С природным газом жители нашей планеты познакомились более двух тысяч лет назад. При ударах молнии газ, выходя из земли, нередко загорался, никто не мог объяснить, почему горят земля и воздух, поэтому приписывали этому явлению божественное происхождение. От огня люди получали свет и тепло.
Практически использовать природный газ первыми начали китайцы около 2400 лет назад. Они добывали газ из неглубоких скважин, нагревали его и использовали для получения соли из рассола в испарителях.
Первые упоминания о природных газах на территории России как «неугасимых» огнях были за несколько тысяч лет до н.э. на территории Кавказа. Факелы горящих газов на Апшеронском полуострове и Дагестанском побережье Каспийского моря в то время использовали в качестве маяков для морских судов.
Пионером газового дела считают Петра Григорьевича Соболевского – изобретателя технологии производства светильного газа путем обжига древесины.
Первые в России заводы по переработке нефтяных газов созданы в 1920-е годы, в основном они были ориентированы только на отбензинивание газа. В 1930-х гг. в СССР были построены заводы для переработки попутных и природных газов в Башкирии, Татарстане и Куйбышевской области, на Северном Кавказе и др. Газопереработка как самостоятельная отрасль возникла в конце 1960-х – начале 1970-х гг.
Промышленное применение газа в России началось в 1835 году. В Санкт-Петербурге был впервые построен завод, на котором из каменного угля, доставляемого из Англии, получали газ, который использовали в основном для освещения улиц и торговых помещений.
Конец 1837-го года – начало практического применения природного газа на территории России. Николай Воскобойников – майор Корпуса горных инженеров проводил опыты по перегонке «легкой» сураханской и «тяжелой» балаханской нефти на опытном нефтеперегонном заводе, построенном на территории Апшеронского полуострова. Выделенный природный газ использовался в качестве основного топлива для нагревания перегонных кубов [1].
В начале ХХ века впервые была реализована промышленная добыча природного газа, который стал играть важную роль в мировом энергетическом балансе. В 1911 году в Ставрополе, на территории пивоваренного завода Антона Груби была пробурена первая российская газодобывающая скважина и проложен подземный газопровод от скважины в заводское котельное отделение, в котором соорудили простое устройство для сжигания газа.
Крупномасштабное потребление газа началось только в первые годы ХХ в., а бурное развитие отрасли произошло только после Второй мировой войны, когда инженерные достижения позволили сооружать надежные магистральные газопроводы.
По сравнению с другими энергоресурсами (нефть, уголь) природный газ имеет преимущества: меньшее количество вредных выбросов при сжигании, значительные запасы, меньшие затраты при переработке в химические продукты. При сжигании и переработке природного газа применяется более долговечная, менее громоздкая и металлоемкая аппаратура. Природный газ, таким образом, – самый перспективный ресурс, способный обеспечить потребности населения в энергии и углеводородном сырье для производства химических продуктов.
Важнейшими продуктами переработки природного газа сегодня являются: аммиак, сера, гелий, метанол. Из природного газа выделяют также компоненты С2+, на основе которых получают мономеры для синтеза полиэтилена и полипропилена.
Развитие газоперерабатывающей промышленности в России имеет четыре этапа: первый этап – эра газового бензина; второй этап – эра пропана; третий этап – эра этана; четвертый этап – эра сжиженных природных газов. Первый этап развития относится к 20–40-м годам ХХ века, когда в промышленных масштабах начали получать из попутного газа газовый бензин. Россия не была участницей 4-го этапа.
Эти этапы подробно описаны в статье [2].
Реконструкции на газоперерабатывающих предприятиях
В последние годы на газоперерабатывающих заводах проводят реконструкции. В качестве примера ниже описаны реконструкции, проведенные за последние 5 лет на газоперерабатывающих предприятиях компаний ПАО «Лукойл» и ПАО «НК «Роснефть».
Реконструкция газоперерабатывающего предприятия предназначается для его полного или частичного обновления с целью улучшения эксплуатационных его свойств, изменения характера или объема территории, ввода или вывода из эксплуатации конкретного оборудования или элементов конструкции.
Газоперерабатывающие заводы играют важную роль в добыче и переработке природного газа. Они отвечают за отделение различных компонентов природного газа, таких как метан, этан, пропан и бутан, от таких примесей, как вода, диоксид углерода и сероводород. Однако со временем эти установки могут устареть или стать неэффективными, что приведет к снижению производства и увеличению затрат. Поэтому реконструкция газоперерабатывающих заводов имеет решающее значение для сохранения их производительности и рентабельности.
