра-тяжелой нефти в облегченные синтетические продукты основана на комбинировании традиционных технологий, применяемых на НПЗ: коксовании, гидроочистке, удалении серы, гидрокрекинге и производстве водорода. В последние годы технология усовершенствована за счет производственных процессов: висбрекинга, деасфальтизации, гидрокрекинга остатков, гидроочистки газойлей, газификации тяжелой нефти.
Малосернистую высококачественную нефть без недистилируемых остатков получают путем переработки тяжелых остатков нефти, гидрокрекинга и коксования наряду с гидроочисткой фракций. Малое количество серы обеспечивается за счет гидроочистки. Объем производства полноценной синтетической нефти составит 50-80% от объема входного сырья, для полусинтетической — 75-90%.
В настоящий момент отсутствуют оптимальные технологические решения, которые позволят снизить капиталовложения и себестоимость будущей российской синтетической нефти, полученной в результате переработки тяжелых сортов. В ближайшей перспективе не представляется возможным самостоятельная разработка российскими компаниями месторождений экстра-тяжелой нефти. Для разработки битуминозных песков на территории России следует привлекать крупные энергетические компании, имеющие опыт в данном направлении.
Для России переработка угля и газа в высококачественные нефтепродукты является актуальной задачей, которая, по крайней мере, требует внимания и проведения тщательных расчетов. Переработка газа и угля в синтетическую нефть наиболее целесообразна. Во-первых, синтетическая нефть может вывести газ РФ на принципиально новый уровень коммерческого предложения, во-вторых, Россия имеет крупные месторождения угля, который может успешно перерабатываться в нефтепродукты премиум-класса с последующим экспортом в Европу.
Технологии производства синтетической нефти из угля активно развиваются компанией Sasol в ЮАР. Метод химического сжижения угля к состоянию пиролизного топлива был использован еще в Германии во время Великой Отечественной войны. Немецкая установка уже к концу войны производила 100 тыс. баррелей (0,1346 тыс. т) синтетической нефти в день. Использование угля для производства синтетической нефти целесообразно из-за близкого химического состава природного сырья. Содержание водорода в нефти составляет 15%, а в угле — 8%. При определенных температурных режимах и насыщении угля водородом, уголь в значительном объеме переходит в жидкое состояние. Гидрогенизация угля увеличивается при введении катализаторов: молибдена, железа, олова, никеля, алюминия и др. Предварительная газификация угля с введением катализатора позволяет выделять различные фракции синтетического топлива и использовать для дальнейшей переработки.
Sasol на своих производствах применяет две технологии: «уголь в жидкость» — CTL (coal-to-liquid) и «газ в жидкость» — GTL (gas-to-liquid). Использовав свой первый опыт в Южной Африке во времена Апартеида и обеспечив частичную энергетическую независимость стране даже во времена экономической блокады, компания Sasol в настоящий момент развивает производства синтетической нефти во многих странах мира, заявлено о строительстве заводов синтетической нефти в Китае, Австралии и США. Первый завод Sasol построен в промышленном городе ЮАР Сасолбург, первым заводом по производству синтетической нефти промышленных масштабах стал Oryx GTL в Катаре в городе Рас-Лаффан, также компания запустила в эксплуатацию завод Secunda CTL в ЮАР, участвовала в проектировании завода Escravos GTL в Нигерии совместно с Chevron. Капиталоемкость проекта Escravos GTL составляет 8,4 млрд. долларов, результирующая мощность завода составит 120 тыс. баррелей синтетической нефти в день, старт проекта — 2003 год, планируемая дата запуска в эксплуатацию — 2013 год.
Строительство Pearl GTL в Катаре
Для производства топлива по технологии «газ в жидкость» может быть использован газ любого происхождения, это делает GTL наиболее перспективной технологией для России, а синтетическое GTL-топливо более прогрессивным относительно эффективности производства. Технология GTL предусматривает три фазы производства: производство синтез-газа путем химического синтеза методом Фишера-Тропша кислорода с углеродом, преобразование синтез-газа в сырую нефть синтетического происхождения, очистку синтетических продуктов.
Если рассматривать зарубежный опыт, то новый завод Pearl GTL запущен в 2011 году в Катаре, оператором данного проекта выступает компания Royal Dutch Shell. Мощность нового завода составляет 140 тыс. баррелей GTL-продуктов и 120 тыс. баррелей сжиженного газа в сутки, финальная стоимость проекта составила 24 млрд. долларов. На новом производстве применяется новая усовершенствованная GTL-технология, называющаяся SMDS — «средние дистилляторы синтеза».
