Вторник , 15 Июнь 2021

Мини завод по производству бензина: Мини нефтеперерабатывающий завод по производству ДТ, бензина

Содержание

Мини нефтеперерабатывающий завод по производству ДТ, бензина

Мини-завод по переработке нефти является достаточно прибыльным делом. Своими руками организовать такое производство под силу не каждому. Но если приложить максимум усилий, все обязательно получится.

Технологические установки переработки нефти

Что собой представляет данный бизнес?

Мини-НПЗ представляют собой небольшой завод, который перерабатывает в год не больше 1 млн. тонн сырья. Данное производство является достаточно привлекательным, поскольку при относительно небольших затратах (для этой отрасли) можно много заработать. В зависимости от типа оборудования и от необходимой мощности, нужно инвестировать от 3 до 30 млн долларов.

Процесс сбора и подготовки нефти

Мини-НПЗ небольших размеров — вполне легальный бизнес, который можно организовать самостоятельно или привлечь к этому партнеров. Для нужд завода можно легко организовать бесперебойные поставки нефти.

Преимущества бизнеса

Мини-НПЗ обладают следующими преимуществами:

Какие преимущества даёт бизнес переработки нефти
  • максимальная оптимизация процесса, что ведет к снижению текущих и капитальных расходов;
  • небольшие габариты установок по переработке сырья облегчает их транспортировку и снижает стоимость монтажа;
  • несложное обслуживание всех устройств;
  • наличие возможности корректировки технологических параметров завода;
  • для эффективного производства не нужна вода, пар или другие дополнительные ресурсы;
  • существует возможность полной автоматизации всего процесса производства;
  • полное соответствие нормативам пожарной безопасности и охраны труда.

Необходимое оборудование

Чтоб организовать завод по производству разного топлива, в первую очередь необходимо закупить дорогостоящее оборудование.

Виды установок для добычи нефти

«Чеченский» вариант

Данное оборудование является самым дешевым на рынке, но оно также считается нелегальным. Его стоимость колеблется от 25 до 40 тысяч долларов. Качество полученного продукта очень низкое, что сочетается с недостаточной долговечностью таких устройств.

Стадии переработки нефти или газа в топливо

Данные установки представляют собой перегонный куб. Во время его эксплуатации очередную порцию сырья заливают внутрь оборудования, после чего нагревают при помощи открытого огня. Пары светлых фракций отводят по специальной длинной трубе. В это же время происходит охлаждение продуктов до оптимальной температуры. В процессе данной перегонки сначала получают бензин, потом дизтопливо. Остатками переработки сырья является мазут, который считается непригодным для дальнейшего использования.

Его необходимо утилизировать любым доступным методом.

Схема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса

Установки непрерывного действия

Данное оборудование представляет собой второе поколение установок, которые работают по принципу фракционирования нефти. Оно способно переработать за год около 10-20 тысяч тонн сырья. Стоимость такого оборудования достаточно высокая – от 80 до 150 тысяч долларов. Чтоб удешевить его, применяют следующие приемы:

  • данные приборы изготавливают из дешевой стали, срок службы которой составляет 1-2 года;
  • применение водоохлаждающих холодильников;
  • не используют детали, которые позволяют автоматически обслуживать НПЗ.
Схема установки для перегона нефти своими руками

Данное оборудование представляет собой кубы, в которых несколько раз происходит испарение и конденсация нефтепродуктов. Они могут дополнительно оснащаться насосами, холодильными установками. Нагрев сырья происходит при помощи мазутной или дизельной горелки.

Установка для фракционирования нефти

Чаще всего после покупки оборудования такого типа можно столкнуться с множеством проблем:

  • отсутствие трубопроводов и арматуры;
  • наличие некачественных труб – сварных шовных;
  • в комплектацию установки включена водопроводная арматура, которая категорически запрещена для такого оборудования из-за своей небезопасности;
  • это оборудование является полулегальным. Полностью узаконить его использование нереально;
  • качество полученного бензина и дизельного топлива низкое. Оно не отвечает государственным стандартам.

Малотоннажное нефтеперегонное оборудование

Относится к третьему классу установок, которые можно использовать для обустройства завода по производству бензина и другого топлива. Их стоимость составляет от 400 тысяч до нескольких миллионов долларов. С помощью данного оборудования можно переработать до 150 тысяч тонн нефти за год.

Оборудование для нефтегазовой промышленности малоэтажное

Такие установки являются полностью легальными и имеют все необходимые сертификаты, которые подтверждают качество полученного после перегонки топлива. Это оборудование оснащено современными ректификационными колоннами. Оно разделяет сырье на разные фракции, каждая из которых обладает необходимыми рабочими характеристиками. Из-за того, что все конструктивные элементы таких устройств выполняются из легированных сталей, их срок службы составляет не меньше 10 лет.

Бизнес-план производства

Мини-НПЗ по производству разных типов топлива способен дать в результате:

  • 15-25% бензина от общего объема сырья;
  • 25-35% дизельного топлива;
  • 35-55% мазута;
  • углеводородного газа – 3%.

При переработке сырья также существуют потери. Они составляют не больше 2% при применении эффективного оборудования.

Бизнес план по переработке нефти

Завод по переработке нефти нужно разместить на подходящем участке, площадь которого составляет:

  • 300 кв. м при мощности производства 20-30 тыс. т продукции в год;
  • 600 кв. м при производительности 50-65 тыс. т в год;
  • 1200 кв. м при мощности 100-120 тыс. т в год;
  • 2400 кв. м при производительности 200-250 тыс. т в год.

Чтоб мини-завод для производства бензина смог функционировать, необходимо привлечь обслуживающий персонал – не больше 6 человек.

Чтоб сэкономить при организации НПЗ, можно использовать для транспортировки, хранения бензина и других горючих материалов подручные емкости – металлические бочки разного объема, грузовые автоцистерны и другие. Также рекомендуется купить утилизатор отходов мазута, который является более выгодным вариантом, чем организация специальных амбаров и хранилищ.

Завод по переработке нефти окупается в среднем за 1-1,5 года в зависимости от использованного оборудования и объемов сбыта продукции.

Видео: Нефтеперерабатывающее оборудование

Пример мини НПЗ

Высокотехнологичные мини НПЗ

Существующие проблемы

Традиционно, в нефтяной промышленности используются крупномасштабные нефтеперерабатывающие заводы, снабжаемые сырой нефтью или газоконденсатом по трубопроводу или с помощью цистерн. Однако, большинство новых месторождений углеводородов, открываемых в мире, происходит в районах, в которых инфраструктура для транспортировки и переработки либо ограничена, либо вообще отсутствует, поэтому производители вынуждены:

  • либо развивать дорогостоящую инфраструктуру для транспортировки углеводородов на имеющийся перерабатывающий завод, или строить новый перерабатывающий завод вблизи месторождения, что требует вложения огромных средств и времени.
  • либо устанавливать, предлагаемый нами высокотехнологичный нефтеперерабатывающий мини – завод, для переработки сырья прямо на месторождении или в ином, удобном для заказчика месте.

Высокотехнологичные нефтеперерабатывающие установки, модульно-блочного исполнения, имеют производительность от 10000 до 600000 метрических тонн по сырью в год (200-12000 баррелей в сутки) и могут производить ряд различных продуктов, включая высокооктановый бензин, коммерческое реактивное топливо, керосин, арктическое и летнее дизельное топливо, печное топливо, асфальт, а также гранулированную серу из газов, предотвращая их выбросы в атмосферу.

Две установки или более могут быть установлены на одной площадке, позволяя осуществлять переработку разных типов нефти. Также, в случае остановки одной из установок, другие могут продолжать работать.

Описание и преимущества установок

Преимуществом предлагаемых установок является тот факт, что производительность нефтеперерабатывающей установки может наращиваться ступенями.

Модели высокотехнологичных нефтеперерабатывающих установок, могут быть смонтированы и пущены в действие в течение нескольких суток после доставки комплектующих на рабочую площадку.

Установки, или мини – заводы, полностью автоматизированы, и после того как оператор установит все контрольные точки, температуры всех продуктов, процесс будет контролироваться автоматически.

Один оператор может осуществить холодный пуск установки менее, чем за два часа и вывести ее на полную мощность. Если характеристики продуктов начинают изменяться или происходит аварийная ситуация, мини - завод автоматически переводится в безопасный режим без участия оператора, а на сигнальной панели зажигается индикатор, указывающий причину остановки.

Оператор должен отрегулировать работу системы, в противном случае мини- завод будет автоматически остановлен.

Монтаж элементов мини-завода

Для монтажа элементов мини - завода требуется только ровная площадка или бетонная плита без анкерных болтов. Предлагаемые нами НПЗ могут быть изготовлены в считанные месяцы и по доставке запущены за несколько дней без особых затрат на фундамент и могут давать продукцию, работая на полном самообеспечении без подачи электроэнергии, пара и воды. В качестве топлива могут быть применены природный газ, нафта, дизельное топливо или их комбинация.

Предлагаются покупателям мини-нефтеперерабатывающие заводы с мощностью переработки от 200 до 12000 баррелей, по сырью в сутки и более мощное по специальным заказам. Несколько видов продукции дистилляции могут быть одновременно получены в процессе перегонки, такие как легкая нафта, тяжелая нафта, керосин/реактивное топливо, дизельное и печное топливо, а также мазут. Каждый перерабатывающий завод имеет блочно-модульную конструкцию и может быть легко транспортирован к месту добычи сырья или к трубопроводу. Небольшие установки могут быть пущены в действие в течение 48 часов после доставки на подготовленную рабочую площадку, такие установки могут быть легко перемещены на новый участок с минимальным объемом сборочных работ. Продукты, производимые мини-перерабатывающими заводами, могут продаваться на месте или использоваться как сырье для дальнейшей переработки.

Остаточные продукты нефтеперегонки

Остаточные продукты нефтеперегонки могут использоваться как топливо для дизельных генераторов электроэнергии или в процессе эксплуатации котов, печи и тд. Мини-перерабатывающие установки особенно эффективны в районах, где есть источник сырья, но недостаточно продуктов нефтеперегонки или отсутствуют необходимые мощности нефтепереработки, а также где расходы на транспортировку весьма велики, например, в удаленных районах или на морских платформах.

Первые мини НПЗ. Новые подходы к конструкции и комплектации

Первый мини-перерабатывающий завод был запущен тридцать лет назад. Это был завод с производительностью 1000 баррелей в день, размещенный на одной раме, которая включала электрический генератор, горизонтально установленную колонну с ручной установкой в вертикальное положение, а также постоянно закрепленные ручные домкраты для снятия блока с грузовой машины. Цель заключалась в том, чтобы завод мог быть запущен в действие в течение одних суток с момента доставки на место установки, без использования подъемных кранов, бетонных фундаментов или источников электроэнергии.

Предполагалось, что завод будет перемещаться ежемесячно, однако, с течением времени выяснилось следующее:

1. Мини-завод находился на первоначальном месте расположения в течение нескольких лет.

2. В большинстве мест расположения имелся источник электроэнергии или, в случае отсутствия, требуемый источник электроэнергии должен был иметь значительно большую мощность для обеспечения электроэнергией других установок.

3. Подъемные краны имелись на большинстве площадок, так что ручные домкраты не требовались. Так как имелись подъемные краны для установки блоков, стало возможным использование нескольких модулей для более свободного размещения оборудования.

Проанализировав опыт эксплуатации первого установленного мини - завода, был разработан новый подход к конструкции и комплектации, а именно:

  • Последние достижения в проектировании и конструкции системы позволяют избежать использование клапанов контроля уровня, контроллеров уровня, стеклянных индикаторов уровня и насосов со всеми вспомогательными трубопроводами. Отсутствие таковых устройств существенно упрощает требования по эксплуатации и техобслуживанию завода.
  • Завод полностью автоматизирован как для самостоятельного функционирования, так и для слежения за рабочим процессом, так что в случае развития потенциально опасной ситуации завод автоматически прекращает работу и специальный сигнализатор дает оператору знать причину остановки.
  • Дополнительно в конструкции предусмотрено помещение для контроля и лаборатория.
  • В объем поставки включается необходимый набор ручных инструментов и лабораторное оборудование, а также необходимые запасные части на два года работы.

Варианты поставки мини-завода

В арктическом варианте

  • Модели разработаны для работы на севере.
  • Высота над уровнем моря 300 метров
  • Температура: от -50°С до +40°С.
  • Эти установки были установлены в январе 1995 года.
  • Установки производят бензин, буровой раствор, зимний и летний бензин и жидкое топливо.
  • Светлые нефтепродукты используются крупными нефтяными предприятиями для пассажирского автобусного парка и другого транспорта.
  • Жидкое топливо поставляется на продажу местным электрическим и центральным станциям на территории региона.

Выход продуктов:

Нафта 16%
Бензин 33%
Остаток 51%

В тропическом варианте

  • Модели разработаны для работы на юге.
  • Высота над уровнем моря 1350 метров
  • Температура: от +1°С до +36°С
  • Эти установки производят бензин.

Сырьем для установок является газоконденсат, сырье подается вниз по трубопроводам на газоперерабатывающее оборудование, где жидкие субстанции извлекаются и перерабатываются.

Газ используется на электростанциях, поставляемых электроэнергию на рудодобывающие предприятия в регионе, для топлива и турбодвигателей.

Первоначально 2 установки были установлены в августе 1991. По мере увеличения бассейна и потребления электроэнергии, в январе 1992 были установлены 2 другие установки с целью регулирования загрузки газоконденсата. Нафта может быть использована в качестве топлива для турбин, в то время как непереработанный конденсат, из-за наличия тяжелых металлов может вызвать изнашивание турбинных лопастей.

Выход продуктов:

Нафта 65%
Дизель 30%
Остаток 5%

Предлагаются мини-заводы со следующими параметрами:

Примечание: возможно изготовление НПЗ более высокой мощности по специальному заказу.

Вышеприведенные данные по времени подготовки пуска основаны на том, что завершено строительство вспомогательных сооружений и оборудования, а также имеется подъемный кран на момент поступления комплекта мини - завода на площадку. Для того чтобы, потенциальному заказчику, вычислить производительность завода в метрических тоннах, необходимо умножить число баррелей в сутки на 0,15893, а затем на удельный вес сырья.

Дополнительное оборудование

По желанию заказчика предлагается следующее дополнительное оборудование и материальное исполнение:

  • Использование специальных сплавов при изготовлении завода для переработки высокосернистой нефти.
  • Обессоливатель для удаления соли из сырья. Более подробно
  • Гидроочиститель нафты, реактивного топлива и дизельного топлива для удаления серы из продуктов.
  • Реформеры для производства высокооктанного бензина.
  • Стабилизаторы бензина для уменьшения давления паров
  • Вакуумные асфальтовые установки для производства асфальта
  • Исполнение блоков для работы в холодных и жарких условиях, которые оснащены портативными лабораториями
  • Установки по получению гранулированной серы
  • Каталитический риформер, c разделителем, гидроочисткой, и стабилизатором

Краткое описание технологического процесса при эксплуатации

высокотехнологичные мини НПЗ

Введение

Первой частью любого анализа применения малого нефтеперерабатывающего завода является начальная оценка его экономической состоятельности. Для этого необходимо понять, что может делать малый НПЗ, а также необходима информация по предполагаемому сырью и глубокое знание локальных условий рынка. Технические вопросы, относящиеся к промышленным технологиям или проектированию редко являются важными на этой начальной стадии осуществимости.

Повышение эффективности от роста масштабов производства

Мини НПЗ (обычно <4000 баррелей в сутки) не обладает масштабами производства большого НПЗ (обычно >100000 баррелей в сутки). Капитальные затраты на переработку литра сырой нефти неизбежно высоки на мини НПЗ. Эти экономические издержки могут быть уравновешены при доступе на НПЗ к дешевой сырой нефти (например, из отдаленных или некоммерческих нефтяных бассейнов) и/или при экономии расходов по транспортировке топлива или сырой нефти (обычно в отдаленных или недоступных регионах) и/или правительственные дотации при поддержке экономической активности в удаленных регионах.

Прибрежное расположение предполагаемого мини НПЗ будет тщательно исследовано на случай наличия альтернативы импортируемого переработанного продукта из главных нефтеперерабатывающих стран. С другой стороны, расположение в удаленной или ненаселенной людьми местности обеспечит благоприятные условия для работы мини НПЗ, поскольку долгие расстояния и/или условия дорожного покрытия сказываются на увеличении расходов по транспортировке импортируемого топлива.

Для того, чтобы уменьшить капитальные затраты, мини НПЗ часто оснащается только как простой нефтеперерабатывающий завод для производства продукта прямой перегонки - дизеля или керосина, включая нафту и мазут как побочные продукты.

В некоторых случаях, экономически выгодным может быть использование второй перегонной колонны для вакуумной очистки сырой нефти из атмосферной башни в чистый тяжелый дизель (вакуумный газ-нефть) и тяжелое остаточное масло. Термальная крекинг-установка или коксовик для переработки некоторого количества или всех тяжелых нефтяных остатков в более ценные легкие продукты не является ни практичным, ни экономичным в размерах мини НПЗ.

Нафта является бензиновой фракцией сырой нефти, но она не используется на автомобильных заправочных станциях без повышения октанового числа путем дальнейшей переработки и/или смешивания. В результате снятия с производства во многих странах тетраэтилсвинцовых добавок на заправочных станциях, теперь нет простого (и, следовательно, дешевого) способа увеличения октанового числа нафты в малых масштабах производства. Использование католического преобразователя для реформинга нафты для заправочных станций обычно экономически не оправдано, поскольку капитальные затраты на нее высоки из-за малого объема производства, учитывая, что нафта состоит из не более 25% сырой нефти, некоторое количество которой потребляется во время перерабатывающего процесса. Католический преобразователь, по-видимому, повысит стоимость мини НПЗ для производства продуктов прямой перегонки примерно на 80%–100%

Главной трудностью в реализации проекта мини НПЗ является не решение, что делать с дизелем, а изобретательность, касательно, например, нахождение способа самого экономически выгодного сбыта от 50% до 75% сырой нефти.

Альтернативные затраты на топливо

Необходимо, чтобы предлагаемый мини НПЗ поставлял переработанный продукт на целевой рынок по более конкурентоспособным ценам, чем существующие поставки топлива. Знание локальных цен на топливо (и другие доступные виды топлива, такие как газ или сжиженный нефтяной газ) на целевом рынке и их конкурентоспособность является решающим для любого анализа технической осуществимости проекта. В некоторых странах цены на топливо в отдаленных регионах могут получать государственные субсидии, что затрудняет для нефтеперерабатывающего завода возможность конкурировать на этом рынке.

В некоторых случаях (но не часто) сырая нефть может быть очень высокого качества и поэтому подходит для использования на тяжелых дизельных установках без необходимости переработки. Хотя сырая нефть и не пригодна для общего дизельного рынка, при условии хорошего качества, она может быть использована при функционировании завода (например, насосы на нефтепроводах сырой нефти).

Сырая нефть

Переработка продукта прямой перегонки попросту ректифицируется путем очистки сырой нефти в компоненты до точки кипения. Дистилляция не изменяет молекулярную структуру химических компонентов. Поэтому естественные характеристики сырой нефти (или конденсата) и требуемой спецификации конечного переработанного продукта являются определяющими показателями выхода продукта из перерабатывающего завода.

Для того чтобы избежать конденсирования и замасливания на перерабатывающем заводе, необходимо максимально высокое содержание соли в сырой нефти - 1 кг на 1000 баррелей. В случае, когда уровень соли превышает данный показатель, необходимо провести подготовительные процессы. Хотя добавление вещества, расщепляющего соль является целесообразным на мини НПЗ, все же необходимо некоторое количество пресной воды и средства размещения остатков соленой воды

Другие нежелательные компоненты в сырой нефти, такие как сера, будут перебрасываться в общий поток перерабатываемых продуктов. Максимально допустимый уровень серы для переработанных продуктов обычно регулируется государством.

Сырая нефть с уровнем серы <1% будет перерабатываться в пределах допустимых характеристик топлива для дизеля и нафты без необходимости процессов выделения серы. Однако следует учитывать и местные установки, поскольку различия в разных странах могут быть значительными. Приблизительно 70% серы концентрируется в осадках тяжелого топлива. Характеристики топлива могут определять максимальный допустимый уровень содержания серы в сырой нефти, с целью избежать

В заключении, оптимальным сырьем для мини НПЗ в целом является сырая нефть высокого качества по АНИ или конденсат с компонентом дизеля относительно высокого качества.