Причин, по которым газоперерабатывающие заводы требуют реконструкции, несколько. Во-первых, технологические достижения сделали новые перерабатывающие предприятия более энергоэффективными, что привело к снижению эксплуатационных расходов. Во-вторых, введение новых правил и стандартов безопасности требует модернизации старых станций, чтобы они соответствовали текущим стандартам. Наконец, устаревшее оборудование и инфраструктура могут приводить к частым поломкам и проблемам с техническим обслуживанием, что приводит к простоям и потерям производства.
Реконструкция на предприятиях ПАО НК «Роснефть»
«В структуру компании входят газоперерабатывающие заводы, расположенные в Самарской области (АО «Отрадненский ГПЗ» и АО «Нефтегорский ГПЗ»), в Оренбургской области (ООО «РН-Бузулукское ГПП») и в Республике Башкортостан (ООО «Туймазинское ГПП» и ООО «Шкаповское ГПП»).
АО «Отрадненский ГПЗ» и АО «Нефтегорский ГПЗ» [1] осуществляют переработку попутного нефтяного газа, поставляемого с нефтегазодобывающих промыслов АО «Самаранефтегаз», и технологической углеводородной смеси, поставляемой с нефтегазодобывающих промыслов ПАО «Оренбург-нефть», с получением следующего ассортимента продукции:
· сухой отбензиненный газ;
· фракция этановая;
· широкая фракция легких углеводородов;
· сера техническая газовая комовая.
В 2020 году АО «Отрадненский ГПЗ» и АО «Нефтегорский ГПЗ» переработали 635,5 млн м3 попутного нефтяного газа (224,3 и 411,3 соответственно). Было произведено 306,3 млн м3 сухого отбензиненного газа, 331,0 тыс. тонн широкой фракции легких углеводородов, 101,2 тыс. тонн фракции этановой и 8,2 тыс. тонн серы технической, газовой, комовой [1].
За последние 5 лет модернизация и реконструкция проводилась только на двух газоперерабатывающих заводах компании ПАО «НК «Роснефть»: Нефтегорский ГПЗ и Отрадненский НПЗ.
В настоящее время на АО «Нефтегорский ГПЗ», АО «Отрадненский ГПЗ» и АО «Нефтегорский ГПЗ» реализуется комплексная программа технического перевооружения и замены устаревшего оборудования, что позволит улучшить эффективность и безопасность производства.
Под эту программу попала и котельная, которая обеспечивает нужды АО «Нефтегорский ГПЗ». В состав объекта реконструкции будет входить:
· котельная;
· газорегуляторный пункт блочный (ГРПБ);
· дымовая труба;
· инженерные сети (тепломатериалопроводы, газопроводы, электрокабельные сети)/
Проект будет реализовываться в два этапа: 1 этап – с подключением к существующим сетям АО «НГПЗ», 2 этап – с подключением к проектируемым сетям объектов ОЗХ. Основное топливо – газ регенерации [3].
Реконструкции, проведенные за последние 5 лет на предприятиях ПАО «Лукойл»
Реконструкция проходила на одном газоперерабатывающем предприятии: на Локосовском ГПЗ. Характеристики завода:
· перерабатывает попутный газ с месторождений Западной Сибири;
· мощность – 2 100 млн м³/год газа;
· продукция – отбензиненный газ, ШФЛУ, стабильный газовый бензин, сжиженные углеводородные газы;
· потребители – промышленные и энергетические предприятия РФ (сухой, отбензиненный газ), Пермский НПЗ (ШФЛУ) и местные потребители;
· введен в эксплуатацию в 1983 году. В состав Группы «ЛУКОЙЛ» вошел в 2002 году.
Переработка сырья и производство товарной продукции на Локосовском ГПЗ представлена в таблице 1.
В 2021 году выполнено техническое перевооружение компрессорной станции сырьевого газа, в рамках которого электродвигатели сырьевых компрессоров были заменены на газотурбинные. Реализация данного мероприятия позволила существенно сократить потребление электроэнергии на Локосовском ГПЗ [4].