Технология GTL подразумевает производство легкой высококачественной нефти с низким содержанием серы. Хотя сера обязательно должна присутствовать в топливе, потому что она обеспечивает маслянистость. Выведение серы из химического состава GTL-продуктов способствует накоплению её запасов на территории предприятия. Для эффективного использования этих запасов компания Shell разработала специальную технологию Sulphur thiogro для производства серосодержащих веществ. В результате были предложены высококачественные обогатительные смеси для удобрений, применяемых для почв с дефицитом серы. Такие удобрения повышают доходность аграрного сектора в районах с дефицитом серы на 17%.
Применение GTL-топлива в качестве добавки к обычному топливу предполагает снижение выбросов в атмосферу: выброс угарного газапо сравнению с обычным дизелем сокращается на 91%, углеводородов — на 63%, твердых частиц — на 26%, оксидов азота — на 6%. На заводе Pearl GTL компания Shell намерена производить различные синтетические углеводороды, которые будут широко применимы на рынке. Это связано с растущим спросом на высококачественное топливо и промышленные газы. Например, сжиженный газ (LPG), полученный по технологии GTL, не содержит примеси тяжелых металлов и серы.
Технология BTL применима для переработки сортированных отходов агропредприятий, заводов по переработке масса, лесозаготовительных и перерабатывающих предприятий, а также для утилизации сортированных синтетических отходов — моторного масла кораблей, автопокрышек и прочего. В настоящий момент пока не найдено решение для переработки в синтетическую нефть несортированного мусора, хотя технологически это достижимо.
Эффективность технологий переработки отходов взаимосвязана с разным содержанием углеводорода в исходном сырье, но в современных условиях технология переработки отходов в синтетическую нефть очень актуальна. Приведем высказывание Роберта Брауна, возглавляющего Программу биовозобновляемых ресурсов университета штата Айовы. По его мнению, производство в США синтетической нефти из древесных и растительных отходов, которые имеются в достаточном объеме и в настоящее время сжигаются, может достигнуть объема 1/3 национального потребления нефти. В данном случае подразумевается переработка стружки, древесной коры, опилок, стеблей. В рамках применяемых технологий вся масса отходов используется только для частичного производства электроэнергии с минимальным КПД.
Для примера можно также отметить, что из одной тонны покрышек путем переработки получается около 350-380 литров синтетической нефти. Синтетическая нефть подобного происхождения может стать сырьем для производства высококачественного бензина или дизеля.
Прежде всего, целесообразно проанализировать возможность повышения качества товарной нефти в Волго-Уральском бассейне. Экономическая ситуация, связанная с переизбытком полезных ископаемых в РФ, уже постепенно уходит в прошлое, поэтому будет целесообразно внедрение технологий, способствующих частичной или полной замене стратегии «экспорта сырья» на стратегию «экспорта готового продукта», таким образом, активизировав процессы, связанные с сырьевой переработкой в РФ. В настоящий момент необходимо пересмотреть основные аспекты экспортной стратегии РФ относительно нефти и других энергоресурсов. Очевидно, существуют некоторые резервы, которые позволят увеличить экономическую выгоду российского экспорта за счет внедрения новых технологий.
Переработка тяжелой и кислой нефти Волго-Уральского бассейна может стать первым шагом в активизации действий, связанных с переработкой нетрадиционного нефтяного сырья — российских нефтяных песков, основные месторождения которых находятся в Волго-Уральском бассейне и Лено-Анабарском междуречье.
Сложность разработки нефтяных песков в Волго-Уральском бассейне связана со сложностью добычи экстра-тяжелой нефти с больших глубин. В Канаде уже существуют первые попытки внедрения промышленных технологий по глубинной добыче песка. Речь идет об использовании атомной энергии для подъема песка на поверхность. Такой проект разрабатывается компанией Energy Alberta на базе атомных реакторов компании Atomic Energy of Canada, прогнозируемая стоимость проекта — 4 млрд. долларов, предполагаемый запуск в эксплуатацию — 2016 год. «Атомные» технологии добычи песка позволяют сократить объем расхода газа, используемого в производстве нефти из нефтяного песка, примерно на 7,4 млн. м3 газа в день, а, соответственно, исключить выброс парниковых газов в атмосферу.