Оптимизация проекта. Рекомендации

Следующие дополнения способствуют экономическому улучшению проекта:

1. В случае наличия большого числа нефтяных бассейнов, следует выбирать то месторождение, где высокие показатели качества сырой нефти, в частности с высоким уровнем сбыта дизеля.

2. Если трубопровод для сырой нефти располагается рядом, то следует помещать нежелательные побочные нефтяные продукты в него же. Помимо прочего это потребует также соглашения о покупке нефтяными компаниями, компаниями, производящими трубопроводы и перерабатывающими заводами побочных продуктов перерабатывающего завода.

3. Следует найти локальные рынки для побочных продуктов. Например, нафта может быть использована для турбореактивных двигателей (но следует проверить доступность конкурентоспособного газа или сжиженного нефтяного газа) или может быть использована как растворитель/ сольвент или нефтехимическое сырье. В северном климате нафта часто используется как незамерзающая жидкость для завершения скважины вместо дизеля. Жидкое топливо может быть использовано как бункерное, котельное топливо или тяжелое топливо для электростанций при приемлемых характеристиках.

4. Вакуумная дистилляция выделяет тяжелый дизель (вакуумный газойль) из остаточного нефтепродукта, таким образом, снижая количество осадка, с которым в конечном итоге необходимо иметь дело. Вакуумный газойль пригоден в качестве тяжелого топлива для заводов (например, электростанций).

5. В то время как тяжелый дизель как топливо не пригоден для привычных стандартных промышленных турбин, существуют предприятия по производству турбинных генераторных установок, которые используют нафту и вакуумную смесь газойля. Эти турбины представляют собой установки, оснащенные скатами/шасси и могут дополнить инсталляцию продукта. Для достижения запланированных целей следует учитывать, что потребляемая мощность 100 баррелей в сутки остаточного нефтепродукта составляет 1.5 молекулярной массы мощности электростанции.

6. При условии, если нафта обладает подходящими характеристиками, то ее можно смешивать с веществами, повышающими октановое число, такими как автомобильный бензин, толуол или оксигенат (МТБЭ/метил третил бутан эфир) для производства бензина с низким октановым числом. Однако, требуется относительно большое количество этих продуктов, что вызывает значительные дополнительные затраты на закупки, перевозку и хранение.

Технологические установки переработки нефти в бензин, цена на изготовление

Для чего необходимо изготовление нефтеперерабатывающего оборудования (мини нпз, заводов по переработке нефти)? Очевидный ответ — для эффективной переработки нефти и получения авиационного и дизельного топлива, смазочных материалов, растворителей и других нефтепродуктов, без которых трудно представить жизнь современного человека.

Компания OOO НПП "HOУ Пром" в России использует только современные технологии для производства технологических установок. Мы индивидуально рассмотрим вашу заявку на изготовление нефтеперерабатывающего оборудования и найдем наилучший способ для ее реализации.

Ниже представлены технологические установки переработки нефти, изготовленные нашим предприятием. При вашей просьбе мы можем изменить типовую конструкцию под ваши нужды и учтем все техническиетребования.

Какие требования обязаны соблюдать компании, производящие технологические установки переработки нефти?

Технологические установки по переработке нефти, предназначенные для эксплуатации на заводах, должны быть оборудованы системами противоаварийной автоматической защиты, служащей для предупреждения аварийных ситуаций, а также системами регулирования параметров процесса нефтепереработки, автоматического контроля и освобождения установки от нефтепродуктов в аварийный резервуар в случае возникновения аварии.

Изготовление нефтеперерабатывающего оборудования, используемого при низких температурах, предусматривает оснащение установки системами обогрева трубопроводной арматуры и непосредственно трубопроводов вкупе с остальным технологическим оборудованием и помещениями для работников.

Кроме того, изготовление нефтеперерабатывающего оборудования предполагает проектирование и производство устройств и механизмов, способных противостоять коррозии. Добиться этого можно при соблюдении двух условий: технологические установки должны быть выполнены из высоколегированной стали, а качество сырья, используемого в процессе переработки, должно быть действительно высоким.

Стоит учитывать, что в зависимости от комплектации технологической установки переработки нефти цены будут меняться!

Что именно производят компании, предлагающие своим клиентам изготовление установок первичной переработки нефти?

Предприятия, осуществляющие изготовление установок по переработке, поставляют на рынок такие технические устройства, как теплообменники, печи подогрева нефти и ресиверы, газовые и нефтегазовые сепараторы, используемые для дегазации нефти и обеспечивающие на выходе минимальное содержание жидкости.

Цена на изготовление установок первичной переработки нефти в бензин (технологические установки переработки нефти) включает в себя также производство различных фильтров, трубных пучков и ёмкостей, выдерживающих высокие температуры.

Завод по переработке нефти применяет данные конструкции для слива масел и конденсата.

Помимо этого компании, специализирующиеся на изготовлении нефтеперерабатывающего оборудования, выпускают разнообразные автоматические и полуавтоматические дозиметры и определители.

Установка первичной переработки нефти не единственная продукция производимая OOO НПП "HOУ Пром" в России. Среди ассортимента продукции организаций, выполняющих изготовление нефтеперерабатывающего оборудования, можно встретить технологические установки с мощными системами по переработке нефти в бензин, мазут, дизельное топливо и другие нефтепродукты.

Наконец, изготовление нефтеперерабатывающего оборудования предполагает проектирование и производство мини-нпз — комплексов по переработке нефти, состоящих из котельных и факельных установок, насосов и ёмкостей, а также из служебных помещений и лаборатории, где проводится контроль за качеством реализуемой продукции.

Изготовление нефтеперерабатывающего оборудования для мини-нпз — то, с чего началась история успеха нашей компании. Более того, мы были среди тех, кто первыми осуществили разработку и выпуск комплекса технических устройств для мини завода по переработке нефти. Сегодня мы выполняем проектирование и изготовление нефтеперерабатывающего оборудования, позволяющее увеличивать глубину переработки нефти  до 95%.

Если вам необходимы услуги компании, для которой технологические установки переработки нефти в бензин — не только вид деятельности, а образ жизни, обращайтесь и убеждайтесь: работа с профессионалами — это грамотный подход к решению любой задачи и гарантия эффективного результата. К тому же цена на наше оборудование Вас приятно удивит! 

Наименование

Установка первичной переработки нефти. Производительность по сырью 20 000 тонн в год. Назначение — для разделения сырой нефти или газового конденсата на фракции бензина, дизельного топлива, керосина, мазута.

Установка первичной переработки нефти. Производительность по сырью 20 000 тонн в год. Назначение — для разделения сырой нефти или газового конденсата на фракции бензина, дизельного топлива, керосина, мазута.

Установка первичной переработки нефти. Производительность по сырью 46 000 тонн в год. Назначение — для разделения сырой нефти или газового конденсата на фракции бензина, дизельного топлива, керосина, мазута.

Установка первичной переработки нефти. Производительность по сырью 65 000 тонн в год. Назначение — для разделения сырой нефти или газового конденсата на фракции бензина, дизельного топлива, керосина, мазута.

Установка первичной переработки нефти. Производительность по сырью 100 000 тонн в год. Назначение — для разделения сырой нефти или газового конденсата на фракции бензина, дизельного топлива, керосина, мазута.

Установка первичной переработки нефти. Производительность по сырью 120 000 тонн в год. Назначение — для разделения сырой нефти или газового конденсата на фракции бензина, дизельного топлива, керосина, мазута.

Установка первичной переработки нефти. Производительность по сырью 150 000 тонн в год. Назначение - для разделения сырой нефти или газового конденсата на фракции бензина,  дизельного топлива, керосина, мазута

Установка первичной переработки нефти. Производительность по сырью 300 000 тонн в год. Назначение - для разделения сырой нефти или газового конденсата на фракции бензина,  дизельного топлива, керосина, мазута.

Специфика работы мини-НПЗ — Татцентр.ру

Малая переработка нефти в России возникла немногим более 15 лет назад и на протяжении всего своего существования рассматривалась исключительно как «остаточное» явление ТЭК.

Сектором мини-НПЗ — не те масштабы — государство ни разу всерьез не интересовалось, отдавая все силы «большой» нефтепереработке. В значительной мере этот рынок обойден вниманием и СМИ, и отраслевых экспертов, что закономерно порождает дефицит качественной статистики и избыток субъективной аналитики.
В то же время, сектор мини-НПЗ характеризуется не только малой мощностью установок, но и своей экономической нишей, направленностью на решение локальных задач, и именно поэтому его нельзя рассматривать сквозь призму большой переработки нефти. По крайней мере, пока.

Грядущее вступление в силу технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» сегодня заставляет многих экспертов говорить об окончании эры мини-НПЗ. Вполне реалистичен и другой сценарий развития ситуации: трансформация сектора малой переработки. Судя по всему, этот тернистый путь является единственным шансом для мини-НПЗ оставить за собой свою экономическую нишу в новых условиях. Более того, если будут реализованы все стартовавшие на сегодняшний день проекты, то доля моторных топлив от мини-НПЗ на российском рынке к 2012 году может достичь 20%. Теоретически…

Формирование сектора малой переработки нефти в России началось после распада СССР Сейчас большинство мини-НПЗ в технологическом плане представляют собой установки атмосферной перегонки нефти, сконструированные на основе упрощенных схем. При этом, установки мощностью по сырью от 5 до 500 тыс. твг принято относить к малотоннажным установкам (МТУ), тогда как установки мощностью 1−2 млн твг — к малым НПЗ, совокупность же МТУ и малых НПЗ принято объединять под термином «мини-НПЗ».

Технологическая специфика мини-НПЗ: 4 уровня

Степень автоматизации технологического процесса на многих действующих мини-НПЗ невысока. Внедрение большинства вторичных процессов переработки сырья экономически нецелесообразно, за исключением, пожалуй, термического крекинга мазута, эффективно применять который можно, начиная с мощности по нефти в 100 тыс. твг.

Большинство экспертов сошлись во мнении, что существует «пирамида» мощности мини-НПЗ по сырью, разделенная на уровни, и переход на каждый последующий ее уровень позволяет экономически обосновано внедрять различные технологии вторичной переработки нефти, улучшая экономические показатели и качество вырабатываемой продукции. Проанализируем технологическую составляющую мини-НПЗ, находящуюся на разных уровнях пирамиды. Вначале рассмотрим два нижних уровня.

Принципиальные различия между этими группами мини-НПЗ состоят не только в мощности, но и в рентабельности производства. Так, рентабельность заводов базового уровня с мощностью менее 100 тыс. твг не будет превышать 10%, что говорит о низкой привлекательности таких проектов как отдельного бизнеса. В то же время рентабельность производства второй группы мини-заводов уже находится в среднем на уровне 50%. резко повышая инвестиционную привлекательность, что обусловлено ростом глубины переработки сырья приблизительно с 50 до 70%.

На обоих уровнях мини-НПЗ возможна выработка исключительно прямогон-ного (низкооктанового) бензина; качество производимого дизельного топлива полностью определяется содержанием серы и парафинов в сырье. Разумеется, говоря о рентабельности первых двух групп мини-НПЗ, мы исходим из возможности реализации вырабатываемой ими продукции, что уже в ближайшем будущем не будет представляться возможным.

Третий уровень пирамиды мощности мини-НПЗ за счет использования процессов термокрекинга, гидроочистки и риформинга обеспечивает не только привлекательную рентабельность производства, но и возможность выработки качественного малосернистого дизельного топлива и высокооктанового автобензина.

Четвертый уровень мощности — некое переходное состояние. Такие заводы часто строят в несколько этапов, и по мере пуска в эксплуатацию всех мощностей завод освобождается от приставки «мини-» не только в плане объема переработки сырья, но и в отношении технологической оснащенности, переходя в группу средних НПЗ. Комплекс процессов каталитического и гидрокрекинга, изомеризации и алкилирования позволяет уже выходить на уровень качества моторных топлив, соответствующий стандарту Евро-4.

Мини-НПЗ четвертого уровня мощности хоть и требуют немалых инвестиций, но в случае, если потенциально
му владельцу важна прозрачность бизнеса, а основным способом сбыта нефтепродуктов станет оптово-розничная реализация, видятся оптимальным вариантом. Мини-НПЗ этой группы еще называют региональными, так как они потенциально способны покрывать потребности в нефтепродуктах удаленных регионов страны.

Часто встречающееся заблуждение — недооценка разницы между глубиной переработки сырья и качеством вырабатываемых нефтепродуктов. Глубина переработки напрямую зависит от внедрения вторичных деструктивных термических или термокаталитических процессов, но она отнюдь не является залогом высокого качества вырабатываемых светлых продуктов переработки. К примеру, термический крекинг, применимый на большинстве мини-НПЗ, дает значительный выход олефиновых углеводородов, содержание которых в бензинах нежелательно. В то же время, содержание серы во фракциях термокрекинга определяется ее процентом в сырье и может быть уменьшено только путем гидроочистки. Вопрос октанового числа автобензинов неоднозначен. Его можно повышать риформингом, но требования Евро-4, которые будут действовать в нашей стране с 2010 года, значительно ограничат содержание риформата в автобензинах.

География мини-НПЗ — в расчете на спрос на нефтепродукты

По данным Информационного центра «Кортес», в настоящее время в России действуют 80 и строятся 29 мини-НПЗ различной мощности. В данном случае речь идет именно о легально работающих установках, а не о так называемых «самоварах», официальной статистики по которым не существует.

Анализ распределения действующих мини-НПЗ по федеральным округам выявляет концентрацию малой переработки в районах, в которых большая переработка представлена недостаточно или не представлена вовсе. Так, на территории Приволжского ФО находятся почти половина больших и меньше четверти мини-НПЗ, что в абсолютных цифрах дает нам соответственно 12 и 19 предприятий. В то же время, в УрФО нет ни одного большого НПЗ, зато официально работают 13 мини-заводов. Из картины регионального распределения следует, что мини-НПЗ процветают там, где высок спрос на нефтепродукты, который по разным причинам не может быть полностью обеспечен поставками крупных предприятий .

Мини-НПЗ увеличивают мощности

В статистике ИЦ «Кортес» на сегодняшний день фигурируют мощности 66 действующих и 25 строящихся мини-заводов. Приведенные данные явно показывают обратную зависимость между уровнем мощности и соответствующим количеством действующих мини-заводов. Так. в стране сейчас действуют 26 мини-НПЗ, обладающих мощностью менее 50 тыс. твг, и они составляют наиболее многочисленную группу. Мощность 24 мини-заводов находится в пределах 50−200 тыс. твг. Суммарно две эти группы составляют 75% сегмента мини-НПЗ, мощности которых известны статистике.

Очевидно, что на трети действующих мини-НПЗ не применяется даже термокрекинг мазута, и они представляют собой исключительно малотоннажные установки атмосферной перегонки нефти. Данный факт свидетельствует о явно специфическом предназначении большинства действующих установок. В частности, это задача снабжения пусть даже низкокачественным, но дешевым топливом удаленных предприятий. Иную картину дает статистика строящихся мини-НПЗ. В этом случае мы наблюдаем рост числа мини-заводов с увеличением мощности. Так, проектная мощность почти половины строящихся мини-НПЗ превышает 500 тыс. твг (12 предприятий), а четверть строящихся мини-заводов обладают мощностью от 200 до 500 тыс. твг. Соответственно, почти на ¾ строящихся мини-НПЗ потенциально возможен выпуск высокооктановых марок автобензинов и качественного дизельного топлива.

Стремятся ли к этому владельцы мини-НПЗ? С полной уверенностью утверждать это вряд ли возможно, однако верить в ориентацию будущих предприятий на производство качественного моторного топлива, безусловно, хочется. С другой стороны, видно, что рынок в целом не вполне согласен с позицией министра В. Христенко, который обозначил свое отношение к вопросу следующим высказыванием: «У меня нет предубеждения относительно мини-НПЗ, есть сомнения, что это экономически оправдано для инвесторов». По его мнению, с экономической точки зрения целесообразно строить НПЗ мощностью не менее 7 млн твг, тогда как мы видим бурное и, насколько можно судить, экономически оправданное развитие строительства более мелких заводов.

Позицию министра можно понять разве что, глядя на действительность глазами ВИНК — собственно так, как это не перестает дел
ать российское правительство с самого зарождения рынка. На протяжении последних лет мы были свидетелями громких покупок ВИНК весьма успешных малых независимых нефтедобывающих предприятий, но при этом наши эксперты не назвали ни одного факта покупки действующего успешного мини-НПЗ крупной нефтяной компанией. Отсутствие интереса с их стороны к покупке такого рода активов не только подчеркивает специфическую нишу малой переработки нефти, но главное — разные «весовые категории» большой и малой переработки нефти. Эта отрасль ТЭК, имеющая очевидные преимущества и при адекватных инвестициях способная решать задачи обеспечения качественными нефтепродуктами отдаленных районов, похоже, так и останется уделом именно независимого сегмента.

Производственная специализация мини-НПЗ: дизель и прямогон

Анализ участия действующих мини-НПЗ в производстве нефтепродуктов позволяет утверждать, что. во-первых, налицо специализация малой переработки нефти на производстве дизельного топлива — его вырабатывают 62 мини-завода из 80 действующих. Во-вторых, сброс прямогонного бензина и мазута в трубопровод практикуется приблизительно на 30 мини-НПЗ (если исходить из отсутствия этих позиций в списке вырабатываемых нефтепродуктов). Наконец, лишь 21 мини-завод вырабатывает автомобильный бензин, соответственно, только эти мощности потенциально могут быть оснащены риформингом и гидроочисткой. В то же время и этот факт не бесспорен, так как автобензин может быть произведен путем компаундирования с октаноповышающими добавками и присадками.

Существующая структура вырабатываемых на мини-НПЗ продуктов еще раз подтверждает в целом безрадостную картину технологического оснащения малой нефтепереработки, но при этом подчеркивает специфику отрасли. Ведь в России дизельное топливо в основном потребляет не частный автотранспорт, а грузовая техника и различные промышленные установки. Таким образом, мы получили еще одно подтверждение тезиса о специализации мини-НПЗ на снабжении удаленных предприятий дешевым и преимущественно дизельным топливом. О нацеленности этих заводов на розничный рынок нефтепродуктов в подавляющем большинстве случаев речи не идет.

Доля мини-НПЗ — 2,6% переработанной нефти

Завершим обзор статистики малой переработки анализом ее абсолютных и относительных показателей за 2007 год. В 2007 году на долю мини-НПЗ пришлось 2,6% переработанной нефти. С одной стороны, эту цифру сложно назвать впечатляющей, но в то же время отрасль продемонстрировала фантастический прирост общего объема переработки в размере 131,7%. При этом, за 2007 год на мини-НПЗ произведено дизтоплива почти в 8 раз больше, чем автобензина, а отношение выработки дизтоплива к авиакеросину и того выше — 14,3.

Беспристрастный анализ статистических данных не позволяет вменить в вину мини-заводам проблему некачественного моторного топлива на заправках. Полпроцента автобензина, официально производимого на мини-НПЗ — это капля в море, которая объективно никак не может повлиять на рынок моторного топлива. Доля выработки дизельного топлива на легально действующих мини-НПЗ, составляющая 2,4%, почти в 4,5 раза превышает показатель по автомобильному бензину, но и она не может быть ощутимой в масштабе топливного рынка страны.

Если весь прямогонный бензин, выработанный известными статистике мини-НПЗ в 2007 году, попадет на розничный рынок, то его окажется всего лишь порядка 680 тыс. т, а 27 больших НПЗ за этот же период времени произвели без малого 35 млн т автобензина. То есть: доля российского бензина, приходящаяся на малую нефтепереработку, незаметна в общем объеме. Поэтому корни проблемы значительного количества фальсифицированного топлива на заправках, ориентируясь на официальные факты, следует искать не в существовании мини-НПЗ, а в иных источниках. Более вероятной причиной видится «самоварный» бизнес, процветающий в южных регионах страны, и «разбодяживание» на нефтепродуктовых базах, то есть незаконные и уголовно преследуемые деяния.

Таким образом, российская малая нефтепереработка — явление локальное, роль которого как способа создания дополнительной конкуренции на рынке моторного топлива в масштабах страны сильно преувеличена. Мини-НПЗ в сегодняшнем состоянии, конечно, могут оказывать влияние на рынки моторного топлива некоторых отдаленных регионов России с малой численностью населения и малым потреблением горючего, но, скорее, по причине низкой цены нефтепродуктов, а не их
качества. Полноценная конкуренция со стороны мини-НПЗ будет возможна лишь в случае роста их вклада в производство нефтепродуктов — если не на порядок, то хотя бы в разы, а также при сопоставимом уровне качества с продукцией больших НПЗ.

