Попутный газ и альтернативное топливо
Рукопись для газеты Ведомости
В.З.Мордкович, доктор химических наук
Еще 5-6 лет тому назад словосочетание «попутный нефтяной газ» или ПНГ мало что говорило массовому читателю. Но в последние годы нарастающую обеспокоенность нефть предержащих ситуацией с ПНГ нельзя не заметить, она регулярно выплескивается в самые разнообразные СМИ. Любопытно, что дела эти плохи еще с советских времен, но в колокола начали бить лишь недавно. По мнению автора, толчком послужил очередной доклад Всемирного банка, в котором наша страна начиная с 2004 года была отмечена не слишком почетной лентой мирового лидера по количеству ПНГ, сжигаемого впустую. Из 150 миллиардов кубометров, безвозвратно гибнущих на факелах по всему миру, наш вклад составляет, по мнению Всемирного банка, около 50 миллиардов, по теплотворной способности порядка 10% добычи Газпрома. Есть данные спутниковой разведки, которые показывают еще более шокирующую цифру 70 миллиардов. Впрочем, наши официальные данные более умеренные – по данным Минприроды ежегодно сжигается «всего лишь» 15 миллиардов кубометров, что составляет 27% от добываемого ПНГ. Эти цифры регулярно корректируются другими официальными инстанциями, - так в 2007 году Президент России Владимир Путин в своем послании Федеральному собранию озвучивал, что в стране ежегодно сжигается как минимум 20 млрд куб. м ПНГ.
Даже самые низкие из названных величин говорят о море неиспользуемого газа, сравнимом с потреблением небольшой европейской страны.
Не только сожаление о зря растрачиваемом невозобновляемом ресурсе заставляет серьезно ставить вопрос об утилизации ПНГ. Прежде всего, это острая экологическая проблема, так как выделяемый при сгорании углекислый газ вносит свой дополнительный вклад в парниковый эффект. Кстати, парниковый эффект от прямого сброса без сжигания еще сильнее, а такой сброс кое-где практикуется. Ядовитые соединения серы загрязняют атмосферу и провоцируют кислотные дожди. Помимо экологической проблемы, налицо гигантская упущенная выгода, недопроизведенный страной ВВП в размере по крайней мере 360 миллиардов рублей, ведь ПНГ представляет собой не только ценный энергетический ресурс, но и сырье для производства газохимической продукции высокого передела. Неудивительно, что проблема была в конце концов осознана и в августе 2007 года Владимир Путин поручил профильным ведомствам довести уровень утилизации ПНГ до показателя 95%, правительством в марте 2008 года конкретизирован и срок - к 2011 году. Первоначально, кстати, планировали ввести высокие штрафы за сжигание более 15% добываемого газа с 2009 года и штрафовать за сжигание более 5% с 2011 года.
Уже сейчас стало вполне очевидным, что это поручение выполнено не будет. Хотя можно предвидеть, что многие руководители регионального и корпоративного звена попытаются доложить, что все в порядке. Более всего поможет в этом неблагородном деле неопределенность в том, что подразумевать под утилизацией попутного газа и как ее рассчитывать.
Что, собственно, стоит за словами «утилизация попутного газа»? Строго говоря, никто не знает, потому что согласно федерального законодательства одних только определений, что такое попутный газ, имеется пять. Все более или менее сводятся к тому, что в процессе добычи нефти неизменно выделяются легкие газообразные углеводороды – когда мало (тогда говорят о низком газовом факторе), а когда очень много (тогда газовый фактор высокий). Пока не существует ни строгих нормативов учета попутного газа, ни даже надежных и обязательных к применению приборов для измерения количества этого газа. Да и расходомеры известных систем, как оказывается, сплошь и рядом отсутствуют. Так, проверка Ростехнадзора в 2007 году выявила, что большинство добывающих компаний не имеет вообще никаких приборов замера количества ПНГ, а учет добытого газа ведется «расчетным путем». Кроме того, компании имеют возможность показывать в отчетности ПНГ не по двум статьям (как утилизированный и как сбрасываемый на факел), а по трем – еще и как используемый на собственные нужды промыслов. Интересно, что такие трудности с учетом возникают исключительно в России, - чтобы убедиться в этом, достаточно обратиться все к тем же данным Всемирного банка, ни у одной другой страны нет трехкратной разницы между официальными данными и оценкой Всемирного банка по спутниковым замерам. Известный своей непрозрачностью во всем Иран, например, официально показывает 13,3 млрд кубометров, а оценка Всемирного банка всего 11,4 млрд кубометров.