Разработка нефтяного песка в Лено-Анабарском междуречье значительно усложнена из-за отсутствия какой-либо инфраструктуры в отдаленных районах Восточной Сибири. С другой стороны, этот регион обладает высоким экономическим потенциалом с точки зрения добычи золота и алмазов. Мультифакторный экономический подход позволит найти необходимые резервы для оптимизации стратегии переработки экстра-тяжелой нефти в этом регионе.
Отметим, что производство синтетических премиум-продуктов на базе технологий GTL, CTL, BTL в РФ сдерживается только из-за отсутствия необходимых финансовых вложений. Безусловно, наиболее актуальной в краткосрочной перспективе является технология GTL, которая предполагает переработку российского газа, имеющегося в достаточных количествах, в высококачественную синтетическую нефть, включая сопутствующий газ на нефтяных месторождениях, который в данный момент сжигается. Эффективность GTL-проектов будет несколько снижена за счет производства в отдаленных районах и существенных затрат на транспортировку, но данный подход все равно требует детального анализа, так как позволит создать баланс между энергетическими технологиями, которые обусловят энергетическую независимость России в долгосрочной перспективе. При разработке проектов нужно учитывать, что строительство завода GTL занимает в среднем 10 лет и требует от 8 до 24 млрд. долларов капиталовложений при условии участия в проекте крупного оператора со значительным опытом GTL-производства.
Очевидно, необходимо рассматривать технологии производства синтетической нефти в России в комплексе и находить оптимальный баланс между капиталовложениями и экономической выгодой для создания эффективной экспортной стратегии в будущих периодах. Первичный анализ позволяет сделать вывод о наличии значительных «энергетических» резервов РФ в отношении переработки нетрадиционного нефтяного сырья, что может оказать существенное влияние на изменение структуры экспорта энергоносителей.
Еще совсем недавно энергетический кризис казался невероятным, но сейчас уже близится тот момент, когда человечество столкнется с жесточайшей нехваткой энергоресурсов. Стремительный технологический рост человеческой цивилизации спровоцировал интенсификацию производства, а, соответственно, интенсивное использование полезных ископаемых.
Новый завод Pearl GTL по производству синтетической нефти в Катаре
В настоящее время статистические данные, отражающие объемыдоступных запасов нефти в доказанных месторождениях, в краткосрочной перспективе малоутешительны. Вряд ли можно себя успокаивать, что в ближайшие годычеловечество найдет новые ресурсы, которые заменят природные полезные ископаемые. Энергетический кризис с одной стороны неминуем, но еще есть возможность смягчить последствия.Одним из вариантов борьбы с энергетическим кризисом является промышленное производство энергоресурсов и топлива. Смогут ли синтетические энергоресурсы стать реальной заменой природным ископаемым, а также что можно считать синтетическим сырьем, постараемся проанализировать.
Экономические предпосылки для производства синтетической нефти в России
Снижение объемов доступных месторождений нефти заставляет искать ей альтернативу. В частности речь идет о производстве синтетической нефти, технологиях, проблемах и перспективах. В настоящее время производство синтетических нефтепродуктов имеет большой экономический потенциал, в зависимости от выбранной технологии каждое направление производства предполагает разные показатели эффективности, но все проекты по производству синтетических нефтепродуктов без исключения требуют крупных капитальных вложений. При выборе направления производства синтетической нефти нужно рассматривать технологии, основанные на использовании различной сырьевой базы, с целью поиска наиболее оптимальных экономических параметров.Можно выделить следующие критерии выбора технологий производства, которые в совокупности оцениваются на этапе инициации проектной программы: качество готового продукта, потенциальная способность продукта стать товаром-заменителем для природных энергоресурсов, предполагаемый объем производства, капиталоемкость, массовая доля производства и его влияние на макрорынок энергоресурсов, экономическая эффективность и прибыль, время для реализации проекта.
В настоящий момент можно специфицировать ряд ограничений, которые могут иметь значительное влияние на процесс внедрения будущих проектов, связанных с производством синтетической нефти. По оценкам ведущего энергетического оператора British Petroleum, при сохранении объема добычи из доказанных месторождений запасов нефти в России хватит на 21 год. Таким образом, все действия по поиску товаров-заменителей для природной нефти имеют жесткое временное ограничение — не более 20 лет. В рамках жесткого временного ограничения также нужно учитывать недостаточную отечественную научно-техническую базу в вопросах производства синтетических нефтепродуктов, а также ограниченный финансовый бюджет. Ограничение по финансам связано, скорее, не с малым объемом инвестиционных средств, а сложностью проектной программы, которая в совокупности требует грандиозных капитальных вложений необходимыхв ограниченные сроки.