Техрегламент о требованиях к бензинам: борьба за выживание мини-НПЗ

Следует априори признать право на существование малого сектора в российской нефтепереработке, хотя бы по причине наличия соответствующих ниш — «пустот», которые образуются при реализации масштабных проектов «даунстрима» и нуждаются в заполнении. Впрочем, речь ни в коем случае не идет о рекомендации легализовать производство низкокачественных моторных топлив только потому, что действующая установка не способна ни на что другое.

Как известно, 5 сентября 2008 года в силу вступает специальный технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту». Согласно документу, выпуск бензина стандарта Евро-2 будет разрешен до 31 декабря 2008 года. Евро-3 — до 31 декабря 2009 года, Евро-4 — до 31 декабря 2012 года. Очевидно, что подавляющее большинство действующих мини-НПЗ не сможет вырабатывать соответствующие регламенту нефтепродукты и легально их реализовывать на розничном рынке уже с начала 2009 года.

Призывы установить дифференцированные требования к качеству моторного топлива в зависимости от региона страны не обоснованы. Принятый регламент, хоть и в жесткой форме, все же определяет стратегическое направление развития российской нефтепереработки и рынка нефтепродуктов в направлении повышения качества и ужесточения экологических требований. Ввод же дифференцированных стандартов, скорее всего, в массовом порядке будет воспринят как легальный повод для переноса сроков модернизации производственных мощностей.

Возникает вопрос: какие мини-НПЗ смогут легально производить нефтепродукты для розничного рынка моторного топлива? Очевидно, что с наступлением 2009 года продолжат работать мини-заводы мощностью более 200 тыс. твг, оснащенные комплексом риформинга и гидроочистки, а с наступлением 2010 года — только региональные мини-НПЗ, находящиеся на вершине пирамиды мощности. Этот сегмент малой переработки нефти определенно имеет перспективы —даже в свете вступления в силу регламента, но при условии адекватных вложений в развитие производственных мощностей и выработки нефтепродуктов современного качества. Похоже, сложившаяся ситуация в полной мере осознается и бизнесом, о чем говорит преимущественное строительство мини-НПЗ мощностью более 500 тыс. твг.

Два нижних уровня пирамиды уже с сентября этого года будут испытывать трудности с выпуском нефтепродуктов для розничного рынка. Учитывая же, что значительная часть таких мини-НПЗ принадлежит крупным предприятиям и выполняет функцию по удовлетворению собственных потребностей в дешевом моторном топливе, судьба данного сегмента малой переработки нефти будет зависеть от принципиальной позиции правительства и контролирующих органов.

Если же говорить о сегодняшней букве закона, то никаких шансов на продолжение выпуска в оборот продукции двух нижних уровней нашей «пирамиды» не предусматривается. Ситуацию может изменить лишь принятие поправок, откладывающих вступление в силу очередных этапов «европеизации» российского топливного рынка с учетом явного отставания как малой, так и крупной переработки. По нашим оценкам и по оценкам опрошенных нами экспертов, такой вариант развития событий вполне возможен.

Выживут немногие мини-НПЗ

Однако, если не пользоваться сослагательным наклонением, то в соответствии с утвержденным техническим регламентом к 2010 году на внутренний топливный рынок смогут работать лишь мини-НПЗ четвертого уровня. Общая мощность таковых среди ныне действующих мини-НПЗ составляет 9 млн твг; среди строящихся мини-НПЗ — 19,2 млн твг.

На полный цикл создания мини-НПЗ требуется в среднем 2−3 года, следовательно, к 2011−2012 годам, по нашим прогнозам, будут законопослушно работать 25% действующих в настоящее время и 54% строящихся мощностей. По оценкам ЛУКОЙЛа, общая мощность крупных НПЗ к 2012 году в России должна составить около 294 млн твг. К этому же году общая мощность мини-НПЗ ориентировочно составит 28.2 млн твг, то есть около 10% от суммарной мощности «большой» нефтепереработки. При 90%-ной загрузке мощностей еж егодный суммарный объем переработки нефти на мини-НПЗ может достичь уровня 25,4 млн твг.

Большинство строящихся мини-НПЗ 4-го уровня ориентированы как минимум на 85%-ю глубину переработки нефти, следовательно, из 25,4 млн т переработанной нефти потенциальный выход светлых фракций будет составлять около 21,6 млн т. Суммарное содержание бензиновых, керосиновых и дизельных фракций можно ориентировочно оценить в 17,5 млн т, из которых около 16 млн тонн будет приходиться на бензины и дизельное топливо.

Таким образом, если по средневзвешенному прогнозу ЛУКОЙЛа потребление моторного топлива на российском рынке при оптимистическом росте ВВП в 2012 году составит около 80 млн твг, то доля участия малой переработки в этом рынке может достичь 20%. И, хотя в нынешней ситуации ручаться за абсолютные цифры топливного прогноза не приходится, динамика представляется абсолютно очевидной. По всей видимости, мы доживаем последние годы недооценки мини-НПЗ.

Мини-заводы будут производить нефть из углей

Успешно апробирована уникальная технология прямого ожижения угля для производства синтетической углеводородной смеси — аналога нефти. Причем себестоимость получаемого топлива в разы дешевле «естественного». Диапазон применения мини-заводов практически безграничен — от сельского хозяйства до ЖКХ, сообщает сайт «Сделано у нас».

Как отмечают разработчики, им удалось создать действующую технологию ожижения угля, подходящую для массового внедрения. В первую очередь она подходит для малого и среднего бизнеса, так как ее внедрение не требует значительных затрат и быстро окупается.

Первая установка по производству синтетических жидких котельных топлив из углей по технологии электрокавитационной обработки водоугольных смесей уже изготовлена и отгружена заказчикам — на стекольный завод в городе Нампо (КНДР). Ее мощность по конечному продукту — 15 тонн в сутки. Параллельно уже разработано технико-экономическое обоснование на оборудование мини-завода по производству из угля дизельного топлива мощностью до 100 тонн в сутки для собственных технологических нужд объектов угледобычи ООО «Промугольсервис» (Новокузнецк). Начата разработка проекта по автономному отоплению, энергоснабжению и обеспечению ГСМ агрокомплекса в Алтайском крае.

Работы ведутся в кооперации. НП «Южно-Уральское техническое общество» (город Миасс Челябинской области) отвечает за разработку технической документации, ведение договорных отношений, организацию изготовления и поставки комплектующих. ООО «Квант» (город Новокузнецк Кемеровской области) — за отработку технологии, изготовление электроразрядной установки, сборку и заводские испытания комплекта, пусконаладочные работы. ООО НПО СПб ЭК (Санкт-Петербург) является технологическим партнером, отвечает за продвижение, тиражирование разработки и активное внедрение ее на промышленных предприятиях страны и за рубежом.

Стоит отметить, что само производство жидкого моторного топлива из угля дело не новое. В различных странах сейчас работает более 80 опытных установок ожижения угля. Однако в промышленном масштабе эти технологии не используются вследствие целого ряда причин.

«Основные недостатки существующих технологий ожижения угля обусловлены невысокой производительностью процесса, протекающего при высоких давлениях и температурах, в присутствии катализаторов, а также необходимостью организации производства водорода и кислорода, выделения катализатора для повторного использования в процессе, — поясняет Игорь Якупов, заместитель директора Южно-Уральского технического общества. — Масштаб рентабельного производства в этой области начинается с уровня примерно полмиллиона тонн жидких продуктов в год, то есть порядка нескольких миллионов тонн в год по исходному углю».

В этом случае нужны колоссальные инвестиции, примерно от миллиарда долларов при сроках окупаемости семь-восемь лет и дольше. Очевидно, что такие проекты могут быть исключительно долгосрочным вложением капитала игроков мирового уровня. Именно поэтому ни в одной стране пока не было построено ни одного коммерческого производства синтетического жидкого топлива из угля. При этом притягательность формулы «бензин из угля» не оставляет в покое многих производственников. И запросы на проработку технологии к специалистам по глубокой переработке угля поступают постоянно. Экономическая целесообразность производства жидкого топлива из углей определяется достаточными запасами угля в нашей стране и коммерческой эффективностью, сопоставимой с эффективностью перегонки нефти.

Главное отличие проекта от существующих способов переработки углей заключается как раз в значительном снижении удельных затрат, стоимости оборудования за счет исключения процессов, протекающих при высоких температурах и давлениях, исключении каталитических реакций. Технология гораздо дешевле и проще. Нет необходимости строить целые заводы с гигантским производственным циклом, нести огромные расходы.

«Наше оборудование достаточно компактное, оно позволяет путем обработки двухфазной водно-угольной среды с добавлением тяжелого нефтяного остатка (ТНО) в кавитационном поле, создаваемом импульсными высоковольтными разрядами, переработать дешевый бурый уголь в аналог нефти, а из нее выделить аналоги бензина, дизтоплива и мазута. Причем себестоимость синтетического горючего, по нашим расчетам, будет втрое меньше получаемого обычным путем», — отмечает Игорь Якупов.

Сырьем для производства является уголь — 50%, ТНО — 23%, вода — 27%. На переработку подается измельченный уголь — угольная пыль, в установке перемешивания он смешивается с водой и ТНО, далее смесь обрабатывается в гомогенизаторе роторного типа — кавитационно-гидроударном диспергаторе (КаГуД). После этого гомогенная коллоидная суспензия подается насосом на установку электрогидроударной импульсной обработки с напряжением на разрядной ячейке до 60 000 В.

На выходе получается нефтеподобный продукт плотностью 0,95–0,96 г/см3. Для получения товарной нефти из нефтеподобного продукта отделяются вода и угольный остаток. Выделенная углеводородная фракция СУН плотностью 0,825 г/см3 разгоняется на товарные фракции с поочередным их отбором.

После изготовления опытно-промышленного образца установки мощностью по переработке угля 15 тонн в сутки разработчики приступили к проектированию и изготовлению установки глубокой переработки угля мощностью до 50 тонн в сутки. Сначала полуавтоматизированная технологическая линия модульной конструкции измельчает сырье, подаваемое с угольного склада. Затем смешивает измельченный уголь с водно-мазутной эмульсией с получением устойчивой водно-угольно-мазутной композиции, которая направляется на обработку в проточном реакторе с получением жидкой углеводородной топливной композиции (аналога нефти). После этого происходит переработка этой композиции в товарные синтетические жидкие топлива.

Разработчики объясняют, что высокая отдача таких установок получается при малых объемах производства. Низкобюджетная мобильная установка вполне применима даже в условиях Крайнего Севера, куда горючее приходится везти за тысячи километров. Ее можно поставить вблизи мест добычи угля и прямо на месте вырабатывать дизтопливо и бензин. Такие установки можно также применять для утилизации угольных шламов, отвалов — выиграют и экология, и производство. Вообще, возможности применения подобных мини-заводов практически безграничны — это и сельское хозяйство, и малая энергетика, и ЖКХ.

Казахстан решает проблему дефицита ГСМ в регионах и вводит новые мини-НПЗ

В Казахстане вот уже на протяжении нескольких лет решается вопрос строительства нового нефтеперерабатывающего завода. Буквально на днях СМИ стало известно, что в Мангистауской области построят  четвертый НПЗ, однако позже информация несколько изменилась – теперь проект называют комплексом по переработке нефти. Соответственно, вопрос с новым НПЗ все еще открыт…

А в этом году нефтяной баланс страны оказался очень и очень шатким – коронавирус и упавшая цена на сырье ударили по экономике одновременно. Вследствие долгого карантина снизился и спрос на нефтепродукты. А с экранов телевизоров чиновники наперебой твердят о кризисе. Так стоит ли тратиться в ближайшее время на столь крупные проекты?

Затянувшийся вопрос

Обсуждения вокруг строительства четвертого НПЗ в стране тянутся с советских времен – с 1991 года. Еще тогда было принято постановление о его возведении в Мангистауской области. Тогда даже построили часть инфраструктуры. Но объект заморозился из-за развала Союза. А затем постепенно и жизнь начала налаживаться: добыча нефти пошла вверх, потребление тоже повысилось.

Однако со временем, построенные еще в советское время НПЗ, начали давать сбои, и это приводило к дефициту бензина. Были времена, когда заводы покрывали всего лишь 40% потребностей страны. Периодически это ощущали на себе водители: многие наверняка помнят времена топливных коллапсов. Нехватка топлива компенсировалась тогда российскими поставками.

В итоге на чаше весов оказались два вопроса: построить новый завод или отремонтировать старые? Второй вариант перевесил и в 2009 году Правительство утвердило план развития НПЗ до 2015 года. К этому году планировалось модернизировать все три действующих предприятия.

Однако на деле модернизация затянулась аж до 2018 года. Сейчас три нефтеперерабатывающих завода – Атырауский, Павлодарский и Шымкентский полностью отремонтированы. На этот долгий процесс потратили уйму денег – 6,3 миллиарда долларов. Помимо денег «КазМунайГаза» пришлось просить деньги у Банка развития Казахстана, экспортно-импортного банка Китая и Японского банка международного сотрудничества.

Зато после модернизации заводы смогли выйти на плановые показатели переработки. Каждое предприятие перерабатывает в год больше 5 миллионов тонн нефти и полностью покрывает спрос на внутреннем рынке. А во время чрезвычайного положения и карантина НПЗ чуть ли не простаивали.

Увеличение мощностей мини-НПЗ в Мангистау

Переработка углеводородного сырья на мини-НПЗ в Мангистауской области позволит обеспечить регион собственным ГСМ.

Для обеспечения потребителей Мангистауской области и не только продуктами нефтепереработки: мазутом, дизельным топливом, бензином и печным топливом единственная в регионе нефтеперерабатывающая компания ТОО «Mangystau Oil Refining» реализует планы по увеличению мощности своего предприятия с 300 тыс. тонн до 830 тыс. тонн нефтепродуктов в год. Поставленных целей планируется достичь во втором полугодие 2021 года.

 Компания работает в Мангистауской области уже три года. Основным видом деятельности является переработка углеводородного сырья на собственном заводе нового поколения MK «OPTIMA».

Первый этап комплекса по переработке углеводородного сырья был запущен в 2017 году. Его мощность составила  65 тыс. тонн сырья в год. В 2020 планируется увеличить мощность до 300 тыс. тонн сырья в год.

Стоит отметить, что предприятие является единственным в регионе, которое реализует продукцию завода, тем самым частично закрывает потребность региона ГСМ-ом. И в этой связи руководством предприятия принято решение в 2021 году реализовать третий этап ввода в эксплуатацию комплекса по переработке углеводородного сырья проектной мощностью 830 тыс. тонн сырья в год.

Отсутствие конкурентов в регионе делает проект высокорентабельным в экономическом и социальном планах. Основной фактор – большой и постоянный спрос на ГСМ.

Технологии, применяемые на производстве, соответствуют как международным, так и внутриреспубликанским стандартам и нормативам.

Предприятие ориентировано на сбыт готовой продукции оптовым покупателям, таким как Socar Marketing, крупным региональным и республиканским предприятиям.

Для поставки сырья на завод компанией получены технические условия по системе АО «КазТрансОйл», а также от АО «НК «Актауский морской торговый порт» с целью строительства нефтепровода для отгрузки готовой продукции трубным транспортом.

Между тем, расположенность компании вблизи «морских ворот» Казахстана позволяет свободно продавать мазут и в прикаспийские государства. Кроме того, печное топливо, выпускаемое заводом, поставляется для бункеровки танкеров и кораблей АО «КазМорТрансФлот». А бензин и дизельное топливо полностью идут на внутренний рынок.

Компания имеет собственную испытательную лабораторию,  где проводятся лабораторные испытания и анализ нефти, нефтепродуктов.

Руководство компании постоянно ищет новые пути развития. К примеру, в прошлом году был подписан меморандум о взаимном сотрудничестве между акиматом Мангистауской области и компанией, в рамках которого для модернизации  производства планируется оказание помощи со стороны государства в реализации проектов, а именно: помощь и поддержка государства в обеспечении сырьем завода; выделение дополнительных 5 га земли для строительства и эксплуатации технологического комплекса по гидроочистке и гидродепарафинизации дизельной фракции и каталитического риформинга с целью получения высококачественных светлых нефтепродуктов: бензин марки АИ 92, АИ 95 и дизельное топливо Евро 5.

Кроме того,  компанией осуществляется очистка железнодорожных цистерн от донных отложений, а параллельно реализуется единственный в РК проект по промывке ж/д цистерн с наружной стороны.

С момента основания на предприятии работают 163 человека. В дальнейшем планируется увеличить штат до 500 человек.

Несбывшееся планы

Обсуждения вокруг строительства четвертого НПЗ в стране тянутся с советских времен – с 1991 года. Еще тогда было принято постановление о его возведении в Мангистауской области. Тогда даже построили часть инфраструктуры. Но объект заморозился из-за развала Союза. А затем постепенно и жизнь начала налаживаться: добыча нефти пошла вверх, потребление тоже повысилось.

Однако со временем построенные еще в советское время НПЗ начали давать сбои, и это приводило к дефициту бензина. Были времена, когда заводы покрывали всего лишь 40% потребностей страны. Периодически это ощущали на себе водители: многие наверняка помнят времена топливных коллапсов. Нехватка топлива компенсировалась тогда российскими поставками.

В итоге на чаше весов оказались два вопроса: построить новый завод или отремонтировать старые? Второй вариант перевесил и в 2009 году Правительство утвердило план развития НПЗ до 2015 года. К этому году планировалось модернизировать все три действующих предприятия.

Однако на деле модернизация затянулась аж до 2018 года. Сейчас три нефтеперерабатывающих завода – Атырауский, Павлодарский и Шымкентский полностью отремонтированы. На этот долгий процесс потратили уйму денег – 6,3 миллиарда долларов. Помимо денег «КазМунайГаза» пришлось просить деньги у Банка развития Казахстана, экспортно-импортного банка Китая и Японского банка международного сотрудничества.

Зато после модернизации заводы смогли выйти на плановые показатели переработки. Каждое предприятие перерабатывает в год больше 5 миллионов тонн нефти и полностью покрывает спрос на внутреннем рынке. А во время чрезвычайного положения и карантина НПЗ чуть ли не простаивали. Поэтому эксперты не видят смысла в строительстве комплекса по переработке нефти в Мангистауской области.

Прогнозам вопреки

Между тем, строительство мини-НПЗ в Казахстане, в том числе и в Мангистауской области продолжается. Небольшие комплексы, конечно, заведомо проигрывают крупным заводам по многим параметрам – качеству и себестоимости продукции. Но есть в них и свои плюсы. Они не превратятся в долгострой, что часто случается в Казахстане с большими проектами.

К примеру, в Мангистауской области планируют построить комплекс по переработке углеводородного сырья за 12,1 миллиарда тенге. Работой будут обеспечены 200 человек. Проект будет реализован казахстанской компанией. Его запуск намечен на II квартал 2021 года. Мощность завода составит 350 тысяч тонн дизельного топлива и бензина АИ-92, АИ-95 в год.

Еще три подобных проекта планируют реализовать в стране.

Так, в Западно-Казахстанской области может появиться завод по глубокой переработке нефти стоимостью 420 миллионов долларов.

Сырье на новый НПЗ будет поставляться с Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения. На строительство нового завода инвесторы берут 2 года и планируют запустить его до конца 2020 года.

Проект строительства завода по глубокой переработке нефти и производству автомобильного бензина, дизельного топлива, керосина и битума в ЗКО реализует ТОО «ABC-Мунай» совместно с арабскими инвесторами…

Данный проект является импортозамещающим и одновременно экспортноориентированным: 80% его продукции будет направляться для реализации на внутреннем рынке, еще 20% — на экспорт (в страны СНГ и дальнее зарубежье)….

Еще один нефтеперерабатывающий завод за 114 миллиардов тенге строится в Туркестанской области.

Его мощность – 1 миллион тонн продукции в год.

В Кызылординской области аналогичный проект оценивается в 4,1 миллиарда тенге. Мощность завода составит 300 тысяч тонн сырой нефти в год.

 Стоит отметить, что имеющиеся три казахстанских крупных НПЗ  работают сейчас на минимуме, на минимальных мощностях. Они не хотят, чтобы было затоваривание. В течение ближайших 10 лет – до 2030 года, по данным экспертов, в Казахстане не будет дефицита по ГСМ, авиакеросина и дизеля, потому что три НПЗ до 2030 года покроют весь спрос.