Нет определенности и в том, что называть утилизацией. Как и всякий природный ресурс, ПНГ можно подвергать переработке глубокой, а можно и имитировать утилизацию –лишь бы это было зачтено. Например, очень соблазнительный способ «погасить факел» - это поставить газопоршневую установку, которая не будет ничего производить, просто вращать вал. По существу, это тот же факел, только бушующий внутри цилиндров машины. Такой же профанацией является установка устройств беспламенного сжигания. Была надежда, что ситуация будет частично урегулирована готовившимся с 2000 года федеральным законом «О государственном регулировании использования попутного нефтяного газа», но законопроект был снят в 2003 году с рассмотрения в Государственной Думе. Сейчас на рассмотрении новые законодательные инициативы, являющиеся результатом компромисса между интересами МПР, Минэкономразвития, Ростехнадзора и нефтяных компаний. Между тем опыт США, Норвегии, Канады свидетельствует о том, что жесткое законодательство само по себе не панацея, - необходимо не только устанавливать экономические нормативы, но и проводить ответственную технологическую политику в рамках детально разработанной и обязательной для частных компаний государственной стратегии развития отрасли. В той же Норвегии, являющейся признанным мировым лидером в области эффективного использования нефтегазовых ресурсов, полный запрет на сжигание ПНГ в факелах был первоначально введен еще в 1970 г. и ни к чему не привел, так как ценой исполнения была полная остановка нефтедобычи. Страна перешла к ответственной политике, создав специальный «Нефтяной директорат», который отвечает за исполнение закона «О нефтяных операциях», выдает разрешения на конкретное допустимое количество сжигаемого на факелах газа только «ввиду неизбежных технических причин» или «по соображениям безопасности», причем все разрешения выдаются согласно строго оговоренной процедуре, являются временными и обусловлены наличием проекта утилизации для данного месторождения.
Более или менее утилизацией можно считать удаление серы из потока газа – по крайней мере, это хоть улучшает экологическую обстановку. Закачивают ПНГ в свободные подземные пласты, если местность позволяет. Интереснее, конечно, закачивать газ в нефтяной пласт с целью увеличения отдачи в добыче непосредственно нефти. Чрезвычайно соблазнительно, с первого взгляда, устроить небольшую местную электростанцию, то есть пускать газ в газопоршневую или газотурбинную установку, которая будет приводить электрогенератор. К сожалению, практическая реализация такой электростанции осложнена разнообразными техническими факторами, прежде всего необходимостью подготовки газа. Еще важнее то, что электричества получается много, и в районе месторождения его, как правило, некому сбыть. Наконец, наиболее распространенным в мире методом является разделение ПНГ на фракции. Это делают газоперерабатывающие заводы, которые, вопреки всеобщему заблуждению, не перерабатывают газ в конечные продукты, а осуществляют относительно простой процесс, наиболее близким аналогом которого является обычная перегонка. Получается метановая фракция, которую подают в магистральные газовые сети, и сжиженные легкие углеводороды (в том числе известная всем пропан-бутановая смесь), которые направляют на предприятия нефтехимической отрасли. Для того, чтобы такой метод был оправдан, необходимо сочетание ряда географических условий, прежде всего концентрация большого количества скважин с высоким газовым фактором, доступность магистрального газопровода и близость густонаселенных районов, где расположены нефтехимические заводы. Не везде в России такое есть, а наиболее подходящий район, расположенный в восточной части Западной Сибири, должным образом освоен еще в советское время: построены коллекторные газопроводы, подводящие попутный газ к нескольким газоперерабатывающим заводам, построены присоединения к магистральному газопроводу, и продуктопроводы к нефтехимическим предприятиям. После приватизации добыча в тех местах отошла главным образом к компании Сургутнефтегаз, а нефтехимия к СИБУРу.