В качестве продуктивных технологий производства синтетической нефти, которые уже прошли частичную или полную промышленную апробацию, можно выделить следующие: производство синтетической нефти из экстра-тяжелого нефтяного сырья, технологии, основанные на химическом процессе Фишера-Тропша — «газ в жидкость» (GTL, gas-to-liquid), «уголь в жидкость» (CTL, coal-to-liquid), «биомасса в жидкость»(BTL, biomass-to-liquid).
Безусловно, что использование различного сырья для производства синтетической нефти будет подразумевать неоднородный состав готового продукта, различное применение и рыночную стоимость. Разный химический состав добываемой нефти также характерен для естественных месторождений. Содержание примесей и химических соединений в нефти различных нефтяных бассейнах варьируется в широких пределах.
Существует общепринятая классификация товарной нефти. Наиболее дорогой считается легкая нефть с малым содержанием серы и эталонным содержанием дистиллируемых фракций, парафинов, хлористых солей. К маркерным сортам нефти, которыми торгуют на бирже, относятся: сорт Brent, добываемый в Северном море, для Лондонской биржи; WTI (West Texas Intermediate) для биржи NYMEX в Нью-Йорке; Tapis для биржи в Сингапуре. Остальные сорта нефти выставляются на продажу по цене с дисконтом или надбавкой по отношению к биржевым ценам эталонных сортов.
| Показатели качества нефти (российская классификация) | ||||
|---|---|---|---|---|
| Наименование показателя | Норма для типа | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | |
| Плотность - P, г/м3, не более | 0,850 | 0,870 | 0,890 | 0,895 |
| Выход объемных фракций, %, не менее | ||||
| при до t=2000C | ≥ 25 | ≥ 21 | ≥ 21 | ≥ 19 |
| при до t=3000C | ≥ 45 | ≥ 43 | ≥ 41 | ≥ 35 |
| при до t=3500C | ≥ 55 | ≥ 53 | ≥ 50 | ≥ 48 |
| Содержаниесеры - S, %, не более | ≥ 0,6 | ≥ 1,8 | ≥ 2,5 | ≥ 3,5 |
| Основные показатели качества на эталонные и котирующиеся сорта легкой нефти | ||
|---|---|---|
| Сорт нефти | Плотность — P, г/м3 | Содержаниесеры — S, % |
| Brent | 0,825-0,828 | 0,37 |
| WTI | 0,827 | 0,4-0,5 |
| Tapis | 0,65-1,05 | 0,1 |
| ArabLight | 0,850 | 1,9-2,9 |
| SiberianLight | 0,800-0,839 | 0,57 |
При производстве синтетической нефти нужно обеспечивать основные показатели качества близкие к показателям высококачественной товарной нефти, в частности в синтетической нефти помимо низкой плотности и серосодержания важно содержание дистиллируемых фракций, которые также будут обеспечивать нефтепродукту коммерческий потенциал.
| Показатели качества нефти маркерного сорта и синтетической нефти, полученной в результате перегонки тяжелых сортов нефти | ||||
|---|---|---|---|---|
| Наименование | Единицы измерения | ПСН | СН | Brent |
| Плотность | oAPI | ≤ 27 | ≥ 47 | ≤ 38 |
| г/м3 | ≥ 0,890 | ≤ 0,870 | ≤ 0,830 | |
| Содержание фракций | НК-1800С, % | 0-30 | 18-25 | 38 |
| 180-3600С, % | 10-20 | 35-50 | 30 | |
| 350-5000С, % | 15-25 | 20-45 | 20 | |
| более 5000С, % | 30-45 | 0 | 12 | |
| Содержание серы | % | ≤ 3 | ≤ 0,9 | ≤ 0,3 |
Доказанные объемы нефти в России на сегодняшний день включают месторождения легких и среднетяжелых сортов нефти, также имеются месторождения тяжелых сортов. В общем, на территории РФ находится 71,23% нефти высокого качества, а 28,77% — нефти низкого качества, преимущественно тяжелой и высокосернистой. Например, экспортная нефтяная смесь Urals получается при смешивании в трубопроводе сорта Siberian Light и тяжелой нефти с высоким содержанием серы, добываемой в Волго-Уральском регионе. Спрос на сорт Urals в основном формируют азиатские нефтеперерабатывающие заводы, а также страны СНГ, которые покупают более дешевое сырье с низким уровнем сульфаризации.