Между тем, дефицит бензина будет возникать регулярно, потому что нефтеперерабатывающим заводам не хватает сырья, а добывающим компаниям не выгоден внутренний рынок.

К 2022 году, по прогнозам министерства энергетики, из-за роста казахстанского автопарка вновь возникнет дефицит топлива. Решит ли проблему четвёртый НПЗ – неизвестно, потому что производство может не получить тех объемов сырья, которые ему нужны.

Между тем, ы июне текущего года министр энергетики Казахстана Канат Бозумбаев сообщил, что  Казахстан отказался от проекта по строительству четвертого нефтеперерабатывающего завода в стране.

Еще раз напомню, что правительство нефтедобывающего Казахстана уже давно обсуждает вопрос о строительстве четвертого нефтеперерабатывающего завода, в том числе о совместном казахстанско-китайско-иранском проекте по строительству нефтеперерабатывающего завода на западе страны.

Чтобы положить конец спорам, министерство совместно с национальной компанией «КазМунайГаз» пригласило иностранную компанию, которая по необходимым расчетам пришла к выводу, что в среднесрочной перспективе нет необходимости строить четвертый НПЗ в Казахстане.

По словам министра, существует ряд объективных факторов, которые отложили строительство четвертого НПЗ. Экспорт нефти при наличии мощной инфраструктуры (трубопроводы, проложенные через Россию и в соседний Китай) и высокие цены на нефть гораздо выгоднее для нефтяной промышленности и для бюджета страны, чем экспорт нефтепродуктов.

«К сожалению, нет трубопроводов, по которым мы могли бы отправлять наш бензин или реактивное топливо на мировые рынки. Также не выгодно поставлять нефтепродукты на мировые рынки по железной дороге из Казахстана, а затем из России из-за высоких транспортных расходов. Плюс таможенные пошлины », — сказал Бозумбаев.

В будущем, когда в Казахстане увеличится потребление бензина, только тогда можно будет подумать о новых мощностях по переработке нефти, сказал он.

«С точки зрения потребления бензина внутри страны нам не нужен четвертый НПЗ», — сказал министр.

Вот так из года обсуждается вопрос строительства четвертого НПЗ в Казахстане, а между тем в регионах идет тихим ходом переработка углеводородного сырья на местных мини-НПЗ.

Комфортный баланс между объемами производимых и потребляемых нефтепродуктов

Как ранее сообщалось, весной текущего года Казахстан ввел запрет на импорт ГСМ. И буквально в середине июля текущего года его продлил.

Данная мера является временной и будет действовать до 1 сентября 2020 года. Своевременное утверждение Приказа министра энергетики РК от 27 марта текущего года «О некоторых вопросах поставок нефтепродуктов в Республику Казахстан из Российской Федерации» позволило обеспечить комфортный баланс между объемами производимых и потребляемых нефтепродуктов, срок окончания действия приказа — июнь этого года.

Вместе с тем, на сегодняшний день уровень запасов нефтепродуктов на внутреннем рынке находится на достаточно высоком уровне и поступление дополнительных объемов импортного топлива может негативно отразиться на отечественной нефтепереработке. А именно, может привести к снижению объемов отгрузки нефтепродуктов с казахстанских НПЗ; к затовариванию заводских резервуарных парков, а также баз хранения всех нефтебаз страны; как следствие, к вынужденному снижению переработки нефти, что приведет к снижению производства других ценных видов нефтепродуктов, таких как дизельное и авиационное топливо.

Как пояснили в Минэнерго Казахстана, для обеспечения энергетической безопасности страны Министерством энергетики и был введен вводится запрет на ввоз в Республику Казахстан железнодорожным, автомобильным и трубопроводным транспортом бензина, авиационного и дизельного топлива.

Казахстан ограничил железнодорожные поставки бензина и мазута из России. Действующий с 24 мая конвенционный запрет не распространяется на трубопроводный и автомобильный транспорт, импорт дизтоплива, авиакеросина и битума, а также на объемы, включенные в график поставок нефтепродуктов министерства нефти и газа Казахстана.

Квоты ведомства позволят компаниям «Казмунайгаз Онимдери», Petrosun и Petroleum Operating с июля по декабрь ввезти из России 570 тыс. тонн бензина. В июне железнодорожные поставки бензина не предусмотрены, в июле Petrosun и Petroleum Operating смогут импортировать 3,5 тыс. тонн, а в августе-декабре — 94-136 тыс. тонн в месяц.

Участники рынка ожидают роста экспорта российского топлива трубопроводным транспортом и на рынки сопредельных стран.

«Скорее всего, мы перенаправим наши партии Аи-92 в трубопровод, который позволяет прокачивать топливо до Петропавловска», — сообщил один из поставщиков российского бензина.

К примеру, в феврале-мае в Петропавловск поступало 6-20 тыс. тонн в месяц бензина Аи-92 с Салаватского и уфимских заводов.

Объемы Аи-92, поставлявшиеся в Казахстан, частично могут быть реализованы на внутреннем рынке РФ, где ожидается сезонное усиление спроса. В период действия запрета также возможны поставки автомобильных партий бензина в Казахстан с российских НПЗ, расположенных относительно недалеко от границы двух стран.

Правительство Казахстана заинтересовано в минимизации импорта российских нефтепродуктов, чтобы сократить требуемый объем встречных поставок нефти, которых добивается правительство России. Кроме того, ограничение импорта позволит снизить избыточные запасы нефтепродуктов на НПЗ и нефтебазах страны.

Трейдеры считают, что остатки топлива в местных хранилищах позволят обеспечить внутренний спрос в течение двух-трех месяцев, поэтому запрет не приведет к резкому росту цен.

Избавление от зависимости

Одна из ключевых причин постоянного «шатания» казахстанского рынка нефтепродуктов заключалась в его прямой зависимости от поставок готовых светлых нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, авиакеросин) из соседней России, которые Казахстан самостоятельно не производил в достаточном количестве для отечественных потребителей. Разумеется, такая ситуация не могла не вызывать недовольства общества: будучи крупной нефтедобывающей страной, Казахстан — вдруг — не мог обеспечить собственные потребности и зависел от импорта нефти.

Осложнялось всё тем, что три действующих в стране нефтеперерабатывающих завода (в Павлодаре, Шымкенте и Атырау) построены ещё в середине прошлого столетия и создавались под плановую экономику единого Советского Союза.

К примеру, Павлодарский нефтеперерабатывающий завод изначально был ориентирован под переработку западносибирской нефти. Для добываемой в Казахстане нефти требовалось обновление технологических линеек, что, естественно, означало серьёзные финансовые вложения.

Кроме того, заводы ежегодно останавливались на плановые ремонты, прекращая работу, что тоже мгновенно отражалось на рынке нефтепродуктов.

При этом потребление нефтепродуктов растёт постоянно. К примеру, только на фоне четырёхкратного роста количества автомобилей в стране за последние 15 лет потребление нефтепродуктов выросло почти в 2,5 раза. И этот рост будет продолжаться; спрос на бензин и дизельное топливо, по прогнозам, будет в среднем увеличиваться на 2% в год.

Зависимость от поставок из России приводила и к ценовой зависимости, тем более что в соседней стране цены на ГСМ были значительно выше казахстанских. Доля импорта в среднем занимала от 15% и выше всего рынка страны.

Как ранее сообщалось, уже в начале 2019 года казахстанским НПЗ пришлось снижать объёмы переработки — из-за накопленных излишков. Министерство энергетики страны начало работу по экспорту казахстанских нефтепродуктов на рынки соседних стран.

Как заявлял глава Минэнерго Канат Бозумбаев, в 2019 году на казахстанских НПЗ переработано 17,2 млн сырой нефти, из них 16,2 млн тонн – на трёх крупных заводах. В результате страна получила около 4 млн тонн дизтоплива, примерно такой же объём бензина. Тем самым обеспечены 100% потребности страны по дизтопливу, бензину, авиакеросину, мазуту, битуму.

«Если в прежние годы Казахстан от 30 до 50% по этим нефтепродуктам зависел от сопредельных стран от импорта, то в 2019 году на 100% страна смогла закрыть внутренние потребности. Но при переработке  такого объема, в 2019 году от 500 до 650 тыс. тонн бензина отмечался профицит», — сообщал министр.

Стоит отметить, что, согласно данным globalpetrolprices.com, в Казахстане сформировались достаточно низкие цены на нефтепродукты.

ГосударствоБензинСтоимость дизельного топлива (в долларах США)
Казахстан  0,470,52
Россия  0,680,70
Кыргызстан  0,610,65
Узбекистан  0,540,58

При такой ценовой ситуации нельзя исключать возможность активизации экспорта, в том числе — серого, что вполне может представлять угрозу для внутреннего рынка и возобновления дефицита.

Эту угрозу правительство рассчитывает нивелировать, внеся поправки в законодательство о госрегулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов, в соответствии с которым будет чётко определён порядок и регулирование экспорта нефтепродуктов, что позволит избежать бесконтрольной утечки нефтепродуктов с рынка Казахстана на сопредельные рынки.

В то время, когда правительство России подписывает меморандумы с нефтяниками о замораживании розничных цен на ГСМ, казахстанские АЗС ведут конкурентную борьбу за потребителя, снижая розничные цены, расширяя сервис и повышая качество обслуживания.

В ближайшей перспективе казахстанские недропользователи продолжат обеспечение приоритетных поставок нефти на внутренний рынок. Несмотря на низкую рентабельность внутренних поставок нефти, обеспечение внутреннего рынка ГСМ остается приоритетной задачей для всех игроков рынка.

 Как прогнозируют аналитики, производственная мощность казахстанских нефтеперерабатывающих заводов также будет ниже в 2020 году и составит около 16 миллионов тонн, против 17 миллионов тонн в 2019 году, полагают аналитики.

Карантинные меры будут особенно влиять на внутренний спрос на бензин и авиатопливо во втором и третьем кварталах 2020 года, и потенциально четвертый квартал, в зависимости от снятия ограничений мобильности и темпов восстановления экономики.

Наталья БУТЫРИНА,

Актау

1 046

Поделиться ссылкой:

Похожее

Объёмы производства бензина и дизельного топлива за год выросли на 13% и 9% соответственно

14 Октябрь 2019

При этом на АЗС страны бензин подешевел в среднем на 4%, а летнее дизтопливо, напротив, подорожало на 1%

Средние розничные цены на бензин за год снизились на 4%. Так, цена 1 литра популярного бензина марки АИ-92 на АЗС уменьшилась на 5,4%, до 146,7 тенге. Бензин марок АИ-95 и АИ-96 подешевел на 3,7%, до 169,4 тенге за литр. Меньше всего снизилась цена бензина марки АИ-95: на 2,6%, до 187,3 тенге за литр.

Дизельное топливо, наоборот, подорожало: летнее — на 0,9%, до 193,1 тенге за литр; зимнее за период с апреля 2018 года по апрель 2019-го подскочило в цене сразу на 23%, до 259,3 тенге за литр.

 

 

Объём производства таких продуктов нефтепереработки, как бензин, в том числе авиационный, и дизельное топливо, за последний год увеличился на 12,9% и 8,8% соответственно: бензин — до 2,8 млн тонн, дизтопливо — до 3,3 млн тонн за январь–август 2019 года.

97% дизельного топлива и 99% бензина было произведено на нефтеперерабатывающих заводах Павлодарской и Атырауской областей и Шымкента.

По производству дизельного топлива лидирует Павлодарский нефтехимический завод: 1,2 млн тонн. Вторую строчку занимает Атырауский НПЗ: чуть более 1 млн тонн. Оба завода контролирует АО «НК „КазМунайГаз“». Шымкентский НПЗ под управлением «ПетроКазахстан Ойл Продактс» произвёл 1 млн тонн дизтоплива.

По производству бензина лидирует уже Шымкентский НПЗ: 1,2 млн тонн. На втором месте Павлодарский (875,3 тыс. тонн), на третьем — Атырауский НПЗ (696,5 тыс. тонн).

До конца 2020 года планируется построить мини-НПЗ в Западно-Казахстанской области; в Туркестанской области завершено уже на 30% строительство мини-НПЗ, начало работы которого запланировано на 2021 год; начато строительство мини-НПЗ в Карагандинской области. Мощности мини-НПЗ заявлены на уровне от 750 тыс. до 1 млн тонн продукции в год.

Ранее, в конце 2018 года, было решено отказаться от строительства четвёртого НПЗ в стране.

 

 

Объём добытой нефти за январь–август 2019 года составил 59,8 млн тонн (что в денежном эквиваленте равно 8,3 трлн тг), более половины из которых приходится на Атыраускую область: 31,9 млн тонн, на 4,6 трлн тг. В Мангистауской области добыто 12 млн тонн нефти, на 1,6 трлн тг. Существенная доля приходится также на ЗКО: 8,3 млн тонн, на 1,4 трлн тг.

 

 

При сборе новостей использованы данные порталов bko.gov.kz, rupec.ru, neftegaz.ru, ru.sputniknews.kz и kursiv.kz.

 

 

 

 

 

 

Мини-завод по переработке сырой нефти для продажи, Портативный небольшой нефтеперерабатывающий завод

, установленный на салазках

Каталог мини НПЗ

Режим

Вместимость

(БЛД)

Мощность

(КВт / д)

Срок изготовления

(месяц)

Область

(Акр)

Номер салазок

Масса

(Тонна)

MR2

200

75

4

1

4

50

MR5

500

100

4

1

4

80



Выход продукции мини НПЗ

Керосин необходим для соответствия спецификации вспышки.

Оборудование для мини НПЗ

Оборудование для НПЗ мощностью 500 барр. / Сут.

Количество

Вместимость

Единицы измерения

Описание

1

500

баррелей в сутки

Установка перегонки сырой нефти (CDU)

1

500

баррелей в сутки

Де-Солтер

Также потребуется газовая установка для улавливания и отделения газовых продуктов от CDU, но ее размер и цена не определены.По завершении технологического проектирования будут определены размер и стоимость газовой установки. Воздушное охлаждение используется вместо водяного охлаждения. Масло-теплоноситель и горячие продукты используются вместо пара для повторного кипячения и отпарки. Если клиент запрашивает использование охлаждающей воды и пара, суточная потребность будет предоставлена ​​технологическим проектом Графика А. Любые изменения со стороны Клиента в сырье и / или перечень продукции потребуют создания нового технического предложения на основе обновленного ассортимента сырья или продукции.Перед началом строительства потребуется фактический анализ сырья.

Объем поставки мини НПЗ

Пакет технологического проектирования должен состоять из технологического оборудования, которое будет включать предварительное и окончательное проектирование / проектирование; нефтеперерабатывающий завод с необходимым оборудованием; годовая поставка запасных частей и пакета документации, который можно использовать для подачи заявок на получение разрешений и операций.

3D-модель мини-НПЗ мощностью 500 баррелей в сутки

GTL: маломасштабные и модульные технологии для газожидкостной промышленности

Автор: Эльвироса Бранкаччо - Serintel Srl - Рим (Италия)

1.Введение

Преобразование газа в жидкое топливо (GTL) - это технология, которая позволяет производить экологически чистое дизельное топливо, сжиженный нефтяной газ, базовое масло и нафту из природного газа. В процессе GTL природный газ превращается в очень чистое дизельное топливо, поскольку продукты представляют собой углеводороды без цвета и запаха с очень низким уровнем примесей.

Большая часть мирового природного газа классифицируется как «мель», что означает, что он находится в удаленном районе, вдали от существующей трубопроводной инфраструктуры. Объемы часто слишком малы, чтобы сделать строительство крупномасштабного завода по переработке газа рентабельным.В результате газ обычно повторно закачивают в пласт, оставляют в земле или сжигают на факеле, что наносит вред окружающей среде. Тем не менее, доступность этого недорогого, неориентированного газа побудила компании разрабатывать инновационные технологии, которые могут экономично и эффективно использовать этот газ, превращая его в транспортное топливо, такое как дизельное топливо и топливо для реактивных двигателей.

Нефтеперерабатывающие заводы

также могут использовать GTL для преобразования некоторых из своих газообразных углеводородных отходов в ценное жидкое топливо, которое можно использовать для получения дохода.

Маломасштабные установки GTL представляют собой контейнерные установки, состоящие из установки риформинга для производства синтез-газа, реактора Фишера-Тропша (FT) для производства синкруды и, в некоторых случаях, пакета модернизации, который используется для дальнейшей переработки продуктов FT в желаемое транспортабельное топливо. Поскольку строительство этих контейнерных установок уже завершено примерно на 70 процентов до того, как они попадут на производственную площадку, затраты на строительство на месте значительно снижаются. В случаях, когда необходимо увеличить мощность, можно легко доставить дополнительные блоки на грузовике или корабле и подключить их параллельно к существующему процессу.В зависимости от технологии производительность может варьироваться от 100 баррелей в сутки (баррелей в сутки) до 15 000 баррелей в сутки.

2. Этапы процесса GTL

Fischer-Tropsch - это процесс химического преобразования природного газа в жидкости (GTL), угля в жидкости (CTL), биомассы в жидкости (BTL) или битума из нефтеносных песков в жидкости (OTL).

Все четыре процесса состоят из трех технологических отдельных участков.

  1. Производство синтез-газа (синтез-газа).

Углерод и водород первоначально отделяются от молекулы метана и реконфигурируются путем парового риформинга и / или частичного окисления.Производимый синтез-газ состоит в основном из окиси углерода и водорода.

  1. Каталитический (F-T) синтез.

Синтез-газ перерабатывается в реакторах Фишера-Тропша (FT) различной конструкции в зависимости от технологии, создавая широкий спектр продуктов из парафиновых углеводородов (синтетическое сырье или синкруд), особенно с молекулами с длинной цепью (например, с молекулами, содержащими до 100 атомов углерода в молекуле).

  1. Крекинг - переработка продукта.

Синкруд очищается с использованием традиционных процессов крекинга на нефтеперерабатывающих заводах для производства дизельного топлива, нафты и смазочных масел для коммерческих рынков.Начав с очень длинноцепочечных молекул, процессы крекинга можно до некоторой степени отрегулировать, чтобы в любой момент времени производить больше продуктов, пользующихся спросом на рынке. В большинстве применений именно среднедистиллятное дизельное топливо и реактивное топливо представляют собой наиболее ценные сыпучие продукты, а смазочные материалы предлагают продукты с высокой маржой для более ограниченных рынков сбыта. На современных заводах конструкции и операции агрегатов F-T GTL, как правило, модулируются для достижения желаемого распределения продукции и ассортимента продукции.


Рис. 1 - Технологический процесс GTL с реактором синтеза Фишера-Тропша

Исследования и разработки в области GTL-процесса и завода включают несколько частей завода:

  • прирост эффективности производства для каждой отдельной единицы, используемой до и после
  • катализатор в реактор ФТ для повышения его селективности и долговечности
  • конструкция реакторов для уменьшения занимаемой площади всего завода или модуля

3.Старт и разработка

Технология производства синтетического топлива, известная как GTL, была изобретена в 1920-х годах. Один из самых известных способов создания синтетического топлива - синтез Фишера-Тропша (FT). Технология FT была первоначально разработана в Германии для решения проблемы нехватки нефти, приведшей к мировой войне. К 1944 году Германия производила 124 млн баррелей синтетического топлива в сутки из угля на заводах 25 FT.

Технология следующего поколения была разработана в Южной Африке, которая стремилась поддержать свою экономику без использования нефти.В 1970-х годах технология развивалась в Западной Европе и США с большим заводом и крупномасштабным производством.

Начиная с последних десятилетий, успехи в технологиях GTL позволили маломасштабным GTL и даже микромасштабным GTL стать оперативно и потенциально экономически целесообразным.

Несколько факторов сходятся, чтобы стимулировать рост отрасли GTL:

  1. Желание монетизировать существующие нетронутые запасы газа;
  2. Энергетические компании стремятся получить доступ к новым газовым ресурсам;
  3. Рыночный спрос на более чистое топливо и новое более дешевое химическое сырье;
  4. Быстрое развитие технологий существующими и новыми игроками;
  5. Повышенный интерес со стороны правительств богатых газом принимающих стран

Поскольку цены на нефть остаются высокими, новые открытия делают природный газ доступным и дешевым по сравнению, а более продвинутые энергетические компании изучают способы сокращения капитальных затрат на производство синтетического топлива.В рамках этой цели компании изучают возможность строительства небольших модульных заводов, которые могут работать в удаленных местах [1].