Это обстоятельство делает Сургутнефтегаз и СИБУР как бы заслуженными передовиками и позволяет им рапортовать, что задание по утилизации ПНГ полностью выполнено, Сургутнефтегаз уже сейчас имеет коэффициент утилизации ПНГ 95%, а СИБУР докладывает, что не сжигает ни единого кубометра газа. Все это никак не улучшает обстановку в целом. Даже не очень глубокая утилизация для малых и средних месторождений требует не менее 800 долларов США капиталовложений на 1000 кубометров годовых (специалисты Газпрома оценивают минимальный срок окупаемости этой классической технологии утилизации не менее, чем в 12 лет), - неудивительно, что нефтяные компании не спешат с реальными мерами, которые не только требуют много денег, но и в большинстве случаев грозят убытками. Так, ссылаясь на разворачивающийся мировой финансовый и экономический кризис, Министерство природных ресурсов и Министерство энергетики России уже предлагают отложить введение обязательной нормы по утилизации 95% ПНГ до 2014 года, объясняя такое решение большой финансовой нагрузкой на нефтяные компании. Картина знакомая, не правда ли?
Между тем существует технология получения синтетического топлива, которая позволяет производить продукт высокой добавленной стоимости и при этом обеспечивает наиболее глубокую переработку попутного нефтяного газа. Технология получения синтетического топлива (английская аббревиатура GTL, что значит gas-to-liquid, то есть «газ-в-жидкость») включает два основных этапа: сначала частичное окисление углеводородного газа в так называемый синтез-газ, затем получение синтетических жидких углеводородов из синтез-газа на катализаторе, в так называемом процессе Фишера-Тропша. Капитальные затраты на реализацию этой технологии не сильно превышают затраты на более традиционные методы утилизации (а то и меньше, но об этом ниже), причем глубина переработки непревзойденная, а продукт обладает высокой стоимостью.
Надо сказать, что технологии GTL как таковой скоро сто лет, и развивалась она долгие годы как вынужденная альтернатива нефтедобыче для стран, лишенных доступа к нефти. Первое поколение GTL ответственно за широко известный во время Великой Отечественной немецкий эрзац-бензин, второе поколение развивалось в ЮАР как ответ международному эмбарго, третье поколение – в странах Запада после энергетического кризиса 1973 года. Кстати, последний завод первого поколения, превратившийся в советский трофей, дожил до 1994 г. в г. Новочеркасске Ростовской области. С каждым новым поколением технологии капитальные затраты уменьшались, выход моторного топлива с тонны сырья все увеличивался, а побочных продуктов становилось все меньше. В результате капиталовложения в GTL третьего поколения лишь ненамного превышают вложения в нефтеперерабатывающий завод той же мощности, и предприятие производит лишь три-четыре побочных продукта в дополнение к синтетическому топливу, а заводы первого поколения в свое время были многократно дороже нефтеперерабатывающих и производили более 70 побочных продуктов.
Технология GTL третьего поколения уже может быть в ряде случаев использована для утилизации ПНГ, даже с учетом ее недостатков, а именно все еще слишком большой стоимости и производства побочных продуктов, которые в районах нефтедобычи попросту некуда деть. Однако получить доступ к GTL третьего поколения непросто, если вообще возможно. Мировые лидеры, в основном из числа ведущих нефтяных компаний, потратившие не менее десяти лет и огромные деньги на разработку, справедливо рассматривают свою технологию как хай-тек, а хай-тек технологии просто так, всего лишь за деньги, в мире не продаются. Чтобы получить в свое распоряжение действительно современную технологию, а не то, что в западных странах уже отыграло свое в коммерческом применении, мало иметь деньги на покупку лицензии – необходимо либо предложить технологии в обмен, либо, условно говоря, «платить кровью», то есть правами на месторождение, долей продукции, освобождением от налогов, запретом на доступ местного персонала к секретам. Не говорю уж о «катализаторной игле», то есть жесткой привязке к поставкам расходных катализаторов и сорбентов по «специальной» цене. Ни то, ни другое наши нефтяные компании предложить не могут. Собственных технологий у них нет, так как разработкой новых технологий они, в отличие от своих западных коллег, не занимаются из принципа, а «платить кровью» им не позволят, поскольку это путь стран третьего мира, закрывающий, помимо прочего, дорогу к собственному технологическому развитию.