Зонирование нефтедобывающих провинций Евразии по показателю качества нефти
Нетрадиционные источники нефтяного сырья
Основная часть российских месторождений тяжелой и высокосернистой нефти находится в Волго-Уральском регионе, также низкокачественная нефть имеется в Западной Сибири. Российская классификация предполагает наличие пяти типов нефти, включая тяжелые с плотностью свыше 0,870 г/м3, а также битуминозные нефти с плотностью более 0,895 г/м3. Крупные запасы битуминозных песков обнаружены в Волго-Уральском бассейне и Восточной Сибири.В связи со снижением объемов запасов нефти по всему миру, внимание стали привлекать месторождения тяжелой и экстра-тяжелой нефти. По оценке специалистов, объемы нетрадиционных нефтяных ресурсов — экстра-тяжелой нефти, значительно превышают мировые запасы легкой и среднетяжелой нефти. Огромные месторождения нетрадиционного нефтяного сырья — нефтяных песков, находятся в провинции Альберта (Канада), а также в пустыне Ориноко в Венесуэле. Доказанные запасы нефти в нефтяном песке Канады и Венесуэлы по имеющимся прогнозам имеют колоссальные объемы — 3,7 трлн. баррелей (500 млрд. т).
Разработка нефтяных песков в провинции Альберта, Канада
Российские нефтяные резервы, 2005
Диаграмма битумных запасов
По данным BP и OGJ объем российских запасов технически-доступной нефти составляет: 13,4 млрд. баррелей (1,8 млрд. т) тяжелой нефти, 33,7 млрд. баррелей (4,5 млрд. т) нефти в битумных песках. Также отмечается, что только 14% (33,7 млрд. баррелей или 4,5 млрд. т) месторождений битумного песка является технически-доступным. Кроме того, на территории России имеются месторождения битумного песка эквивалентного 212 млрд. баррелям (28,53 млрд. т) нефти, но эти запасы на сегодняшний день относят к технически-недоступным. Общий объем битуминозных песков в России по оценкам операторов составляет 245 млрд. баррелей (около 33 млрд. тонн).
Российские запасы тяжелой нефти и ее переработка
Основные запасы тяжелого и кислого нефтяного сырья сосредоточены в Волго-Уральском бассейне, здесь же расположены месторождения битумов. Легко-извлекаемые нефтяные пески Melekess Волго-Уральского бассейна могут вполне стать частью доказанных нефтяных объемов России. Общая площадь Арланского месторождения составляет 460 км2, присутствуют тяжелые нефти (плотность 0,88-0,89 г/см³, содержание серы 2,4-3,6 %.) и битуминозные пески. Общая глубина вскрытого нефтеносного осадочного покрова составляет 3000 м.Большая часть битуминозных месторождений и месторождений тяжелой нефти в России требует применения эффективных технологий глубинной добычи. За последние годы Россия начала использовать новые методы добычи тяжелой нефти, в частности применен метод парового дренажа –Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD). Однако применение SAGD при добыче тяжелой нефти является единичным случаем и не меняет общей сложной технологической картины, имеющей место в РФ. На сегодняшний день основные технологические инвестиции России были ориентированы на классическую нефтедобычу, а также добычу в арктических условиях. Во времена СССР в небольшом количестве продвигались технологии для переработки тяжелого и экстра-тяжелого нефтяного сырья, но в настоящий момент имеющихся в России технологий недостаточно даже для облагораживания низкокачественной товарной нефти.
Труднодоступные и на сегодняшний день технически не восстанавливаемые битумы РФ находятся в основном в алмазоносном и золотоносном Лено-Анабарском междуречье, расположенном в отдаленной части Восточной Сибири. Предполагаемый объем запас нефти месторождения составляет 212 млрд. баррелей (около 28,5 млрд. тонн). В настоящее время разработка этих месторождений является технически нереализуемой задачей из-за полного отсутствия инфраструктуры в этом регионе. Однакодобыча нефти из месторождений в Лено-Анабарском бассейне может рассматриваться в комплексе с добычей золота и алмазов. Здесь следует подчеркнуть, что развитие новых технологий глубинной добычи нефтяного песка в Лено-Анабарском регионе может позволить вывести технически-недоступные запасы экстра-тяжелой нефти в разряд доказанных объемов РФ, это может значительно изменить общую мировую картину нефтяных запасов.