Несколько технологий преобразования газа в жидкость (GTL) появились за последние три десятилетия в качестве надежной альтернативы монетизации газа для газодобывающих стран с целью расширения и диверсификации на рынках транспортного топлива. Конечный продукт GTL может быть синкрудом, который можно закачать в нефтепровод, тем самым избегая необходимости транспортировать другой продукт на рынок, или более дорогостоящее жидкое топливо или химическое сырье, такое как бензин, дизельное топливо (без серы и с высоким содержанием цетана. номер), нафта, реактивное топливо, метанол или диметиловый эфир (DME).

4. Заводы и проекты

МИРОВЫЕ КОММЕРЧЕСКИЕ ЗАВОДЫ GTL

В настоящее время в эксплуатации находятся пять заводов GTL промышленного масштаба (рис. 1). Эти пять заводов включают:

  • Bintulu GTL, Малайзия
  • Escravos GTL, Нигерия
  • Mossel Bay GTL, Южная Африка
  • Oryx GTL, Катар
  • Pearl GTL, Катар.

Пропускная способность этих пяти заводов составляет почти 259 млн баррелей в сутки. Производительность комплекса Shell Pearl GTL составляет 140 Мбит / с, что составляет более 50% мировых мощностей GTL промышленного масштаба.

Рис. 2 - Промышленные установки GTL, работающие во всем мире [2]

Первый завод GTL был разработан PetroSA в 1992 году. Этот завод мощностью 36 млн баррелей в сутки находится в Моссел-Бей, Южная Африка. Завод использует технологию FT для переработки богатого метаном природного газа в высококачественное синтетическое топливо с низким содержанием серы. Продукция включает неэтилированный бензин, керосин, дизельное топливо, пропан, дистилляты, технологическое масло и спирты.

Shell ввела в эксплуатацию свой первый коммерческий завод GTL в Бинтулу, Малайзия, в 1993 году. Первоначальная стоимость строительства завода составила 850 миллионов долларов. На заводе мощностью 12,5 млн. Баррелей в сутки были устранены узкие места на сумму 50 млн. Долларов, в результате чего общая мощность была увеличена до 14,7 млн. Баррелей в сутки. С 1993 года выпускает следующие продукты: сжиженный углеводородный газ (до 5%), нафта (до 30%), дизельная фракция (до 60%) и парафин (до 5-10%).

Рис. 3 - Завод Bintulu GTL [3]

Комплекс Pearl GTL - крупнейшее предприятие GTL в мире.Производственная мощность 140 Мбит / с расположена в промышленном городе Рас-Лаффан, Катар. Интегрированный комплекс по переработке природного газа и GTL стоимостью 19 млрд долларов был разработан совместным предприятием Shell и Qatar Petroleum.

Oryx GTL был первым заводом GTL на Ближнем Востоке. Завод стоимостью 6 млрд долларов, разработанный Qatar Petroleum и Sasol, также перерабатывает природный газ с Северного месторождения Катара. Строительство завода началось в конце 2003 года, а его добыча началась в начале 2007 года. Завод перерабатывает 330 млн. Кубометров метана в сутки с Северного месторождения Катара и производит 34 млн баррелей жидких углеводородов в сутки, большинство из которых представляют собой низкосернистые высокооктановые газы GTL дизель.

Последний коммерческий завод GTL, который начал работу, - это завод Escravos GTL. Завод стоимостью 10 млрд долларов был разработан совместным предприятием, состоящим из Chevron, Sasol и Nigerian National Petroleum Corp. На заводе используются технологии обоих партнеров по совместному предприятию для переработки до 325 миллионов кубических футов природного газа в сутки на 33 млн кубических футов в сутки дизельного топлива GTL и нафты GTL. Завод работает с 2014 года.

ОБЪЕКТЫ НОВЫХ GTL В РАЗРАБОТКЕ

Завод по производству газового топлива ENVIA Energy на полигоне Waste Management в Оклахоме был запущен в 2017 году.Завод, частично питаемый свалочным газом, объявил о выпуске первой готовой, пригодной для продажи продукции 30 июня 2017 года, но по состоянию на январь 2018 года еще не вышел на проектную мощность в 250 баррелей в сутки.

Пуск других 4 заводов (Greyrock 1, Juniper GTL, Primus 1 и Primus 2) состоится в 2018 году. Новый владелец Juniper GTL, York Capital, скорее всего, нацелится на будущие мощности заводов более 5000 баррелей в сутки (потребляя 50 млн. Куб. Футов газа в сутки). Greyrock и Primus GE объявили о продолжении активных усилий по развитию бизнеса в сфере сжигания попутного газа.

Haldor Topsoe объединил усилия с Modular Plant Solutions (MPS) и спроектировал и спроектировал небольшой завод по производству метанола (215 т / сутки) под названием «Methanol-To-Go TM». Размер установки аналогичен установкам Primus 1 и 2 со скоростью подачи газа 7 млн. Куб. Футов в сутки.

BgtL - новый игрок на арене микро-GTL (20-200 баррелей в сутки). Однако их запатентованные технологии основаны на 2-х десятилетних исследованиях и разработках в исследовательских институтах. Их портфель продуктов включает в себя заводские модули, которые преобразуют объемы газа от 2 млн. Куб. Футов в сутки в ряд продуктов, включая нефть, дизельное топливо, метанол и другие.

Подводя итог, в настоящее время ведущими поставщиками технологий GTL с коммерческими предложениями являются:

Micro-GTL: Автоматические операционные блоки ниже ~ 1 млн. Стандартных кубических футов в сутки и ниже ~ 10 млн долларов США

Mini-GTL: Небольшие модульные установки с несколькими операторами и стоимостью> 10 млн долларов США

  • Серый камень
  • EFT / Black and Veatch
  • ИНФРА
  • Primus GE
  • Topsoe / MPS
  • Расширитель энергии

Более подробную информацию об этих компаниях и их проектах можно найти в самом последнем бюллетене по технологии GTL [4].

На следующем рисунке представлен прогноз, предоставленный EIA для производства GTL в следующие несколько лет:

Рис. 4 - Мировое производство газа и жидкости, 2017 г. [5]

4.1 Обзор доступных технологий

Рынок GTL стремится к мелким и модульным установкам. Эти типы заводов могут быть построены при значительно меньших капитальных затратах, которые могут обойтись в миллиарды долларов на крупномасштабные объекты.

Газовые установки, используемые технологии, размер и другие функциональные данные для нескольких компаний, задействованных в технологии GTL, приведены в таблицах ниже [6]:

Calvert Energy Group / OXEON

Рис.5 - Завод Calvert Energy Group GTL

Calvert Energy Group предлагает модульные заводы GTL (от факельного сжигания и выбрасываемого газа на дизельное топливо) размером от 0,2 млн. Куб. Футов в сутки до 100 млн. Куб. Футов в сутки.Используемая технология OEXON лицензирована исключительно компанией Calvert Energy Group компанией OXEON.

Табл. 1 - Данные Calvert Energy Group

компактный GTL

Рис. 6 - Модульная установка Compact GTL

Модульный блок

CompactGTL предлагает маломасштабное решение для преобразования газа в жидкость (GTL) для малых и средних нефтяных месторождений, где не существует жизнеспособного варианта монетизации газа, чтобы попутный газ либо сжигался на факеле, либо закачивался повторно.

Табл. 2 - Данные модульного блока Compact GTL

GasTechno Energy & Fuels (GEF)

Рис.7 - Модуль ООО «Газовые Технологии»

Gas Technologies LLC производит, устанавливает и эксплуатирует модульные установки по переработке газа в жидкие углеводороды, в которых используется запатентованный одностадийный процесс преобразования GTL GasTechno®.Установки GasTechno® Mini-GTL® преобразуют попутный факельный газ и выброшенный природный газ в ценные виды топлива и химикаты, включая метанол, этанол и смеси бензина / дизельного оксигенированного топлива, одновременно снижая выбросы парниковых газов. Удельные капитальные затраты на установки примерно на 70% ниже, чем у традиционных установок по производству метанола, и они требуют относительно ограниченных затрат на эксплуатацию и техническое обслуживание.

Табл. 3 - Данные ООО «Газовые Технологии»

Серый рок

Фиг.8 - Энергетический модуль Greyrock P-5000

Greyrock Energy была основана в 2006 году, ее штаб-квартира находится в Сакраменто, Калифорния, с офисами и демонстрационным заводом в Толедо, штат Огайо. Его единственная сфера деятельности - небольшие заводы GTL Фишера-Тропша для распределенного производства топлива®, и у него есть коммерческое предложение как полностью интегрированного завода на 2000 баррелей в день, потребляющего около 20 миллионов кубических футов в день, так и более мелких заводов «MicroGTL» (5-50 баррелей в день).

Табл.4 - Энергетические данные серого камня

Скорость

Рис.9 - Завод Velocys

Velocys - это небольшая GTL-компания, которая обеспечивает мост, соединяющий малоцелевое и малоценное сырье, такое как попутный газ и свалочный газ, с рынками продуктов премиум-класса, таких как возобновляемое дизельное топливо, реактивное топливо и парафины. Компания была образована в 2001 году на базе Battelle, независимой научно-технической организации.В 2008 году она объединилась с Oxford Catalysts, продуктом Оксфордского университета. Velocys стремится предоставлять экономически привлекательные решения для преобразования. Он торгуется на Лондонской фондовой бирже с офисами в Хьюстоне, штат Техас; Колумбус, Огайо; и Оксфорд, Великобритания.

Табл. 5 - Данные скорости

Primus Green Energy

Рис.10 - Система Primus

Primus Green Energy базируется в Хиллсборо, Нью-Джерси, США.Компанию поддерживает Kenon Holdings, зарегистрированная на Нью-Йоркской фондовой бирже компания с офисами в Великобритании и Сингапуре, которая ведет динамичный, в первую очередь ориентированный на рост, бизнес. Primus Green Energy ™ разработала технологию преобразования газа в жидкости, которая позволяет производить ценные жидкости, такие как бензин, разбавители и метанол, непосредственно из природного газа или другого богатого углеродом исходного газа.

Табл. 6 - Данные Primus Green Energy

5.События Замечания

ПРЕИМУЩЕСТВА ПО УМЕНЬШЕНИЮ

Используя преимущества новых технологий, таких как микроканальные реакторы, для уменьшения аппаратного обеспечения FT и SMR, установки GTL могут быть уменьшены в масштабе, чтобы обеспечить рентабельный способ использования меньших ресурсов газа. Установки GTL, основанные на использовании микроканальных реакторов FT, могут работать на распределенной основе, с небольшими установками, расположенными рядом с газовыми ресурсами и потенциальными рынками.

Модульные установки GTL меньшего размера подходят для использования в удаленных местах.В отличие от обычных GTL-установок, они предназначены для экономичной переработки небольших объемов газа от 100 миллионов кубических метров (ММ куб. М) до 1 500 ММ куб. Установки можно масштабировать в соответствии с размером ресурса, при необходимости расширять и, возможно, интегрировать с существующими объектами на нефтеперерабатывающих заводах.

Мелкомасштабные операции GTL также представляют меньший риск для производителей. Поскольку завод меньше по размеру, снижаются затраты на строительство; и, поскольку установки являются модульными, инвестиции могут быть поэтапными.Срок строительства небольшой - 18–24 месяца. Кроме того, поскольку модули и реакторы проектируются только один раз, а затем производятся много раз, большая часть установки может быть стандартизирована и изготовлена ​​в заводских условиях в виде модулей, смонтированных на салазках. Это снижает стоимость и риски, связанные со строительством заводов в удаленных местах. Кроме того, компоненты могут быть спроектированы для использования стандартного готового оборудования, что снижает нагрузку на цепочки поставок и снижает потребность в строительных работах на объекте.

Поскольку процесс FT также лежит в основе процессов преобразования биомассы в жидкости (BTL), ту же технологию можно использовать для производства высококачественного сверхчистого дизельного топлива и топлива для реактивных двигателей из биомассы, включая бытовые отходы. Малогабаритные заводы GTL предлагают преимущества на всех этапах производства: добыча, переработка и переработка [7].

6. Новые концепции технологии GTL-FT

Мелкомасштабная переработка природного газа требует принципиально новых технологий для преобразования углеводородов в жидкие химические вещества и топливо.Есть несколько возможностей.

Первый - разработать более эффективные и менее сложные методы преобразования углеводородных газов в синтез-газ.

  • Очень многообещающим способом повышения эффективности и гибкости преобразования углеводородных газов в синтез-газ является газофазное сжигание очень богатых смесей углеводород-воздух или углеводород-кислород в объемных проницаемых матрицах. Частичное окисление углеводородных газов является очень привлекательным методом для мелкомасштабного производства синтез-газа, поскольку это экзотермический процесс, который, следовательно, не требует внешнего нагрева и, следовательно, громоздкого и дорогостоящего теплообменного оборудования.Это обстоятельство позволяет значительно уменьшить габариты и, следовательно, стоимость установки риформинга.

Второй - разработать принципиально другие методы конверсии природного газа в химические вещества без промежуточной стадии производства синтез-газа, работая над составом используемых катализаторов или разрабатывая новые.

  • Альтернативной возможностью производства полезных химикатов и жидкого топлива из природного газа является их прямое окисление.Можно обсудить несколько прямых методов преобразования природного газа в полезные химические вещества без промежуточного производства синтез-газа. Среди них наиболее известными и разработанными являются Прямое окисление или собственно прямое частичное окисление с последующим карбонилированием и / или олигомеризацией продуктов окисления, которые можно рассматривать как альтернативный путь для процессов газ-жидкость, который позволяет избежать производства синтез-газа, в наибольшей степени. дорогостоящая и энергоемкая ступень традиционного ГТУ [8].

В случае установок GTL меньшего размера самая большая проблема состоит в том, чтобы найти способы комбинировать и уменьшать размер и стоимость реакционного оборудования, сохраняя при этом достаточную мощность.Это, в свою очередь, зависит от поиска способов уменьшения размера реактора за счет улучшения свойств теплопередачи и массообмена для увеличения производительности и интенсификации процессов генерации синтез-газа и FT. Использование микроканальных реакторов предлагает способ достижения этих целей.

  • Технология микроканалов - это развивающаяся область химической обработки, которая интенсифицирует химические реакции за счет уменьшения размеров каналов в реакторных системах. Поскольку теплопередача обратно пропорциональна размеру каналов, уменьшение диаметра канала является эффективным способом увеличения теплопередачи, тем самым интенсифицируя процесс и позволяя реакциям протекать со значительно более высокими скоростями, чем те, которые наблюдаются в обычных реакторах.

Эта технология может применяться как в высокоэкзотермических процессах, таких как FT, так и в высокоэндотермических процессах, таких как SMR. Микроканальные реакторы FT содержат тысячи тонких технологических каналов, заполненных катализатором FT, чередующихся с каналами для охлаждающей жидкости, заполненными водой. Поскольку каналы малого диаметра рассеивают тепло быстрее, чем в обычных реакторах, можно использовать более активные катализаторы FT для значительного ускорения реакций FT, тем самым повышая производительность.

В микроканальных реакторах SMR тепловыделение и процессы SMR происходят в соседних каналах.Высокие теплопередающие свойства микроканалов делают процесс очень эффективным (рис. 4).

Рис. 11 - Схема микроканального реактора FT (слева) и реактор в кожухе полного давления (справа) [9]

Дополнительное улучшение может быть получено путем исследования катализаторов.

  • INFRA Technology представляет новое поколение технологии GTL, позволяющей производить легкую синтетическую сырую нефть прямо из реактора FT с четырехкратной производительностью и без побочных продуктов (рис.12). Процесс не требует дополнительной обработки парафинов, а синтетическая сырая нефть полностью совместима с существующей нефтяной инфраструктурой.

Рис. 12 Приложения для новых технологий [10]

Эта технология стала возможной благодаря созданию нового катализатора с использованием кобальта в качестве активного металла в многокомпонентном композите. Исключение определенных этапов обработки и производство высококачественного продукта с одной жидкостью делает решения INFRA GTL экономически целесообразными, начиная с небольших, предварительно спроектированных, стандартизированных, модульных (размером с контейнеры), легко развертываемых и транспортируемых устройств вплоть до крупные комплексные газоперерабатывающие заводы.

7. Анализ затрат

Предлагая возможность нацеливать поставки на глобальные рынки транспортировки жидкого топлива, заводы GTL значительно диверсифицируют рыночные возможности и помогают сгладить финансовую прибыль в нестабильных условиях, когда цены на рынках газа и цены на нефть и нефтепродукты не связаны.

7.1 Методология анализа денежных потоков для оценки коммерческой ценности проектов GTL

Есть несколько факторов, которые определяют денежные потоки и потоки доходов, связанные с заводами GTL.Ключевые факторы, необходимые для методологии анализа коммерческой привлекательности завода GTL в многолетней модели движения денежных средств, включают:

  • Стоимость сырья (природный газ, уголь, нефтяной кокс или биомасса)
  • Цены на нефтепродукты и химикаты, производимые и реализуемые на заводах.

Цены на эти продукты в большинстве случаев сильно зависят от исходных цен на сырую нефть. Продукты GTL обычно продаются в ценовых диапазонах, которые отражают преобладающее распространение трещин на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах.Иногда продукты GTL продаются с небольшой надбавкой к продуктам, полученным на нефтепереработке, из-за их высшего качества (т.е. с низким содержанием серы и низким содержанием ароматических углеводородов в случае дизельного топлива и бензина).

Следует учитывать следующие аспекты:

      • Если проект GTL является интегрированным проектом, тогда выручка от сжиженного природного газа, извлеченного из потока исходного газа, должна быть включена в расчет денежного потока и доходов проекта
      • Капитальные затраты на строительство завода GTL, которые можно удобно сравнить с помощью единицы пропускной способности заводской продукции в долларах США / баррель / день
      • Как капитальные затраты компенсируются, возмещаются и / или амортизируются с течением времени и вычитаются в рамках методологии налогообложения дохода
      • Эффективность установки GTL (т.е. единицы количества сырья, необходимые для производства одной единицы продукта) на основе энергии и / или массы
      • Годовой коэффициент использования завода GTL (дни / год) на основе требований к техническому обслуживанию и ремонту
      • Затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание завода GTL, включая затраты на катализаторы, химикаты и коммунальные услуги
      • Стоимость транспортировки (доставки) между заводом GTL и рынком, на котором продается продукция
      • Применяемые налоговые вычеты, которые значительно различаются от юрисдикции к юрисдикции

7.2 Прогноз затрат

Технология

FT обычно включает четыре компонента: производство синтез-газа (синтез-газа), очистка газа, синтез FT и улучшение продукта. Третий этап представляет собой особую технологию, которая послужила основой для будущих технологических разработок и инноваций. Остальные три технологии были хорошо известны до изобретения FT и разрабатывались отдельно.

Синтез-газ обычно получают путем высокотемпературной газификации в присутствии кислорода и пара.

Для компонентов установки некоторые аспекты могут быть учтены при анализе затрат:

          • Установка разделения воздуха обычно требует значительных капиталовложений.
          • Экономические преимущества или прорыв в малых установках GTL произошли благодаря достижениям в 4 областях:
            1. Коммерческое внедрение микроканальной технологии F-T;
            2. Кобальтовые катализаторы с более высокой реакционной способностью;
            3. Серийное производство реакторов Ф-Т;
            4. Модульное строительство заводов.
          • Еще одна фундаментальная проблема заключается в том, что из-за экологических норм тяжелые сланцы (прежде всего, асфальт и тяжелое жидкое топливо) все труднее продавать и, следовательно, становятся нежелательными остатками, а не источником дохода. Технология GTL имеет здесь явное преимущество из-за полного отсутствия тяжелых сланцев. Это может стать сильным аргументом в пользу GTL в будущем, особенно для установок FT на существующих нефтеперерабатывающих заводах, которые могут быть использованы для увеличения доли легких и средних дистиллятов в общем портфеле продуктов [11].

8. Экологические аспекты и преимущества

Технологии

GTL могут преобразовывать потоки отходящего газа, которые в противном случае сжигались бы на факеле, в ценное жидкое транспортное топливо и химикаты, включая высококачественный бензин или метанол, или отдельный поток богатого водородом отходящего газа, который можно использовать в качестве дополнительного водорода или топлива на месте источник, так что это идеальное решение для уменьшения сжигания газа при увеличении отдачи.