Таким образом, реконструкция газоперерабатывающих заводов является жизненно важным процессом, обеспечивающим непрерывную добычу природного газа. С развитием технологий и введением новых норм безопасности и охраны окружающей среды необходимо обновить и модернизировать старые заводы, чтобы они соответствовали действующим стандартам. Выполняя необходимые шаги, газоперерабатывающие заводы могут быть реконструированы для повышения их эффективности, безопасности и рентабельности.
Строящиеся и проектируемые газоперерабатывающие предприятия в России
В 2015 г. Газпромом была создана дочерняя компания «Газпром переработка Благовещенск», которая является инвестором и заказчиком проекта строительства завода, а в последующем станет эксплуатирующей организацией Амурского ГПЗ. Генеральный директор – Ю.В. Лебедев, с 2020 года – начальник Департамента 353 ПАО «Газпром».
Амурский ГПЗ
Амурский газоперерабатывающий завод – строящееся предприятие возле города Свободный Амурской области России. Проект принадлежит ПАО «Газпром». Плановый срок запуска 2024 год. Готовность Амурского ГПЗ составляет 88,83 %. Снабжение завода природным газом будет осуществляться с осваиваемых месторождений – Чаяндинского и Ковыктинского.
Товарная продукция Амурского ГПЗ: метан, который будет экспортироваться в Китай, пропан, бутан, пентан-гексановая фракция и гелий. Реализация проекта начата в 2015 г.
В рамках этой программы есть и приоритетный проект по созданию Амурского газохимического производства, который по договору с «Газпромом» будет возглавлять компания «Сибур».
Газпром переработка Благовещенск
В 2015 г. Газпромом была создана дочерняя компания «Газпром переработка Благовещенск», которая является инвестором и заказчиком проекта строительства завода, а в последующем станет эксплуатирующей организацией Амурского ГПЗ.
ЗапСибНефтехим
В 2014 г. начато строительство комплекса «ЗапСибНефтехим» в Тобольске. Это масштабная инвестиция в развитие ПАО «Сибур Холдинг» с проектной стоимостью порядка 9,5 млрд долл. США. Лицензиаром установок по производству полиэтилена выбрана компания INEOS (подрядчик TECHNIP), по производству полипропилена – компания LyondellBasell (подрядчик ThyssenKrupp Uhde).
Получены первые тонны мономеров – этилена и пропилена. Пущено производство полиэтилена и полипропилена – один из ключевых этапов пуска всего нефтехимического комплекса.
В составе комплекса:
– установка пиролиза мощностью 1,5 млн т этилена в год (технология компании «Линде», Германия), 500 тыс. т пропилена, 100 тысяч т бутан-бутиленовой фракции, на их основе – производство бутадиена, МТБЭ;
– две установки на четыре линии по производству различных марок полиэтилена совокупной мощностью 1,5 млн т/год (технология компании INEOS, Великобритания);
– установка по производству полипропилена мощностью 500 тыс. т/год (технология компании LyondellBasell, Нидерланды).
Новоуренгойский газохимический комплекс
Решение о строительстве было принято в 1993 г. Комплекс расположен в ЯНАО, в 30 км от Нового Уренгоя. Стоимость проекта – 54 млрд руб. Проектная мощность производства НГХК – 400 тыс. т в год полиэтилена низкой плотности (ПЭНП) с возможностью увеличения до 1,2 млн т в год, 400 тыс. т в год ШФЛУ и 1,48 млрд м3 метановой фракции ежегодно. Это производство станет крупнейшим в России. Технология производства этилена разработана компанией Linde AG (Германия).
Восточная нефтехимическая компания
Строительство Восточной нефтехимической компании (ВНХК) на Дальнем Востоке готовит компания «Роснефть». Проект ВНХК предусматривает создание крупнейшего нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса в Дальневосточном федеральном округе. Первая очередь – нефтехимия мощностью 3,4 млн тонн в год по сырью с производством 850 тыс. тонн в год, 800 тыс. тонн в год полиэтилена,
200 тыс. тонн в год бутадиена; 230 тыс. тонн в год бензола; 700 тыс. тонн в год МЭГ.
ПАО Татнефть
Нефтегазохимия названа одним из ключевых направлений стратегии развития «Татнефти» до 2030 г. ПАО «Татнефть» планирует построить газохимический комплекс на территории Альметьевского и Нижнекамского районов. С 2020 по 2030 гг. запланировано инвестировать более 70 млрд руб. в развитие производства полипропилена, утлеволокна, акрилонитрила.