Для технически-доступной тяжелой нефти Волго-Уральского бассейна актуально применение технологии «облагораживания» с целью повышения её экспортного потенциала. Очевидно, чем выше плотность сырья, тем дороже технология. Переработка тяжелой нефти позволяет получить высококачественные нефтепродукты с низкой удельной плотностью и сернистостью. Экономически целесообразно повысить качество тяжелой и кислой нефти Волго-Уральского бассейна, а не смешивать ее с высококачественным сортом Siberian Light для получения экспортной смеси Urals.
| Показатели качества маркерного сорта нефти, нефти тяжелых и экстра-тяжелых сортов | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Наименование | Единицы измерения | Тяжелая нефть | Экстра-тяжелая нефть | Природные битумы | Brent |
| Плотность | oAPI | ≤ 26,6 | ≤ 14 | ≤ 10 | ≤ 38 |
| ячейка2 | ячейка2 | ячейка2 | ячейка2 | ячейка2 | |
| Содержание фракций | НК-1800С, % | 3-15 | ≤ 2 | ≤ 1 | 38 |
| 180-3600С, % | 20-35 | ≤ 20 | 15-20 | 30 | |
| 350-5000С, % | 25-35 | 20-30 | 15-20 | 20 | |
| более 5000С, % | 30-40 | 40-50 | 50-60 | 12 | |
| Содержание серы | % | 1,2-3 | 2,5-3,5 | 4-5 | ≤ 0,3 |
Малосернистую высококачественную нефть без недистилируемых остатков получают путем переработки тяжелых остатков нефти, гидрокрекинга и коксования наряду с гидроочисткой фракций. Малое количество серы обеспечивается за счет гидроочистки. Объем производства полноценной синтетической нефти составит 50-80% от объема входного сырья, для полусинтетической — 75-90%.
В настоящий момент отсутствуют оптимальные технологические решения, которые позволят снизить капиталовложения и себестоимость будущей российской синтетической нефти, полученной в результате переработки тяжелых сортов. В ближайшей перспективе не представляется возможным самостоятельная разработка российскими компаниями месторождений экстра-тяжелой нефти. Для разработки битуминозных песков на территории России следует привлекать крупные энергетические компании, имеющие опыт в данном направлении.
Синтетическая нефть из угля и газа. Зарубежный опыт
Технология химического преобразования метана и его гомологических родственников в жидкие углеводороды применяется несколькими крупными нефтяными концернами: Royal Dutch Shell, Sasol, Syntroleum, Rentech, Exxon Mobil, Conoco Philips, Chevron Texaco, British Petroleum (BP), Euroil Ltd. В качестве сырья используется природный газ, сопутствующий нефтяной газ и уголь. Вялый процесс внедрения технологии производства синтетической нефти связан с периодическим снижением цен на природную нефть, но с каждый годом ситуация относительно стоимости синтетического сырья становится все более привлекательной. В вопросе развития технологии GTL концерн Sasol значительно опережал Shell, в последнее время ситуация начинает изменяться в связи с запуском завода Pearl GTL в промышленном городе Ras Laffan в Катаре.Для России переработка угля и газа в высококачественные нефтепродукты является актуальной задачей, которая, по крайней мере, требует внимания и проведения тщательных расчетов. Переработка газа и угля в синтетическую нефть наиболее целесообразна. Во-первых, синтетическая нефть может вывести газ РФ на принципиально новый уровень коммерческого предложения, во-вторых, Россия имеет крупные месторождения угля, который может успешно перерабатываться в нефтепродукты премиум-класса с последующим экспортом в Европу.
Технологии производства синтетической нефти из угля активно развиваются компанией Sasol в ЮАР. Метод химического сжижения угля к состоянию пиролизного топлива был использован еще в Германии во время Великой Отечественной войны. Немецкая установка уже к концу войны производила 100 тыс. баррелей (0,1346 тыс. т) синтетической нефти в день. Использование угля для производства синтетической нефти целесообразно из-за близкого химического состава природного сырья. Содержание водорода в нефти составляет 15%, а в угле — 8%. При определенных температурных режимах и насыщении угля водородом, уголь в значительном объеме переходит в жидкое состояние. Гидрогенизация угля увеличивается при введении катализаторов: молибдена, железа, олова, никеля, алюминия и др. Предварительная газификация угля с введением катализатора позволяет выделять различные фракции синтетического топлива и использовать для дальнейшей переработки.