Кроме того, выбросы парниковых газов могут быть дополнительно сокращены с помощью систем GTL за счет ввода потоков CO 2 в качестве совместной подачи, которые преобразуются в бензин или метанол, что представляет собой ценное использование для того, что обычно считается малоценным или даже отрицательный поток газа.

Свойства GTL топлива включают повышенную способность к биологическому разложению в воде и почве, более низкую экотоксичность для воды и почвы. Топливо, произведенное с помощью процесса FT, обладает значительно лучшими характеристиками, чем его эквиваленты на нефтяной основе. Дизельное топливо, полученное из FT, не содержит ароматических углеводородов или серы и горит чище, чем топливо, полученное из нефти, что приводит к более низким выбросам оксида азота (NOx), оксида серы (SOx) и твердых частиц. Эксперименты по выбросам выхлопных газов на GTL-продуктах показали общее значительное снижение выбросов CO (22–25%), углеводородов (30–40%) и NOx (от 6% до 8%).Дизельное топливо GTL может продаваться как смесь премиум-класса [12].

Сочетание этих характеристик указывает на то, что GTL-топливо с меньшей вероятностью окажет неблагоприятное воздействие на окружающую среду, чем чистое традиционное топливо. Кроме того, дизельное топливо FT может быть смешано с дизельным топливом с низким цетановым числом и более низким качеством для достижения экологических характеристик коммерческого дизельного топлива.

Когда сырье включает возобновляемый компонент, будь то возобновляемый биогаз (как в случае проекта ENVIA Energy) или отходы лесного хозяйства и лесопилок (как в случае предлагаемого проекта Red Rock Biofuels в Орегоне), произведенное топливо обеспечивает значительное сокращение выбросов парниковых газов в течение жизненного цикла по сравнению с обычным топливом.

Нажмите , чтобы посмотреть видео:
или свяжитесь с нами для получения дополнительной информации о технологии GTL.
[1] http://www.gasprocessingnews.com/features/201610/smaller-scale-gtl-enters-the-mainstream.aspx
[2] www.gasprocessingnews.com/features/201706/smaller-scale-and-modular-technologies-drive-gtl-industry-forward.aspx
[3] www.theoildrum.com
[4] http: // pubdocs.worldbank.org/en/492881520264957368/Mini-GTL-Bulletin-No-4-Jan-2018.pdf
[5] EIA: International Energy Outlook, 2017.
[6] Обзор технологии GGFR - Использование малых предприятий Февраль 2018 г.
[7] http://www.gasprocessingnews.com/features/201310/smaller-scale-gtl-enters-the-mainstream.aspx
[8] www.researchgate.net/profile/Vladimir_Arutyunov/publication/276778347_New_concept_for_smallscale_GTL/links/59e37aefa6fdcc7154dba94a/New-concept-for-small-scale.pdf
[9] http://www.gasprocessingnews.com
[10] http://www.gasprocessingnews.com/columns/201706/gtl-viewpoint.aspx
[11] http://www.gasprocessingnews.com/features/201606/evaluate-gtl-processes-compare d-with-Traditional-refining.aspx
[12] http://www.gasprocessingnews.com/features/201606/evaluate-gtl-processes-compared-with-conventional-refining.aspx

Центр данных по альтернативным видам топлива: основы природного газа

Подобно природному газу, полученному из ископаемого топлива, возобновляемый природный газ, который производится из разлагающихся органических материалов, должен быть сжат или сжижен для использования в качестве транспортного топлива.

Природный газ - это газообразная смесь углеводородов без запаха, в основном состоящая из метана (Ch5). На его долю приходится около 30% энергии, используемой в Соединенных Штатах.Около 40% топлива идет на производство электроэнергии, а оставшаяся часть распределяется между бытовыми и коммерческими потребностями, такими как отопление и приготовление пищи, и промышленным использованием. Хотя природный газ является проверенным и надежным альтернативным топливом, которое долгое время использовалось для двигателей, работающих на природном газе, только около двух десятых процента используется в качестве топлива для транспортных средств.

Подавляющее большинство природного газа в Соединенных Штатах считается ископаемым топливом, потому что он производится из источников, образующихся за миллионы лет под действием тепла и давления на органические материалы.В качестве альтернативы, возобновляемый природный газ (RNG), также известный как биометан, представляет собой автомобильное топливо трубопроводного качества, получаемое из органических материалов, таких как отходы свалок и животноводства, путем анаэробного сбраживания. ГСЧ квалифицируется как передовое биотопливо в соответствии со Стандартом по возобновляемым видам топлива.

Поскольку ГСЧ химически идентичен обычному природному газу, полученному из ископаемых углеводородов, он может использовать существующую систему распределения природного газа и должен быть сжат или сжижен для использования в транспортных средствах.

КПГ и СПГ как альтернативные виды топлива для транспорта

В настоящее время в транспортных средствах используются два вида природного газа: сжатый природный газ (КПГ) и сжиженный природный газ (СПГ).Оба они производятся внутри страны, имеют относительно низкую цену и коммерчески доступны. Считающиеся альтернативными видами топлива в соответствии с Законом об энергетической политике 1992 года, КПГ и СПГ продаются в единицах эквивалента бензина или дизельного топлива в галлонах (GGE или DGE) в зависимости от содержания энергии в галлоне бензина или дизельного топлива.

Сжатый природный газ

CNG производится путем сжатия природного газа до менее 1% его объема при стандартном атмосферном давлении. Чтобы обеспечить достаточный запас хода, КПГ хранится на борту транспортного средства в сжатом газообразном состоянии под давлением до 3600 фунтов на квадратный дюйм.

CNG используется в легких, средних и тяжелых условиях. Автомобиль, работающий на СПГ, имеет примерно такую ​​же экономию топлива, как и обычный бензиновый автомобиль на основе GGE. Один ГПЭ равен примерно 5,66 фунтам СПГ.

Сжиженный природный газ

СПГ - это природный газ в жидкой форме. СПГ получают путем очистки природного газа и его переохлаждения до -260 ° F, чтобы превратить его в жидкость. Во время процесса, известного как сжижение, природный газ охлаждается ниже точки кипения, удаляя большую часть посторонних соединений, содержащихся в топливе.Остающийся природный газ - это в основном метан с небольшими количествами других углеводородов.

Из-за относительно высокой стоимости производства СПГ, а также из-за необходимости хранить его в дорогих криогенных резервуарах, широкое использование топлива в коммерческих целях было ограничено. СПГ необходимо хранить при низких температурах в двустенных емкостях высокого давления с вакуумной изоляцией. СПГ подходит для грузовиков, которым требуются более длинные пробеги, потому что жидкость плотнее газа и, следовательно, больше энергии может храниться в объеме.СПГ обычно используется в транспортных средствах средней и большой грузоподъемности. Один ГПЭ равен примерно 1,5 галлонам СПГ.

Чтобы найти топливо, см. «Расположение заправочных станций природного газа».

Цикл расширения азота повышает гибкость малотоннажного СПГ

J. PAK, Cosmodyne LLC, Сил-Бич, Калифорния

Обилие природного газа в результате достижений в технологии горизонтального гидроразрыва пласта, применяемой в сланцевых коллекторах, привело к исторически низким ценам на природный газ в Северной Америке.Помимо того, что это внутренний источник энергии, который экологически безопаснее других (он выделяет до 30% меньше парниковых газов, чем бензин или дизельное топливо), природный газ в настоящее время намного дешевле бензина или дизельного топлива в качестве источника энергии. По этим причинам сжиженный природный газ (СПГ) в настоящее время является жизнеспособной заменой дизельного топлива во многих высокопроизводительных отраслях промышленности, таких как бурение, добыча полезных ископаемых и транспорт, в том числе морской и железнодорожный.

Эта новая парадигма вызвала ажиотаж на рынке Северной Америки, а также во всем мире для небольших заводов по производству СПГ, где газ сжижается и транспортируется грузовиками к различным источникам спроса, аналогично существующей схеме поставок дизельного топлива на рынке.Как правило, маломасштабные заводы по производству СПГ определяются как заводы с общей производительностью жидкости примерно от 50 000 галлонов в день (gpd) до 500 000 gpd [от 4 миллионов стандартных кубических футов в день (MMscfd) до 42 MMscfd].

В то время как циклы смешанного хладагента (MR) преобладают на заводах мирового класса и средних масштабах СПГ, обратный цикл азота Брайтона (N 2 ) (или цикл расширения N 2 ) получил возрождение на малых заводах СПГ растения. Здесь исследуются различные циклы сжижения, доступные для малых заводов по производству СПГ, и конкретные факторы, которые способствуют тому, что цикл N 2 становится циклом выбора.Обсуждаемые уникальные факторы - это влияние последних достижений в процессах и оборудовании, ведущих к повышению эффективности, использование трубопроводного газа в качестве источника исходного газа, капитальные и эксплуатационные затраты, а также соображения по загрузке завода.

Выбор технологии

Существует множество способов сжижения природного газа. Циклы MR и каскад - наиболее эффективные процессы. Оба типа процессов охлаждения углеводородов позволяют контурам охлаждения точно соответствовать кривой охлаждения при типичном сжижении газа, достигать высокой эффективности охлаждения и снижать потребление энергии (Таблица 1). 1

Большинство заводов СПГ в мире с базовой нагрузкой (т. Е. Заводов, производящих более 2,5 млн т в год) используют MR или каскадный цикл, что свидетельствует об эффективности этих процессов. Единственными практическими процессами сжижения природного газа, доступными для малых заводов по производству СПГ, являются цикл с одним смешанным хладагентом (SMR) (рис. 1) и цикл расширения N 2 (рис. 2). Процессы, используемые на установках базовой нагрузки мирового класса, не переносятся напрямую на малые заводы СПГ, поскольку сложность процессов и оборудования делает такие циклы непомерно дорогостоящими для малых заводов СПГ.

Рис. 1. Блок-схема типичного процесса SMR.

Рис. 2. Схема типичного процесса расширения N 2 .

Это предпочтение цикла SMR по сравнению с циклом N 2 , даже для небольших заводов по производству СПГ, наглядно иллюстрируется заводами, имеющими пиковые значения в США.Большинство заводов по уменьшению выбросов (рис. 3) 2 в США были построены в конце 1960-х и 1970-х годах с использованием процесса SMR. 3 В то время большинство представителей отрасли рассматривали цикл расширения N 2 как хорошо зарекомендовавшую себя, надежную и простую в эксплуатации технологию, хотя и не способную конкурировать с циклом SMR по эффективности. Однако уникальные факторы современного рынка СПГ сделали цикл N 2 предпочтительным процессом на многих новых малых рынках СПГ в Северной Америке.

Рис. 3. Расположение заводов по переработке природного газа в США.

Повышение эффективности оборудования

Одним из факторов возрождения цикла расширения N 2 является более высокая эффективность, достигаемая как технологическим проектированием, так и вращающимся оборудованием. Компрессор рециркуляции азота и компрессор с двойным детандером повышают эффективность процесса расширения N 2 .В последние годы производители компрессоров и расширителей добились значительных успехов в повышении производительности.

Производители теперь используют инструменты автоматизированного проектирования (CAE), такие как вычислительная гидродинамика (CFD) и программное обеспечение конечных элементов (FE), для оптимизации конструкции вращающегося оборудования. Программные продукты CFD и FE позволили производителям обойти традиционный подход «проб и ошибок», который требует обширных экспериментальных настроек. Компьютерное моделирование, некоторые из которых даже в 3D, не только обеспечивают более точный и систематический подход к проектированию, но также дают разработчикам лучшее понимание и понимание динамики потока, перепадов давления и нагрузок от напряжения.Это позволяет конструкторам оптимизировать и разрабатывать более эффективные спирали, сопла и крыльчатки.

Хотя эти компьютерные программы являются инструментами, а не решением, они позволяют производителям предлагать более эффективные вращающиеся машины по более низким ценам. Большинство компрессоров и расширителей теперь предлагают гораздо более высокий КПД (иногда более 10%), чем агрегаты, которые были построены в 1960-х и 1970-х годах во время установки большинства пиково-разрядных заводов в США.

В сочетании с CAE процессы автоматизированного производства (CAM) позволяют инженерам изготавливать компоненты, разработанные с помощью CAE.Например, сейчас большинство рабочих колес фрезеруются на пятикоординатных станках. Это простое изменение в производстве позволило повысить эффективность рабочего колеса на 2–5% по сравнению со старыми литыми крыльчатками. 4 Новые автоматизированные производственные процессы с использованием пятиосевых станков и станков с числовым программным управлением (ЧПУ) позволили производителям изготавливать диффузоры и лопатки на станках для повышения эффективности. Кроме того, CAM допускает более жесткие допуски для компонентов, что приводит к минимальным потерям (уплотнение, скорость утечки и т. Д.).) и более высокого качества.

Кроме того, ассортимент центробежных компрессоров со встроенным редуктором (рис. 4) с годами постоянно увеличивается. Компрессоры со встроенным редуктором большего размера позволили применять цикл N 2 на заводах по производству СПГ большей мощности с конкурентоспособной эффективностью. Центробежные компрессоры со встроенным редуктором имеют более высокий КПД благодаря межступенчатому охлаждению на каждой ступени и использованию двух или более валов-шестерен для оптимальной скорости рабочего колеса. Эти компрессоры также дешевле компрессоров типа API.Благодаря своему компактному размеру они требуют меньшей занимаемой площади для простого и экономичного фундамента.

Рис. 4. Пример типичного центробежного компрессора со встроенным редуктором. Изображение любезно предоставлено компанией Cameron Process & Compression Systems.

Поскольку компрессоры со встроенным редуктором и турбодетандеры (рис. 5) используются для обслуживания N 2 , стандартное вращающееся оборудование производителя может использоваться для цикла N 2 .Это не относится к некоторым установкам SMR, где требуется специализированное вращающееся оборудование API. Стандартное оборудование производителя позволяет легко получить запасные части и поддержку в дополнение к более низким капитальным затратам.

Рис. 5. Пример типичного турбодетандера, используемого для малых заводов СПГ. Изображение любезно предоставлено ACD.

Центробежные компрессоры и расширители со встроенным редуктором теперь доступны для всего диапазона малых заводов СПГ.Повышение эффективности, надежности и стоимости вращающегося оборудования по сравнению со стандартными конструкциями производителя поставило цикл N 2 на один уровень с процессом SMR.

Трубопроводный газ как сырье

Второй динамикой, способствующей популярности цикла расширения N 2 , является источник исходного газа для заводов по сжижению природного газа. В Северной Америке большинство малых заводов по производству СПГ получают сырье из газопроводных сетей и газоперерабатывающих заводов.

В США имеется разветвленная сеть трубопроводов природного газа. Имея более 210 систем газопровода и более 300 000 миль трубопроводов, к природному газу можно получить доступ практически из любого места в 48 штатах (рис. 6). 5 Эта запутанная сеть газопроводов позволяет компаниям стратегически размещать заводы по производству СПГ для удовлетворения своих источников спроса. К счастью, трубопроводный газ обычно находится под высоким давлением и бедный, с небольшим количеством тяжелых углеводородов (C 4 + ).

Фиг.6. Схема газопроводной сети США.

В большинстве случаев на небольших заводах по производству СПГ требуется обрабатывать только подаваемый газ для удаления диоксида углерода (CO 2 ), воды (H 2 O) и других примесей, а также для сжижения газа без удаления тяжелых углеводородов. Комбинация высокого давления на входе и обедненного состава подаваемого газа позволила циклу расширения N 2 достичь высокой эффективности (удельная мощность в киловатт-часах на галлон).

Кривая охлаждения с давлением исходного газа 1100 фунтов на кв. Дюйм (рис. 7) показывает плоскую кривую нагрева природного газа, которая может быть точно согласована с кривой охлаждения N 2 для эффективной теплопередачи. Цикл N 2 может достигать значений удельной мощности 0,56 кВт-ч / галлон (350 кВт-ч / метрическая тонна) с бедным подаваемым газом под высоким давлением.

Рис. 7. Кривая нагрева для давления входящего газа.

Кроме того, состав поступающего в трубопровод газа часто меняется.Это изменение исходного газа может повлиять на общую производительность установки для сжижения. Для цикла SMR выбор специально смешанного, многокомпонентного углеводородного хладагента должен быть скорректирован в соответствии с изменением исходного газа для поддержания высокой эффективности охлаждения. Если комбинация хладагентов не отрегулирована, то преимущество цикла SMR над циклом N 2 может исчезнуть.

Цикл N 2 , с другой стороны, значительно более гибкий, чем цикл SMR, с точки зрения минимизации общего воздействия на эффективность и производительность для диапазонов температур окружающей среды / охлаждающей воды и состава исходного природного газа.В цикле N 2 в качестве хладагента используется газообразный азот; следовательно, никаких регулировок для изменения состава исходного газа не требуется.

Этот процесс устраняет необходимость в подсистеме для хранения и смешивания нескольких углеводородов для производства многокомпонентного хладагента. Кроме того, комбинированная изменчивость рециркуляционного компрессора и двух турбодетандеров обеспечивает большую гибкость, чтобы минимизировать влияние на общую производительность сжижения с изменяющимся составом исходного газа.

Соображения по загрузке завода

На рынке СПГ в Северной Америке эксплуатационная гибкость завода является ключевым условием при проектировании завода. Возможность изменения диапазона процесса расширения N 2 легко удовлетворяет этому требованию. Использование СПГ в качестве топлива, заменяющего дизельное топливо в мощных отраслях промышленности, займет некоторое время. Следовательно, для некоторых разработчиков, которые рано выходят на рынок, спрос на СПГ в первые годы эксплуатации завода может существенно колебаться со значительным периодом наращивания, пока не будет реализована полная производственная мощность.Цикл N 2 решает эту проблему, предлагая широкий диапазон изменения с пропорциональной экономией энергии. На рис. 8 показан типичный диапазон изменения цикла расширения N 2 .

Рис. 8. Типичный N 2 Диапазон изменения цикла расширения (производительность в зависимости от мощности).

Фиг.9. Завод СПГ с несколькими технологическими линиями. Фото любезно предоставлено компанией Clean Energy Fuels.

Широкий диапазон регулирования особенно выгоден по сравнению с установками, которые работают в «режиме кампании», когда установка работает на полную мощность до тех пор, пока резервуар для хранения не заполнится до заданного уровня, а затем отключается. Завод перезапускается, когда в накопительном баке снижается уставка до низкого уровня. В режиме кампании номинальная мощность электростанции основана на пиковой потребляемой мощности, и в соглашении о поставке исходного газа может быть установлен обязательный минимальный отбор.

В зависимости от энергокомпании и тарифного плана существуют корректировки тарифов или сборы, основанные на максимальной потребляемой мощности, используемой в течение цикла выставления счетов. Эти затраты могут быть снижены, если установка будет работать в режиме увеличения мощности, а не в режиме кампании (когда установка будет достигнута на полную мощность). Точно так же неуверенный спрос на СПГ может затруднить планирование отбора трубопроводов и привести к ненужным штрафам за недооценку или переоценку объема отбора трубопровода. Следовательно, работа завода с меньшей производительностью может сделать планирование более предсказуемым.

Более того, заводы СПГ по контрактам на поставку газа, которые требуют минимального отбора исходного газа, будут наказаны за работу в режиме кампании, поскольку владелец завода СПГ должен оплачивать минимальные затраты на газ, даже когда завод не работает. Гибкость эксплуатации за счет диапазона изменения цикла N 2 позволяет оператору завода СПГ минимизировать эксплуатационные расходы даже в первые годы эксплуатации завода СПГ, когда рыночный спрос ниже, чем полная мощность завода.

Еще одним ключевым моментом при проектировании установки является масштабируемость для роста в соответствии с рыночным спросом.Несмотря на то, что наличие большой одиночной линии более экономично, чем конструкция с несколькими линиями, некоторые владельцы заводов СПГ предпочитают использовать вариант с несколькими линиями. Меньший вариант с несколькими линиями позволяет использовать модульную конструкцию на салазках для более простой и дешевой установки. Это даже позволяет перемещать установку, поскольку большинство компонентов смонтированы на салазках. Кроме того, конструкция с несколькими поездами обеспечивает более простой и экономичный способ увеличения мощности завода за счет добавления идентичных поездов по мере роста рынка.

В качестве дополнительного преимущества, конструкция с несколькими шлейфами также обеспечивает некоторую избыточность; даже если одна линия не будет работать, завод все равно сможет производить некоторое количество СПГ. Что еще более важно, конструкция с несколькими поездами позволяет компании делать меньшие начальные капитальные вложения и сохранять возможность инвестировать в увеличении по мере увеличения спроса, что снижает некоторые риски для пионеров рынка. Такая масштабируемость более мелких линий вместо более крупной позволяет удерживать мощность завода СПГ в пределах диапазона, в котором цикл расширения N 2 является конкурентоспособным.