В каком-то смысле эта ситуация даже неплоха, потому что оставляет только один шанс – самостоятельно включиться в разработку GTL четвертого поколения, которое готовится в настоящее время несколькими группами в различных странах, в том числе и в России группой ученых под руководством автора статьи, работающей под эгидой компании ИНФРА Технологии. Четвертое поколение отличается тем, что благодаря интенсификации процесса Фишера-Тропша и упрощению технологической схемы удельные капиталовложения уменьшаются по сравнению с третьим поколением по крайней мере на 25-30% , причем установки производят монопродукт в виде синтетического топлива или синтетической нефти. Последний вариант, кстати, очень привлекателен с точки зрения утилизации ПНГ, так как позволяет избавиться от логистических проблем, закачивая продукт в тот же нефтепровод, по которому идет добытая нефть. Так как синтетическая нефть значительно превосходит минеральную качеством (она легче, не содержит ни серы, ни смол, ни асфальтенов), то не только повышается дебет скважины, но и улучшается качество продаваемой нефти.
Полагаю, что коммерциализация технологии GTL четвертого поколения – один из наиболее очевидных путей к реализации идей, изложенных в сентябрьской 2009 года статье Президента России Дмитрия Медведева «Россия, вперед!». Ведь сырьевой экономикой нас делает не то, что мы много добываем сырья и занимаемся его переработкой и экспортом, а прежде всего то, что даже для самых первичных переделов мы стопроцентно зависим от чужих технологий, не говоря уже о таких сложных вещах, как получение синтетического и альтернативного топлива.
Непревзойденное качество синтетической нефти по сравнению с натуральной открывает перспективу и других применений технологии GTL, например, при добыче очень тяжелых нефтей, которые трудно или невозможно перекачивать по обычному нефтепроводу. Добавление 10-20% легкой синтетической нефти, полученной из собственного попутного газа, превращает тяжелую вязкую нефть в жидкость, пригодную к перекачке по стандартным нефтепроводам (и, кстати, существенно более ценную).
Синтетическое топливо, полученное по технологии GTL, автоматически отвечает самым строгим, еще не введенным нормам экологической безопасности и представляет собой серьезное альтернативное топливо, тем более, что попутный нефтяной газ не единственное сырье, из которого можно сделать этот продукт. Прежде всего это, конечно, такая очевидная вещь, как природный газ низконапорных и удаленных месторождений. Здесь GTL в ряде случаев выступает в качестве альтернативы СПГ (технологии криогенного сжижения природного газа и перемещения в сжиженном виде по миру при помощи специальных криогенных танкеров).
Такая страна, как Катар, представляющая собой одно огромное удаленное газовое месторождение, уже разрешила эту дилемму тем, что решила использовать и то, и другое одновременно, диверсифицировав таким образом пути экспорта своего газа. В России технология СПГ реализована на Сахалине, а 24 сентября 2009 года Председатель Правительства России Владимир Путин года призвал к развитию СПГ на полуострове Ямал. При этом как раз в специфических арктических условиях Ямала, где навигация возможна только летом, GTL может быть весьма удачной и выгодной альтернативой криогенному сжижению газа, так как СПГ потребует строительства флота криотанкеров ледового класса для круглогодичной перевозки по Северному морскому пути сжиженного газа, а ведь таких кораблей в мире пока еще не существует. А GTL производит синтетическую нефть, которая перевозится обычными танкерами, причем в периоды зимой эту синтетическую нефть можно хранить в емкостях на берегу и дожидаться открытия навигации.