Этиленовый комплекс ПАО «Нижнекамскнефтехим»
ПАО «Нижнекамскнефтехим» планирует ввести в строй свою самую масштабную стройку – этиленовый комплекс: годовая мощность – 600 тыс. т этилена, примерная стоимость – 860 млн евро, ориентировочная дата пуска – 2023 г. Его проектирование было осуществлено в 2019 г. (немецкая компания «Линде»).
ИНК
Иркутская нефтяная компания готовится к строительству завода полимеров в Восточной Сибири стоимостью более 2 млрд долл. Иркутский завод полимеров будет обладать производственной мощностью в 650 тыс. т в год этилена и столько же полиэтилена. Ожидается, что строительство завода в Усть-Кутском районе будет завершено в 2023 г.
Строительство завода планируется реализовать в несколько этапов на базе Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, где компания построит установку подготовки природного и попутного газа мощностью 3,6 млн м3 в сутки, чтобы с ее помощью выделять смесь пропана и бутана, которая по продуктопроводу будет транспортироваться до Усть-Кута.
Вышедшие из строя ГПЗ
Карабулакский и Вознесенский ГПЗ
В 50-е годы были открыты верхнемеловые месторождения нефти в Чечено-Ингушетии, заменившие истощенные грозненские нефтяные месторождения. Были запроектированы заводы в Карабулаке и у станицы Вознесенской, возле Малгобека. Впоследствии Карабулакский ГПЗ стал цехом Вознесенского ГПЗ – одного из немногих промышленных объектов Республики Ингушетия. Позднее Вознесенский ГПЗ вошел в состав ОАО «Ингушнефтегазпром». Однако эта компания с 26 июля 2017 г. на основании определения Арбитражного суда относится к категории ликвидируемой в связи с банкротством.
Грозненский ГПЗ – самый молодой из северокавказских ГПЗ. Построен в 1973 г. по проекту Киевского ВНИПИ-трансгаза с использованием импортного оборудования в пригороде Грозного – поселке Долинском. Завод обеспечивал широкой гаммой ценных углеводородов сырьевую базу газохимической отрасли Грозного и других предприятий Северного Кавказа. В 1976 г. Грозненский ГПЗ стал центром ПО «Севкавнефтегазпереработка», объединившего все ГПЗ Северного Кавказа. Как и другие предприятия Грозного, завод был разрушен в ходе военных действий в Чечне во второй половине 90-х годов.
Заключение
В России сегодня функционирует 30 ГПЗ. Большая часть из них принадлежит Газпрому, другие входят в состав СИБУР – Тюмень, принадлежат компаниям: ЛУКОЙЛ, Башнефть, Роснефть, Татнефть и др. Основное назначение газоперерабатывающих заводов – разделение газовых и газожидкостных смесей, поступающих на завод с промыслов, их осушка и очистка от нежелательных компонентов.
Для увеличения показателей переработки газового сырья необходимо модернизировать действующие производства и создавать новые предприятия. Большие перспективы открывает Амурский ГПЗ. Нет сомнений, что природный и попутный газы, содержащийся в них гелий будут играть ведущую роль в энергетике России.
Литература
1. Матвейчук А.А., Евдошенко Ю.В. Истоки газовой отрасли России. 1811–1945гг. – М.: Издательская группа «Граница», 2011. – 400 с.
2. Голубева И.А., Родина Е.В., Сосна М.Х., Сваровская Н.А. Технологии нефти и газа. 2018. № 6. С. 58–64.
3. Голубева И.А. Газоперерабатывающие предприятия группы «Газпром»/
Нефтегазохимия, 2015. С. 18– 25.
4. Мельникова М.А. История нефтегазовой отрасли: Учебное пособие / Благовещенск: Амурский государственный университет, 2016. – 128 с.
5. Михаил Липкин Советский Союз и интеграционные процессы в Европе: середина 1940-х, конец 1960-х годов. Русский фонд содействия образованию, 2016. С. 457–468.
6. Козлова Ю.Б. Мухаметзянов И.З. Исторические аспекты развития газовой промышленности в России / История науки и техники, 2014. С. 12–16.
7. Воронов К.В. Арктические горизонты стратегии России: современная динамика / МЭ и МО. –2010. № 9. – С. 54–65.