Sasol на своих производствах применяет две технологии: «уголь в жидкость» — CTL (coal-to-liquid) и «газ в жидкость» — GTL (gas-to-liquid). Использовав свой первый опыт в Южной Африке во времена Апартеида и обеспечив частичную энергетическую независимость стране даже во времена экономической блокады, компания Sasol в настоящий момент развивает производства синтетической нефти во многих странах мира, заявлено о строительстве заводов синтетической нефти в Китае, Австралии и США. Первый завод Sasol построен в промышленном городе ЮАР Сасолбург, первым заводом по производству синтетической нефти промышленных масштабах стал Oryx GTL в Катаре в городе Рас-Лаффан, также компания запустила в эксплуатацию завод Secunda CTL в ЮАР, участвовала в проектировании завода Escravos GTL в Нигерии совместно с Chevron. Капиталоемкость проекта Escravos GTL составляет 8,4 млрд. долларов, результирующая мощность завода составит 120 тыс. баррелей синтетической нефти в день, старт проекта — 2003 год, планируемая дата запуска в эксплуатацию — 2013 год.
Строительство Pearl GTL в Катаре
Если рассматривать зарубежный опыт, то новый завод Pearl GTL запущен в 2011 году в Катаре, оператором данного проекта выступает компания Royal Dutch Shell. Мощность нового завода составляет 140 тыс. баррелей GTL-продуктов и 120 тыс. баррелей сжиженного газа в сутки, финальная стоимость проекта составила 24 млрд. долларов. На новом производстве применяется новая усовершенствованная GTL-технология, называющаяся SMDS — «средние дистилляторы синтеза».
Технология GTL подразумевает производство легкой высококачественной нефти с низким содержанием серы. Хотя сера обязательно должна присутствовать в топливе, потому что она обеспечивает маслянистость. Выведение серы из химического состава GTL-продуктов способствует накоплению её запасов на территории предприятия. Для эффективного использования этих запасов компания Shell разработала специальную технологию Sulphur thiogro для производства серосодержащих веществ. В результате были предложены высококачественные обогатительные смеси для удобрений, применяемых для почв с дефицитом серы. Такие удобрения повышают доходность аграрного сектора в районах с дефицитом серы на 17%.
Применение GTL-топлива в качестве добавки к обычному топливу предполагает снижение выбросов в атмосферу: выброс угарного газапо сравнению с обычным дизелем сокращается на 91%, углеводородов — на 63%, твердых частиц — на 26%, оксидов азота — на 6%. На заводе Pearl GTL компания Shell намерена производить различные синтетические углеводороды, которые будут широко применимы на рынке. Это связано с растущим спросом на высококачественное топливо и промышленные газы. Например, сжиженный газ (LPG), полученный по технологии GTL, не содержит примеси тяжелых металлов и серы.
Синтетическая нефть из отходов и мусора. Экологический подход
Синтетическая нефть может быть произведена из различного сырья. В качестве сырья могут быть также использованы отработанные масла и другие отходы. Утилизация мусора для производства синтетической нефти является прогрессивной технологией в рамках будущей нехватки энергоресурсов, а также охраны окружающей среды. Технология переработки биологических отходов, в частности биомассы, называется «биомасса в жидкость» — BTL (biomass-to-liquid). Лидером в разработке технологий BTL является Германия. Новый завод Choren во Фрайберге (Германия), запущенный в 2006 году, успешно перерабатывает отходы леса и другую биомассу в синтетическое дизельное топливо.Технология BTL применима для переработки сортированных отходов агропредприятий, заводов по переработке масса, лесозаготовительных и перерабатывающих предприятий, а также для утилизации сортированных синтетических отходов — моторного масла кораблей, автопокрышек и прочего. В настоящий момент пока не найдено решение для переработки в синтетическую нефть несортированного мусора, хотя технологически это достижимо.
Эффективность технологий переработки отходов взаимосвязана с разным содержанием углеводорода в исходном сырье, но в современных условиях технология переработки отходов в синтетическую нефть очень актуальна. Приведем высказывание Роберта Брауна, возглавляющего Программу биовозобновляемых ресурсов университета штата Айовы. По его мнению, производство в США синтетической нефти из древесных и растительных отходов, которые имеются в достаточном объеме и в настоящее время сжигаются, может достигнуть объема 1/3 национального потребления нефти. В данном случае подразумевается переработка стружки, древесной коры, опилок, стеблей. В рамках применяемых технологий вся масса отходов используется только для частичного производства электроэнергии с минимальным КПД.