Капитальные и эксплуатационные расходы

При выборе подходящего технологического цикла для небольшого завода по производству СПГ важно понимать борьбу между начальными капитальными затратами (CAPEX) и эксплуатационными расходами (OPEX).

Каждая ситуация имеет индивидуальные параметры, которые формируют борьбу, т. Е. Внутренние нормы прибыли (IRR), главными факторами которых являются срок службы проекта и стоимость электроэнергии. Чтобы понять проблемы, влияющие на экономический план, стандартным является определение стоимости жизненного цикла завода на протяжении всего проекта.В простейшей форме это сумма капитальных затрат и текущей стоимости будущих операционных затрат.

В качестве примера рассмотрим данные, представленные на рис. 10–12, на которых изображено разделение различных элементов затрат жизненного цикла для типичной установки производительностью 100 000 галлонов в сутки при предположениях о сроке службы проекта 10, 15 и 20 лет. Модель предполагает паспортную мощность в размере 310 долларов США / галлон в сутки, начиная с 50% загрузки и увеличиваясь на 10% в год до полной загрузки, IRR 12% в год и стоимость электроэнергии 60 долларов США / МВт · ч. Стоимость сжижения представляет собой низкий процент от общей стоимости срока службы.

Рис. 10. Общая стоимость жизненного цикла проекта в течение 10 лет.

Рис. 11. Общая стоимость жизненного цикла проекта в течение 15 лет.

Фиг.12. Общая стоимость жизненного цикла проекта в течение 20 лет.

Как и ожидалось, чем дольше срок эксплуатации проекта, тем большее значение имеют затраты на электроэнергию. Стоимость жизненного цикла увеличивается с 522 долларов на паспортную табличку в сутки при 10-летнем сроке службы до 598 долларов при 20-летнем сроке службы. Что еще более важно, соотношение капитальных затрат на электроэнергию и сжижение (основной потребитель энергии) увеличивается со 104% до 147%. С другой стороны, при 20-летнем сроке жизни проекта оператор может позволить себе потратить еще 1.5% на оборудование для экономии 1% электроэнергии, в то время как при 10-летнем сроке службы оператор может потратить 1% для достижения такой же экономии.

Короткие сроки реализации проекта являются обычным явлением по ряду причин (таблица 2), и это способствовало внедрению современных циклических установок N 2 . Эти установки традиционно имеют более низкую первоначальную стоимость, проще в установке, проще в эксплуатации, имеют отличные характеристики динамического диапазона, легко перемещаются и являются гибкими в отношении исходного сырья.

Помимо анализа капитальных и операционных затрат, важным фактором является простота эксплуатации цикла N 2 , поскольку наличие квалифицированного персонала с опытом работы в сфере СПГ ограничено и будет ограничиваться по мере роста рынка СПГ.Хорошо известно, что цикловые установки N 2 просты в эксплуатации. Цикл детандера N 2 на сегодняшний день является наиболее простым для понимания, эксплуатации и устранения неисправностей обслуживающим персоналом, поскольку для этого процесса требуется меньше точек контроля и управления, а также минимальное вмешательство оператора по сравнению с установками SMR. 6

Кроме того, инертный безопасный хладагент устраняет необходимость продувки и откачки для технического обслуживания на стороне охлаждения, что упрощает техническое обслуживание.Простое управление и минимальное обучение персонала сделали цикл N 2 привлекательной альтернативой для небольших заводов по производству СПГ.

На вынос

Не существует универсального решения при изучении различных процессов на маломасштабном заводе по производству СПГ. У каждого процесса есть свои преимущества и недостатки. Только подробное сравнение с точными данными и анализ могут показать, какой процесс подходит лучше всего.

Цикл N 2 сейчас является предпочтительным процессом, даже на мощностях, превышающих традиционные пределы, и он переживает ренессанс на рынке малых объемов СПГ.Цикл расширения N 2 , который когда-то рассматривался как простой, легкий в использовании процесс с низкой эффективностью, теперь получает более широкое признание из-за уникальных факторов на сегодняшнем рынке СПГ. GP

ЦИТИРОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА

1 12-я Международная конференция и выставка по сжиженному природному газу, Перт, Австралия, 4–7 мая 1998 г.

2 Управление экологической информации США, «US LNG Peakingshaving and Import Facilities, 2008», декабрь 2008 г.

3 Zeus Intelligence, База данных проекта Peakshaving, http://www.zeusintel.com.

4 Кэмерон, «Повышение производительности центробежного компрессора», 2010 г.

5 Управление экологической информации США, «Сеть трубопроводов природного газа США, 2009 г.», 2009 г.

6 Пак, Дж. И К. Найт, «Продолжайте грузовики», LNG Industry, Autumn 2012.

ДЖОЗЕФ ПАК - директор по продажам и маркетингу Cosmodyne LLC, члена семьи компаний Cryogenic Industries, в Сил-Бич, Калифорния.Он присоединился к компании в 2007 году и с тех пор отвечает за продажи и маркетинг воздухоразделительных установок и небольших заводов по производству сжиженного природного газа по всему миру. Г-н Пак имеет более чем 24-летний опыт работы с производителями оборудования на различных должностях, включая инженерные, торговые и юридические. Он имеет степень магистра машиностроения в Университете Южной Калифорнии и докторскую степень юридического факультета Университета Коннектикута. Он является зарегистрированным профессиональным инженером в Калифорнии и принят в Калифорнийскую коллегию адвокатов.

Мелкомасштабные технологии производства метанола обеспечивают гибкость и экономическую эффективность

У. Турага, ADI Analytics LLC, Хьюстон, Техас

Монетизация газа за счет производства метанола на небольших заводах может быть перспективным вариантом. В принципе, небольшие установки по производству метанола обладают рядом преимуществ. Первое преимущество состоит в том, что цены на метанол соответствуют ценам на нефть (, рис. 2, ), тем самым обеспечивая значительный арбитраж для использования, если газовое сырье доступно так же дешево, как в США.

Рис. 2. Цены на метанол и нефть в Северной Америке меняются вместе, а природный газ
стал значительно дешевле. Источник: US EIA и Methanex Corp.

.

Во-вторых, небольшие заводы по производству метанола имеют более низкие капитальные затраты по сравнению с традиционными крупными заводами, что делает их привлекательными для более широкого круга инвесторов, включая малые предприятия, предпринимателей и разработчиков проектов.

В-третьих, метанол - это жидкий химический продукт, который можно легко и экономично транспортировать, предлагая возможность монетизировать природный газ с удаленных месторождений, с ограниченными возможностями подключения трубопроводов или с относительно низкими производственными и / или экономическими показателями. Наконец, метанол - это универсальный химикат, имеющий множество применений и конечных применений.

Учитывая эти преимущества для метанола и его мелкомасштабного производства, Центр инноваций и коммерциализации сланцевого газа (SGICC) поручил ADI Analytics провести независимую оценку технической и экономической жизнеспособности малых заводов по производству метанола.Хотя цены на нефть быстро и значительно упали после того, как это исследование было заказано, исследования и анализ, представленные здесь, актуальны, поскольку капитальные проекты рассчитаны на срок от 20 до 30 лет и свидетельствуют о нескольких циклах цен на сырьевые товары.

Кроме того, результаты этого исследования основаны на анализе широкого диапазона цен на газовое сырье и сценариев ценообразования на метанол. В результате этот технический документ, оценивающий осуществимость малых заводов по производству метанола как вариант монетизации газа из бассейнов, таких как Марцелл, должен найти актуальность для широкого круга заинтересованных сторон.

Метанол и его применение. Метанол - простейший спирт, легкая, летучая, бесцветная и легковоспламеняющаяся жидкость с характерным запахом.

Сегодня метанол производится в основном с помощью двухступенчатого каталитического химического процесса. Каталитический риформинг - это первый поток, во время которого природный газ превращается в синтез-газ. На втором этапе синтез-газ превращается в метанол. Ряд других видов сырья, включая уголь, биомассу и бытовые отходы, также можно преобразовать в синтез-газ для дальнейшего преобразования в метанол, и они используются в нескольких регионах в зависимости от их доступности и стоимости.

Метанол - важное химическое вещество с широким спектром применения и конечного использования. Каждое из этих приложений и конечных пользователей можно разделить на три основные категории. Первая категория, на которую приходится более половины спроса на метанол, - это использование метанола в качестве химического сырья. Вторая категория связана с использованием метанола в топливе и составляет более одной трети спроса на метанол. Наконец, метанол используется для ряда фрагментированных применений, таких как растворители, антифризы, денитрификация сточных вод и денатурация этанола.Каждая из этих категорий более подробно описана ниже.

Метанол как химическое сырье. Метанол используется для производства ряда химических веществ, среди которых формальдегид и уксусная кислота являются крупнейшими химическими производными. Каждое из этих производных далее превращается в широкий спектр продуктов, включая волокна, краски, смолы, клеи, изоляцию и красители. Использование метанола для этих традиционных химических производных растет от медленных до умеренных темпов. Однако другое применение химических производных - крекинг метанола для производства олефинов, таких как этилен и пропилен, - быстро растет из-за его широкого распространения в Китае.Экономический рост в Китае увеличил спрос на пластмассы, которые производятся из олефинов. В Китае отсутствует традиционное олефиновое сырье, такое как нафта или ШФЛУ. Однако он полагался на свои огромные запасы угля для производства метанола из синтез-газа, полученного в результате газификации.

Метанол в топливе. С некоторыми модификациями двигателей, метанол можно использовать в качестве топлива для транспорта. В качестве автомобильного топлива метанол используют несколько стран, в том числе Китай. Другой транспортный сегмент - морские суда, где метанол может быть экономичным и экологически чистым топливом, отвечающим новым международным экологическим нормам.Кроме того, метанол можно превратить в простые эфиры, такие как метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ) и диметиловый эфир (ДМЭ).

Хотя США санкционировали, а позже запретили использование МТБЭ в качестве присадки к топливу, его использование в качестве присадки к бензину, повышающей октановое число, продолжалось в нескольких странах. Меньшее применение - использование DME в качестве топлива для двигателей, работающих на дизельном топливе. Наконец, метанол также используется для производства биодизеля, который обычно смешивают с дизельным топливом в нескольких регионах, включая США и Европу.

Другие приложения. Метанол также используется в ряде фрагментированных приложений, которые по отдельности не потребляют большие объемы, но в совокупности составляют примерно 10% от общего спроса. Эти виды использования включают муниципальные и частные очистные сооружения, в которых метанол используется для облегчения удаления азота из сточных вод. Точно так же метанол можно использовать в качестве носителя водорода как для больших, так и для малых топливных элементов. Наконец, несколько двигателей большой мощности - e.например, те, которые используются для выработки распределенной энергии, также используют метанол.

На рис. 3 представлена ​​разбивка спроса на метанол по приложениям. Хотя это не показано графически, почти 60% спроса на метанол приходится на традиционные сегменты, которые медленно растут, в то время как 40% спроса приходится на быстрорастущие применения, такие как преобразование метанола в олефины и использование топлива. 1 Рис. 3 также показывает спрос на метанол по регионам. Совершенно очевидно, что мировым спросом на метанол являются Китай и Азия, за ними следуют Европа и Северная Америка.

Рис. 3. На производство химических производных и использование топлива приходится большая часть использования метанола
, в котором преобладают Китай и остальные страны Азии, за которыми следуют Европа и
Северная Америка. Источник: Methanex Corp. и ADI Analytics.

Спрос и предложение на метанол. Благодаря быстрорастущим применениям, таким как производство олефинов и использование топлива, мировой спрос на метанол увеличивается на устойчивые 6% в год (некоторые аналитики полагают, что темпы роста могут достигать 8% в год) и, по прогнозам, составят более 90%. Млн т / год к 2020 г., как показано в Рис.4. По сравнению с 2015 годом, это означает увеличение спроса на метанол более чем на 23 миллиона тонн в год в течение следующих пяти лет.

Рис. 4. Расчетный мировой и североамериканский спрос и мощности по метанолу
показывают значительный рост глобального спроса и производственных мощностей в Северной Америке в течение следующих
пяти лет. Источники: IHS CERA, Methanex Corp., Горно-металлургическое общество
Америки, Jim Jordan & Associates, Reuters и ADI Analytics.

Китай является движущей силой роста этого спроса, поскольку он использует метанол для широкого спектра применений и, в частности, в качестве топлива и сырья для олефинов. На другие страны региона, такие как Индия, приходится дополнительный рост в Азии. Кроме того, новые поставки ШФЛУ в Северную Америку (чему также способствовал бум нетрадиционного газа) привели к объявлению о проектах нефтехимических установок крекинга. Эти проекты направлены на расщепление СУГ на этилен и пропилен, которые будут преобразованы в полимеры и другие химические вещества, для некоторых из которых может потребоваться метанол в качестве сырья.Таким образом, новые нефтехимические установки для крекинга в Северной Америке могут привести к дополнительному росту спроса на метанол в Северной Америке. Спрос и производственные мощности в Северной Америке для метанола также показаны на рис. 1 , , что отражает более медленные темпы роста спроса по сравнению с мировым спросом.

Рис. 1. В большинстве сегментов, отвечающих за спрос на природный газ в США, наблюдается застой
, за исключением выработки электроэнергии, которая выросла в основном за счет
угля.Источник: US EIA.

Хотя спрос в Северной Америке растет медленнее, чем мировой спрос, производственные мощности, по прогнозам, будут быстро расти, поскольку производство метанола традиционно тяготело к регионам с более дешевым сырьем, таким как уголь и природный газ. В результате, новые поставки с большей вероятностью появятся в Китае и Северной Америке за счет угля и природного газа соответственно, чем где-либо еще. Несколько новых газовых электростанций были объявлены в Северной Америке, в то время как новые электростанции, работающие на угле, появляются в Китае.Большинство этих новых заводов будут иметь большую мощность от 1 до 2 млн тонн в год, поскольку для многих быстрорастущих применений (например, превращение метанола в олефины) требуются большие объемы.

Растущий мировой спрос на метанол и низкие цены на природный газ в Северной Америке привлекли широкий круг инвесторов, в том числе нефтепереработчиков и предпринимателей, на крупные заводы по производству метанола. Кроме того, некоторые из новых заводов по производству метанола, объявленных в Северной Америке, разрабатываются китайскими компаниями, которые ищут метанол для производства олефинов.

Таблица 1 показывает репрезентативный список новых заводов по производству метанола и производных метанола, которые были объявлены в США, совокупная мощность которых превышает 30 миллионов тонн в год. Однако только несколько из этих заводов, вероятно, будут построены и завершены по разным причинам, включая мировые цены на сырье, мировой спрос на метанол и аппетит инвесторов. Проекты, предложенные ведущими метанольными, химическими и нефтеперерабатывающими компаниями, такими как Methanex, Celanese, Valero и LyondellBasell, с большой вероятностью будут завершены, учитывая сильные балансы их разработчиков и / или активное присутствие в цепочке создания стоимости метанола.

Финансирование и общий объем инвестиций, вероятно, будут проблематичными, учитывая высокие капитальные затраты, а также большие мощности, запланированные для этих проектов. Рис. 5 показывает нормированные капитальные затраты для крупных заводов по производству метанола. Капитальные затраты на крупномасштабные заводы по производству метанола варьируются от 200 долларов США за тонну мощности до 700 долларов США за тонну мощности, хотя в среднем они составляют примерно 530 долларов США за тонну мощности. Ожидается, что в совокупности самый крупный из этих проектов будет стоить от 750 млн до 2 млрд долларов.

Рис. 5. Предполагаемые капитальные затраты для большинства крупных заводов по производству метанола, планируемых в
США, варьируются от 500 долларов США за тонну мощности до 700 долларов США за тонну мощности, при среднем значении
приблизительно 530 долларов США за тонну мощности в год. Источник: расчеты компании и ADI Analytics.

Малые заводы по производству метанола. Хотя большинство новых объявлений касалось крупных заводов по производству метанола с производительностью от 1 до 2 млн тонн в год, потенциал для малых предприятий может быть - i.е., от 15 000 т / год до 20 000 т / год - заводы по производству метанола в Северной Америке. Основной движущей силой для малых заводов по производству метанола является поставка дешевого природного газа через сланцевые месторождения в Северной Америке.

В нескольких сланцевых месторождениях многочисленные скважины производят небольшие или экономически несущественные объемы газа и / или расположены в регионах с ограниченным соединением трубопроводов. Например, из скважин на месторождении Баккен, где основной целью является добыча сырой нефти, обычно сжигается природный газ. В других странах, таких как восточная часть Марцеллуса, несколько газовых скважин были закрыты из-за низких цен на природный газ, отсутствия добычи жидких углеводородов по более высокой цене или отсутствия трубопроводов.

В таких случаях малые заводы по производству метанола могут быть привлекательными благодаря нескольким концептуальным преимуществам:

  • Коррелированные с нефтью цены на метанол обеспечивают значительный арбитраж для использования, если газ такой же дешевый, как недавно был в США
  • Более низкие капитальные затраты по сравнению с традиционными крупными заводами
  • Производство жидкого химического продукта, который можно легко и экономично транспортировать и который имеет множество применений и конечных применений.

Экономика стимулирует коммерческое внедрение новых технологий. Рис. 6 перечисляет основные допущения в отношении капитальных затрат, цен на сырье и других финансовых показателей для малых заводов по производству метанола. Предполагалось, что капитальные затраты составят от 700 долларов США за тонну мощности до 1100 долларов США за тонну мощности на основе первичных и вторичных исследований, включая интервью с разработчиками технологий.

Рис.6. Предполагаемые капитальные затраты для малых заводов по производству метанола варьируются от 700 долларов США за тонну мощности
до 1100 долларов США за тонну мощности в год. Источник: ADI Analytics.

Большинство разработчиков технологий признают, что небольшие заводы по производству метанола будут стоить больше, чем крупные заводы по производству метанола на нормированной основе из-за отсутствия экономии за счет масштаба. Однако надежные сметы капитальных затрат недоступны, потому что нет коммерческих малых заводов по производству метанола.Даже в этом случае общие капитальные затраты и инвестиции для малых заводов по производству метанола будут значительно ниже, чем для крупных заводов, что сделает их доступными для более широкого круга инвесторов.

Рис. 7 показывает, как стоимость производства метанола на малых предприятиях изменяется в зависимости от цены исходного природного газа, а также нормированных капитальных затрат. В целом денежные затраты намного ниже исторической средней цены на метанол за 10 лет (соответствующей цене на нефть 9 долларов за баррель) в Северной Америке во всем диапазоне затрат на природный газ от 2 долларов за миллион БТЕ до 5 долларов за миллион БТЕ.Однако затраты на производство метанола на малых предприятиях выше, чем самая низкая цена на метанол (соответствующая цене на нефть в 26 долларов за баррель) за последние 10 лет. Эти экономические данные предполагают, что небольшие заводы по производству метанола смогут приносить инвесторам конкурентоспособную прибыль, если цены на метанол не упадут в более низкий диапазон, наблюдавшийся за последнее десятилетие.

Рис. 7. Денежная себестоимость метанола, произведенного на малых предприятиях, вполне конкурентоспособна
в широком диапазоне затрат на сырье и капитальных затрат, а также в исторических ценах на метанол.
Источник: ADI Analytics.

Еще один фактор, который будут учитывать потенциальные инвесторы в малые предприятия, - это спрос на метанол на их рынках и конкурентная среда. Рис. 8 дает оценку спроса на метанол в четырех основных регионах США. Большая часть спроса на метанол в стране приходится на побережье Мексиканского залива, за которым следуют Средний Запад и Восточное побережье. Разветвленная химическая промышленность на побережье Мексиканского залива стимулирует спрос на метанол в регионе, а новые установки для крекинга этана, предлагаемые на Среднем Западе или на Восточном побережье, могут вызвать дальнейший спрос на метанол.Даже без дополнительных химических заводов на Среднем Западе или на Восточном побережье потребность в метаноле к 2020 году в обоих регионах будет превышать 1 млн т в год, что может быть достаточно для поддержки нескольких небольших заводов по производству метанола.

Рис. 8. Побережье Мексиканского залива США доминирует в спросе на метанол в США, за ним следуют Средний Запад
и Восточное побережье. Источник: US Census и ADI Analytics.