Наш Газпром важность этой проблемы признает на официальном уровне и с 2002 года ведет собственную программу развития GTL, изучая предложения иностранных компаний и спонсируя кое-какие научные исследования. Время, очевидно, уходит, поэтому в июне 2009 года Правление ОАО «Газпром» поручило профильным подразделениям компании завершить экспериментальные исследования по получению синтетического жидкого топлива в IV квартале 2010 года, а в I квартале 2011 года – подготовить предложения о целесообразности внедрения полученных технологических решений в опытно-промышленном масштабе. Об этом говорится в сообщении управления информации российского газового холдинга. На заседании было отмечено, что создание технологий и оборудования для производства синтетического жидкого топлива является одним из приоритетных направлений инновационной деятельности ОАО «Газпром». Автор, со своей стороны, хотел бы отметить, что, хотя Газпром и сохранил, в отличие от нефтяных компаний, в своем составе научные институты, масштаб прилагаемых усилий на несколько порядков меньше того, что требуется при разработке хоть какой-то новой технологии.
А вот Узбекистан в 2009 году окончательно решил пойти по пути приобретения технологии GTL третьего поколения по той же схеме, что Катар или Нигерия. Компании «Узбекнефтегаз», Sasol и Petronas подписали соглашение о создании в Узбекистане совместного предприятия, которое будет заниматься реализацией проекта по переработке природного газа в топливо. Стоимость проекта составляет 2,5 млрд долларов, Предприятие будет перерабатывать 3,5 млрд кубометров природного газа в год, работать на базе технологии Sasol и выпускать ежегодно 1,3 млн тонн разнообразной продукции, в том числе дизельного топлива, керосина, нафты и сжиженного газа. Комплекс планируют построить недалеко от г. Карши на юге Узбекистана.
Альтернативное топливо методом GTL может быть получено из любого сырья, которое можно превратить в синтез-газ путем газификации или каталитической конверсии. Это и уголь, и древесные отходы, и отходы целлюлозно-бумажной промышленности, и биогазы сельского хозяйства, и даже бытовой мусор. Такого рода работы также ведутся в разных странах мира, в нескольких проектах принимает участие и компания ИНФРА Технологии. Получение синтетического топлива из биомассы и другого альтернативного сырья уже однозначно требует технологии четвертого поколения, так как в небольших установках совершенно необходимо получение монопродукта.
Уголь как сырье для получения синтетического жидкого топлива в ряде случаев может оказаться даже более привлекательным, чем газ. Несмотря на то, что подготовка угля к химической переработке весьма громоздка и требует гораздо больших капиталовложений, чем подготовка газа, есть оценки, что при расположении вблизи угольных месторождений использование угля может быть на 20% дешевле, чем использование газа. Понятно, что более всего технология получения синтетического жидкого топлива из угля актуальна для богатых углем, но бедных нефтью стран, - таких, как ЮАР или Китай, но и в России есть такой огромный и при этом богатый углем регион как Якутия.
Надо сказать, что синтетическое топливо не единственный продукт, который можно получить из синтез-газа. В мире действуют сотни установок, на которых производятся в общей сложности десятки миллионов тонн альтернативных продуктов: метанол, аммиак и продукты его переработки (в основном минеральные удобрения), полимеры и пр. Это очень часто продукты еще более высокой добавленной стоимости, но производятся они почти исключительно из товарного природного газа. Автор полагает, что эта ситуация сохранится и в будущем, так как условием рентабельности в производстве альтернативных продуктов является либо очень большая единичная мощность установки, либо включение в состав многопрофильного химического производства, а чаще и то, и другое. В результате такие производства тяготеют к густонаселенным районам, где, кроме прочего, проще решить проблемы логистики (в СССР, например, большая часть таких производств была размещена на Украине) и не могут использовать ПНГ в качестве сырья.
Итак, существует технология получения синтетического топлива GTL, которая позволяет производить продукт высокой добавленной стоимости и при этом обеспечивает наиболее глубокую переработку попутного нефтяного газа. Четвертое, наиболее эффективное поколение этой технологии только сейчас готовится к выходу на рынок, и у нас есть замечательный шанс совершить на этом направлении прорыв к инновационной экономике, которая не только эксплуатирует «технологии для производства товаров», но и «технологии для производства технологий» для собственного употребления и на экспорт.