Для примера можно также отметить, что из одной тонны покрышек путем переработки получается около 350-380 литров синтетической нефти. Синтетическая нефть подобного происхождения может стать сырьем для производства высококачественного бензина или дизеля.
Перспективы производства синтетической нефти в России
Перспективы развития производства синтетической нефти в России обусловлены текущими экономическими предпосылками. Нехватка энергоресурсов, поиск новых месторождений нефти или её эффективных заменителей повлекут финансовые вливания в данное направление.Прежде всего, целесообразно проанализировать возможность повышения качества товарной нефти в Волго-Уральском бассейне. Экономическая ситуация, связанная с переизбытком полезных ископаемых в РФ, уже постепенно уходит в прошлое, поэтому будет целесообразно внедрение технологий, способствующих частичной или полной замене стратегии «экспорта сырья» на стратегию «экспорта готового продукта», таким образом, активизировав процессы, связанные с сырьевой переработкой в РФ. В настоящий момент необходимо пересмотреть основные аспекты экспортной стратегии РФ относительно нефти и других энергоресурсов. Очевидно, существуют некоторые резервы, которые позволят увеличить экономическую выгоду российского экспорта за счет внедрения новых технологий.
Переработка тяжелой и кислой нефти Волго-Уральского бассейна может стать первым шагом в активизации действий, связанных с переработкой нетрадиционного нефтяного сырья — российских нефтяных песков, основные месторождения которых находятся в Волго-Уральском бассейне и Лено-Анабарском междуречье.
Сложность разработки нефтяных песков в Волго-Уральском бассейне связана со сложностью добычи экстра-тяжелой нефти с больших глубин. В Канаде уже существуют первые попытки внедрения промышленных технологий по глубинной добыче песка. Речь идет об использовании атомной энергии для подъема песка на поверхность. Такой проект разрабатывается компанией Energy Alberta на базе атомных реакторов компании Atomic Energy of Canada, прогнозируемая стоимость проекта — 4 млрд. долларов, предполагаемый запуск в эксплуатацию — 2016 год. «Атомные» технологии добычи песка позволяют сократить объем расхода газа, используемого в производстве нефти из нефтяного песка, примерно на 7,4 млн. м3 газа в день, а, соответственно, исключить выброс парниковых газов в атмосферу.
Разработка нефтяного песка в Лено-Анабарском междуречье значительно усложнена из-за отсутствия какой-либо инфраструктуры в отдаленных районах Восточной Сибири. С другой стороны, этот регион обладает высоким экономическим потенциалом с точки зрения добычи золота и алмазов. Мультифакторный экономический подход позволит найти необходимые резервы для оптимизации стратегии переработки экстра-тяжелой нефти в этом регионе.
Отметим, что производство синтетических премиум-продуктов на базе технологий GTL, CTL, BTL в РФ сдерживается только из-за отсутствия необходимых финансовых вложений. Безусловно, наиболее актуальной в краткосрочной перспективе является технология GTL, которая предполагает переработку российского газа, имеющегося в достаточных количествах, в высококачественную синтетическую нефть, включая сопутствующий газ на нефтяных месторождениях, который в данный момент сжигается. Эффективность GTL-проектов будет несколько снижена за счет производства в отдаленных районах и существенных затрат на транспортировку, но данный подход все равно требует детального анализа, так как позволит создать баланс между энергетическими технологиями, которые обусловят энергетическую независимость России в долгосрочной перспективе. При разработке проектов нужно учитывать, что строительство завода GTL занимает в среднем 10 лет и требует от 8 до 24 млрд. долларов капиталовложений при условии участия в проекте крупного оператора со значительным опытом GTL-производства.
Очевидно, необходимо рассматривать технологии производства синтетической нефти в России в комплексе и находить оптимальный баланс между капиталовложениями и экономической выгодой для создания эффективной экспортной стратегии в будущих периодах. Первичный анализ позволяет сделать вывод о наличии значительных «энергетических» резервов РФ в отношении переработки нетрадиционного нефтяного сырья, что может оказать существенное влияние на изменение структуры экспорта энергоносителей.
Комментариев нет:
Отправить комментарий