Однако мелкие заводы по производству метанола, поддерживаемые газом сланцевых месторождений Марцеллус, Ютика или Баккен, все равно должны будут конкурировать с импортом метанола с побережья Мексиканского залива.Стоимость перевозки метанола по железной дороге от побережья Мексиканского залива до Среднего Запада или Восточного побережья, вероятно, будет варьироваться от 40 до 70 долларов за тонну, исходя из оценок, собранных на крупной железной дороге. Эти транспортные расходы на железнодорожный транспорт следует добавить к денежным расходам на метанол на крупных заводах, что потенциально может повлиять на некоторую конкурентоспособность крупных заводов по сравнению с небольшими заводами. Даже в этом случае инвесторы должны тщательно оценивать кривые стоимости метанола для разных заводов и местоположений, поскольку они рассматривают небольшие заводы на Среднем Западе или на Восточном побережье.

Третий фактор, который будет играть важную роль в коммерческом развертывании малых заводов по производству метанола, - это наличие технологических процессов. В настоящее время для небольших заводов по производству метанола коммерчески не проверена ни одна технология. Однако ряд начинающих компаний стремятся к развитию маломасштабной технологии производства метанола. Хотя ряд компаний активны в этой области и вкладывают много времени и усилий в различные подходы, еще слишком рано определять технологическую жизнеспособность малых заводов по производству метанола.Как и в случае с кривыми затрат, инвесторам необходимо будет оценить доступность, зрелость и стоимость технологических процессов, прежде чем рассматривать маломасштабные заводы по производству метанола.

Ключевые риски. Широкий круг заинтересованных сторон, включая, помимо прочего, инвесторов, предпринимателей, разработчиков проектов, производителей нефти и газа, разработчиков технологий и государственные учреждения, вероятно, заинтересованы в технической и коммерческой жизнеспособности малых заводов по производству метанола. Эти заинтересованные стороны должны внимательно рассмотреть ряд рисков, связанных с небольшими заводами по производству метанола:

  • Риск ценообразования на товары. Экономическая жизнеспособность малых заводов по производству метанола в значительной степени зависит от цен на сырье природного газа и метанола. Высокая волатильность или цены на сырьевые товары, превышающие предполагаемые в анализе, представленном в этом отчете, должны быть тщательно оценены на предмет воздействия на затраты и экономику.
  • Технологический риск. Ряд компаний разрабатывают маломасштабные технологии производства метанола, но ни одна из них не развернула коммерческую установку. Хотя производство метанола является зрелым в более крупных масштабах, небольшие заводы по производству метанола могут представлять неизвестные или непредвиденные риски, главным образом потому, что существующие технологии не были доведены до коммерческого уровня на момент публикации.Перед инвестированием в малые заводы по производству метанола следует провести тщательную оценку технической жизнеспособности с акцентом на риск увеличения масштабов.
  • Риск стоимости капитала. Учитывая отсутствие коммерческих заводов, капитальные затраты для малых заводов по производству метанола были приняты для экономического анализа в этом отчете. Эти капитальные затраты должны быть проверены и подтверждены путем тщательной оценки и планирования затрат.
  • Рыночный и конкурентный риск. Наконец, следует тщательно контролировать спрос и предложение метанола на предмет возможных последствий для малых заводов по производству метанола.Поскольку несколько крупных заводов по производству метанола, вероятно, будут построены в Северной Америке, не исключено, что некоторые из них смогут производить метанол по гораздо более низким ценам, чем на небольших заводах. Кроме того, масштаб некоторых из этих компаний позволит им снизить транспортные расходы и обеспечить значительную конкуренцию на рынке. GP

БЛАГОДАРНОСТИ

Это исследование было поддержано Центром инноваций и коммерциализации сланцевого газа Ben Franklin Technology Partners и Департаментом общественного и экономического развития Пенсильвании.

Удай Турага - генеральный директор ADI Analytics LLC, специализированной консалтинговой фирмы в области энергетики и химии, расположенной в Хьюстоне, штат Техас. Обладая более чем 15-летним опытом работы в ConocoPhillips, ExxonMobil, Booz & Co. и ADI, доктор Турага обладает глубокими коммерческими и техническими знаниями в области нефти и газа, угля, возобновляемых источников энергии и химикатов. Доктор Турага возглавлял команду ADI, консультируя компании из списка Fortune 500, стартапы в области экологически чистых технологий, государственные учреждения и инвесторов по вопросам выхода на рынок, стратегического планирования, конкурентного позиционирования и оценки технологий.За последние шесть лет ADI Analytics реализовала более 150 проектов для более чем 70 клиентов, включая BP, Shell, Chevron, BASF, Mitsui, Honeywell, KKR и Министерство энергетики США. Доктор Турага имеет докторскую степень в области топливных наук в Государственном колледже Пенсильванского государственного университета и степень магистра делового администрирования Техасского университета в Остине. Он был признан Национальной инженерной академией США, Американским химическим обществом и Ассоциацией выпускников штата Пенсильвания. Доктор Турага часто выступает на конференциях по всему миру, его рассказывали на Национальном общественном радио, Bloomberg и Australian Financial Review.

Обработка природного газа - обзор

4 Извлечение и фракционирование углеводородов

Первой целью извлечения углеводородов при переработке природного газа является снижение точки росы по углеводородам, чтобы не происходила конденсация во время последующей обработки, транспортировки и использования газа . Конечно, удаление этих углеводородов вызывает потерю объема получаемого газа, называемую усадкой, а также потерю теплотворной способности, учитывая, что более высокие углеводороды имеют большее теплосодержание на единицу объема, чем метан.Если углеводороды с более высоким содержанием не могут быть проданы или использованы в качестве топлива, это существенная потеря стоимости, которую необходимо минимизировать. Исторически сложилось так, что эти продукты часто сжигают, чтобы просто избавиться от них. (Действительно, то же самое можно сказать и о природном газе, обнаруженном вместе с нефтью, хотя это существенно изменилось за последнее десятилетие или около того.) Вторая цель состоит в максимальном извлечении высших углеводородов в виде различных жидких продуктов, вместе именуемых природным газом. жидкости. В настоящее время это довольно распространено, поскольку повышение экономической ценности более чем компенсирует потерю стоимости природного газа.

Ранее в статье упоминалось, что требуемая точка росы продукта для воды достигается при сочетании самого высокого давления и самой низкой температуры. Для углеводородов ситуация более сложная, поскольку газовые смеси углеводородов подвергаются явлению ретроградной конденсации. Это когда при фиксированной температуре и составе понижение давления может вызвать конденсацию. Таким образом, снижение давления перемещает систему к точке росы, а не от нее (как в случае с большинством других систем, например.г., водяной пар в природном газе). Таким образом, оперативным критерием более высокого удаления углеводородов является их удаление до уровней, гарантирующих невозможность конденсации при минимальной ожидаемой температуре и при любом давлении. Точка, в которой это происходит, называется крикондентермом.

Удаление высших углеводородов происходит путем охлаждения газа при удобном давлении для поддержания как можно более высокого давления для потока в трубопроводе. На рисунке 9 показаны нормальные точки кипения основных углеводородов, содержащихся в природном газе.Как видно, для конденсации и извлечения большего количества более легких углеводородов требуются более низкие температуры, и это верно при любом давлении. Таким образом, минимальная требуемая температура будет определяться составом газа, долей конкретных компонентов, подлежащих извлечению (или точкой росы, которую необходимо достичь), и рабочим давлением.

Рисунок 9. Температуры кипения углеводородов природного газа при атмосферном давлении (в ° C).

Если давление относительно низкое, используется процесс охлаждения, чтобы достаточно охладить газ, чтобы вызвать конденсацию высших углеводородов.Обычно это пропан и выше с небольшими количествами этана. Затем конденсат удаляется в газожидкостном сепараторе и направляется в колонну стабилизатора, которая гарантирует, что любые более легкие углеводороды, растворенные в конденсате, такие как метан, этан и небольшие количества высших углеводородов, могут повторно испаряться до равновесного состава. и не будет испаряться при дальнейшей переработке, хранении и транспортировке жидкости. Стабилизирующая колонна представляет собой вертикальную цилиндрическую колонну с внутренними тарелками или насадками, которые способствуют контакту и перемешиванию газа и жидкости, как обсуждалось ранее.Затем газ из холодного сепаратора и стабилизирующей колонны объединяется с образованием газового потока продукта.

Альтернативный процесс - использование растворителя для абсорбции высших углеводородов, аналогично дегидратации растворителя. В качестве процесса можно использовать абсорбцию обедненного масла. Нежирная нефть - это просто другой углеводородный поток с достаточно низким давлением пара, чтобы он оставался в жидкой фазе за счет абсорбции и регенерации. Регенерация осуществляется путем нагревания богатой нефти, чтобы позволить углеводородам с более высоким содержанием, абсорбированным из потока природного газа, повторно испаряться.Такие растения сегодня относительно редки.

Если газ доступен при достаточно высоких давлениях, и особенно если по экономическим причинам желательно большее извлечение сжиженного природного газа, охлаждение газа достигается за счет того, что он расширяется, теряя часть своего давления. Это основа переработки углеводородов. Для этого есть две альтернативы, самая простая из которых - расширение JT с использованием эффекта Джоуля-Томсона, когда расширение происходит при прохождении газа через ограничительный клапан.Конструкция определяет степень охлаждения, необходимую для достижения необходимого количества конденсата сжиженного природного газа, и при необходимости может быть предусмотрено дополнительное охлаждение. Этот тип установки, хотя и широко распространен, относительно неэффективен, поскольку при расширении не может быть восстановлена ​​работа.

Большинство новых заводов, особенно те, которые стремятся к максимальному извлечению жидких газов, позволяют газу расширяться через турбину, где достигается охлаждение газа, и часть работы восстанавливается от турбины.Обычно вал турбины приводит в действие компрессор, который также используется в процессе. Принципиальная технологическая схема показана на рис. 10. Сырьевой газ сначала охлаждается потоками более холодного газа на установке, а любые конденсированные жидкости удаляются в низкотемпературном охладителе до того, как они достигнут турбодетандера. В детандере давление снижается примерно с 7 до 4 МПа в показанном примере, а температура падает с 51 до -77 ° C. После удаления дополнительного жидкого конденсата в очень низкотемпературном сепараторе (называемом деметанизатором) холодный газ нагревается путем охлаждения поступающего исходного газа.Теперь в газообразном продукте можно частично повысить давление компрессора, который приводится в действие турбиной детандера. Дополнительная рекомпрессия может потребоваться, а может и не потребоваться. Существует множество вариаций этого процесса для соответствия определенным требованиям к составу и извлечению, например, использование внешних хладагентов для достижения более низких температур и большего извлечения этана. Эти процессы могут восстановить от 80 до 90% этана (и практически всего пропана и высших углеводородов) в природном газе.

Рисунок 10. Схема турбодетандерной установки. Перепечатано из Rojey, A., Jaffret, C., Cornot-Gandolphe, S., Durand, B., Julian, S., and Valais, M. (1997). «Транспорт для обработки и добычи природного газа». Издания Technip, Париж.

Переработка газа до трубопроводного качества завершена. Жидкие потоки потребуют дальнейшего разделения при низкой температуре для получения оптимального набора продуктов. Есть много возможностей для конфигураций, которые зависят как от состава жидкостей, так и от стоимости различных продуктов.Продукты определяются их составом, интервалом кипения и давлением пара и могут иметь несколько сортов. Некоторые основные продукты включают природный бензин, товарный бутан, товарный пропан и этан высокой чистоты. Эти продукты производятся путем разделения в одной или нескольких ректификационных колоннах, содержащих тарелки или насадки. Столбцы могут иметь широкий диапазон размеров в зависимости от количества компонентов. Типичные размеры находятся в диапазоне от 0,5 до 3,0 м в диаметре и от 8 до 15 м в высоту.Для более высокой чистоты требуются более высокие колонны, которые дают больше возможностей для смешивания газа и жидкости. Температура обычно ниже температуры окружающей среды, а давление обычно находится в диапазоне от 1 до 5 МПа. Условия выбраны так, чтобы максимизировать разницу в летучести компонентов, которые необходимо разделить в каждом столбце. Разница в летучести определяет, в основном ли компонент появляется в газе или в жидкости, покидающей колонку. При фракционировании с четырьмя колоннами жидкие сырые природные газы подают в первую колонну, деэтанизатор, причем в основном этан испаряется и выходит из верхней части колонны, а оставшаяся жидкость течет из нижней части колонны в депропанизатор, где в первую очередь пропан испаряется и уходит сверху.Оставшаяся жидкость течет из нижней части колонны в дебутанизатор, где бутаны выходят сверху и перетекают в четвертую колонну, которая отделяет изобутан от нормального бутана. Жидкость, выходящая из нижней части дебутанизатора, представляет собой природный бензин C 5 + .

Потоки продуктов могут течь по трубопроводу к последующим процессам или установкам для использования или хранения в виде жидкостей при температуре окружающей среды и давлении, достаточном для поддержания их в жидком состоянии.

Этанол: что это такое? - этанол

Этанол - это зерновой спирт, который можно смешивать с бензином и используется в автотранспортных средствах. Многие заправочные станции предоставляют смешанное топливо, который обычно составляет 10 процентов этанола и 90 процентов бензина. Транспортным средствам не нужны модификации для использования этой смеси топлива. Гибкое топливо автомобили с модификациями топлива систем, можно использовать E85, который представляет собой смесь до 85 процентов этанола и 15 процентов бензина.С доработками эти автомобили могут использовать чистый бензин или любая смесь этанола до 85 процентов.

2008 Производство этанола в США

180+ заводов по производству этанола:

Более 3 миллиардов бушелей кукурузы используется для производства этанола производство (23% производства США) =

Произведено 9,2 миллиарда галлонов этанола (емкость примерно 10 миллиардов галлонов)

Откуда это?

Этанол можно сбраживать из многих источников крахмала, в том числе кукурузы, пшеницы, зерна сорго, ячмень, и картофель, и из сахара такие культуры, как сахарный тростник и сладкое сорго.Поскольку было много поставка кукурузы, большая часть этанола производится в Соединенные Штаты из кукурузы. Большая часть этанола производится на Среднем Западе. и Верхний Средний Запад, где расположены заводы по производству этанола. близки к кукурузе и имеют постоянные запасы кукурузы, доступ к водным ресурсам и животноводство производство рядом. Побочный продукт этанола продукция - зерно дистилляторов, которое можно скармливать животным, влажным или сушеным. Поскольку зерно мокрых дистилляторов скоропортящееся и тяжелое, что увеличивает транспортные расходы, они обычно используется в радиусе 100 миль от этанола растение.Зерна дистилляторов более стабильны и легче транспортировать, если производитель этанола сушит их, однако увеличивает энергию стоимость для производителя этанола. Дистилляторы зерна сохраняют многие питательные вещества из кукурузы, так как был удален только крахмал. Из-за высокое содержание клетчатки в большинстве зерен дистилляторов скармливают мясному и молочному скоту, однако также может использоваться в качестве корма для птицы и свиней.

Этанол США Производство Сырье

90% кукуруза 10% пшеница / сорго

Как это производится?

На большинстве новых заводов по производству этанола, также известных как растения для «сухого помола» зерна кукурузы мелко измельченный до мелких частиц.Тогда вода добавлен в молотую кукурузу вместе с ферментами преобразовать крахмал для брожения. Смесь, также известный как пюре, готовится, чтобы сломать крахмал вниз. Пюре удалено из плит и дать остыть перед второй фермент (глюкоамализ) добавляется к пюре. Этот фермент помогает превратить жидкий крахмал в сахара. В затор добавляются дрожжи и брожение создает этанол и углерод диоксид. Примерно через два дня ферментация процесс завершен и затор нагревается очередной раз.В процессе нагрева этанол испаряется в пар, который собирается, а оставшиеся сухие вещества кукурузы и дрожжей оставаться. Пары этанола охлаждаются и конденсируются. в жидкость. Эта жидкость обезвоживается до удалите лишнюю воду из этанола, сделав «безводный» этанол, пригодный для смешивания с бензин.

1 бушель кукурузы (56 фунтов) = 2,8 галлона этанола + 17 фунты дистилляторов зерна

В процесс сухого измельчения, который:

  • повысить энергоэффективность
  • сократить водопотребление
  • уменьшить размер и сложность этанола завод
  • получить больше продуктов с добавленной стоимостью из зерно помимо этанола, углекислого газа и зерна дистилляторов.

Эти инновации и непрерывный процесс исследования создают лучшие экономические возможности в производстве зернового этанола, и меняются способы взглянуть на завод по производству этанола как на сообщество инвестиции.

Этанол можно также производить мокрым помолом. процесс, который разделяет кукурузу на несколько разных компоненты и предоставляет множество вариантов завершения продукты, в том числе этанол. Мокрые мельницы - это много более сложный и имеет гораздо больший капитал стоимость, чем установки сухого помола.

Несмотря на созданную базу заводов по производству этанола использование крахмалосодержащих зерен в качестве исходного сырья, другие интересные способы приготовления топливных спиртов путем брожения существуют. Целлюлоза, самая распространенная биоматериал на земле, состоит из молекулы сахара, которые можно расщепить и ферментированный определенными организмами и / или ферментами. В настоящее время исследователи изучают способы сделать этанол из целлюлозы, которая извлекается из биомасса, такая как кукурузные початки, кукурузная солома (стебли и листья), солома из пшеницы или риса, многолетнее травы, такие как мискантус и просо, и древесные отходы лесного хозяйства и бумаги отрасли.

Как транспортируется этанол?

Автомобильные и железнодорожные перевозки являются основными видами транспорта. подачи этанола на смесительные терминалы, где этанол смешивают с бензином с образованием Смеси E-10 или E-85 для использования в потребительских двигателях. В настоящее время этанол не транспортируется по трубопроводам. которые разработаны и используются для нефтяных продукты, однако несколько компаний тестируют доставка этанола таким способом. Используя более дорогой рост грузовых, железнодорожных и баржных перевозок затраты на рынки, наиболее удаленные от этанольные заводы.

Как это используется?

Этанол - хорошее топливо для искрового зажигания. двигатели. Он имеет высокое октановое число, что делает его привлекательно как антидетонационная присадка в бензин. Это может использоваться как добавка к дизельному топливу (биодизель). Этанол также является важным сырьем для химическая индустрия.

Чистый прирост энергии в производстве

Производство этанола дает чистый прирост энергии - согласно некоторым авторитетным анализам жизненного цикла - производит примерно на 67 процентов больше энергии чем нужно, чтобы вырастить и переработать кукурузу в спирт этиловый. 1 Часто цитируемый энергетический баланс может вводить в заблуждение, поскольку промышленность по производству этанола быстро меняется для повышения эффективности и производить больше продуктов с добавленной стоимостью из зерновое сырье. 2 Один из способов увеличения эта эффективность заключается в создании целлюлозного этанола из побочный продукт DDGS, который уже находится в этаноле сажайте и используйте кукурузные початки и кукурузную солому (листья и стебли) в качестве топлива вместо природного газа.

Список литературы

1. Улучшения в жизни Энергоэффективность цикла и Выбросы парниковых газов кукурузы-этанола, Адам Дж. Лиска, Хайшун С. Ян, Вирджил Р. Бремер, Терри Дж. Клопфенштейн, Дэниел Т. Уолтерс, Гален Эриксон, и Кеннет Г. Кассман. Журнал промышленной экологии.

Ресурсы

Научный центр биоэнергетики (Национальная лаборатория Окриджа)
http://bioenergycenter.org/

Организация переработчиков кукурузы (мокрый помол)
http: // www.corn.org/

Управление энергетической информации (Министерство энергетики США)
http://www.eia.doe.gov/fuelrenewable.html

Исследовательский центр биоэнергетики Великих озер
http://www.greatlakesbioenergy.org/

Объединенный научно-исследовательский институт биоэнергетики
http://www.jbei.org/

Национальная ассоциация производителей кукурузы
http://www.ncga.com/

Ассоциация возобновляемых источников топлива
http://www.ethanolrfa.org/

USDA | Служба сельскохозяйственных исследований

Bioenergy Research
http: // www.ars.usda.gov/research/programs/programs.htm?NP_CODE=307

Национальный центр исследований использования сельского хозяйства
http://www.ars.usda.gov/Main/docs.htm?docid=3153

USDA | Служба аграрного маркетинга
http://www.ams.usda.gov

Агентство по охране окружающей среды США

Альтернативные виды топлива
http://www.epa.gov/otaq/consumer/fuels/altfuels/altfuels.