Что такое газохимический кластер

Новак рассказал Путину о газохимическом кластере на Ямале за ₽2 трлн

Для развития газохимических и добычных мощностей на полуострове Ямал в Минэнерго совместно с заинтересованными компаниями и другими федеральными ведомствами создана специальная рабочая группа, рассказал вице-премьер Александр Новак на совещании по нефтехимии с президентом Владимиром Путиным в Тобольске.

По его словам, реализация Ямальского газохимического кластера, который предполагает строительство газоперерабатывающего и газохимического комплексов, обеспечит привлечение инвестиций более чем на 2 трлн руб., приведет к созданию более 22 тыс. новых рабочих мест и обеспечит прирост несырьевого экспорта на 125 млрд руб. в год.

Новак подчеркнул, что нефтегазохимия является лишь одним из вариантов монетизации масштабных ресурсов Ямала — суммарные запасы и ресурсы всех месторождений полуострова составляют 26,5 трлн куб. м газа, 1,6 млрд т газового конденсата и 300 млн т нефти. Эта ресурсная база позволяет выделять этан и сжиженные углеводородные газы (СУГ) в качестве сырья для газохимического комплекса, добавил он.

Вице-премьер не назвал возможных участников реализации нового кластера на Ямале. «Речь может идти об одном крупном проекте, в котором будет несколько участников, или нескольких проектах. Сейчас это как раз и прорабатывается», — сказал РБК федеральный чиновник. Среди потенциальных участников этого проекта — «Газпром», НОВАТЭК, «Сибур», который недавно запустил нефтегазохимический комплекс «Запсибнефтехим» в Тобольске (на его территории и прошло совещание по нефтехимии с участием Путина) на полную мощность — 2 млн т в год, добавил другой федеральный чиновник.

В декабре 2019 года стало известно, что «Газпром» готовит проект строительства газохимического комплекса на Ямале, предполагающий выпуск около 3 млн т полиэтилена и полипропилена в год на базе Бованенковского кластера месторождений. Но тогда речь шла об инвестициях около 1 трлн руб., а среди возможных партнеров назывались Российский фонд прямых инвестиций (РФПИ), саудовская SABIC и азербайджанский SOCAR. Главы «Газпрома» и РФПИ Алексей Миллер и Кирилл Дмитриев приняли участие в совещании с Путиным, как и глава НОВАТЭКа и председатель совета директоров «Сибура» Леонид Михельсон, а также руководители «Роснефти» и ЛУКОЙЛа Игорь Сечин и Вагит Алекперов.

РБК направил запросы в пресс-службы «Газпрома», НОВАТЭКа и «Сибура». Представители Новака и губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа отказались от комментариев.

Новак отметил, что помимо нефтехимии на Ямале не менее важным является монетизация дополнительных ресурсов газа в виде сжиженного природного газа (СПГ). На полуострове уже работает СПГ-завод НОВАТЭКа «Ямал СПГ» мощностью 16,5 млн т в год. Сейчас компания строит второй завод «Арктик СПГ-2» мощностью 19,8 млн т в год. «Использование ресурсов Ямальского полуострова может стать потенциальной основной для достижения производства в 120–140 млн т к 2035 году и достижения доли России на рынке СПГ в 15–20%», — отметил вице-премьер. По его словам, реализация дополнительных СПГ-проектов может дать еще минимум 3 трлн руб. инвестиций.

Источник

Газовый гигант: на базе «Газпром нефтехим Салават» создают газохимический кластер

На оперативном совещании в правительстве Башкирии Радий Хабиров рассказал не только о заключении беспрецедентного контракта между «Газпромом» и «РусГазДобычей» на поставку 28 млрд кубометров газа, но и анонсировал создание нового большого газохимического кластера на базе предприятия «Газпром нефтехим Салават».

— Есть шанс очень серьезный на то, чтобы создать новое предприятие по более глубокой переработке газа. То, чем мы занимаемся на протяжении двух с половиной лет, и есть такое ощущение у нас, что мы потихоньку выходим на финишную прямую, сказал Радий Хабиров.

Как ранее сообщал телеграм-канал «Газ-Батюшка», «Газпром нефтехим Салават» передан в доверительное управление компании «РусГазДобыча». Единым исполнителем комплекса, который будет отвечать за его развитие, станет дочерняя компания «РусГазДобычи» — «РГД Переработка Салават». Соответствующий договор был подписан 21 мая, а руководителем предприятия стал член совета директоров научно-исследовательского проектного института нефти и газа «ПЕТОН» Олег Поляков — уроженец Туймазов, создатель башкирской сети медицинских лабораторий «Медиалаб».

Кроме того, с «Газпромом» подписан очень крупный контракт по поставке на предприятие 28 млрд кубометров газа. По мнению аналитиков, это означает, что из Салавата в ближайшие 15-20 лет пойдут большие поставки газохимии на Урал, в Зауралье, Сибирь, восточную часть России и Среднюю Азию.

В пресс-службе главы Башкирии отметили, что «появление крупных промышленных производств в республике оценивается как событие позитивное, поскольку их запуск придает мощный импульс развитию промышленности». Подробности реализации проекта ООО «Газпром нефтехим Салават» будут известны позднее. Однако уже сейчас можно предположить, что в случае реализации планов кластер может стать не просто крупнейшим предприятием в отрасли, но и крупнейшим налогоплательщиком Башкирии.

Глава Башкирии Радий Хабиров на выставке «Газ. Нефть. Технологии» соглашение между «Газпромом» и «Газпром нефтехим Салават» назвал историческим.

Политолог Дмитрий Михайличенко считает, что у кластера в Салавате неплохие перспективы, учитывая, что актуальность газа для постсоветского пространства в ближайшие 10-15 лет не вызывает сомнений:

— Инициатива вписывается в стратегию агломерационного развития России, согласно которой будет 15-20 агломераций с ускоренным развитием, а остальные регионы и локации будут фактически деградировать. Безусловно, последнее Башкирии не грозит, и есть перспективы устойчивого развития, однако перспективы прорывного развития во многом зависят от мировой конъюнктуры и геополитических факторов. А там больше напряжения и рисков, чем перспектив. Эта ситуация характерна для всей страны, а не только нашей республики.

По мнению экономиста Всеволода Спивака, имеющейся информации пока недостаточно, чтобы сделать однозначные выводы:

— Естественно, когда создаются крупные предприятия на территории нашего региона, это хорошо. Это увеличит и занятость населения, и доходы населения, и поступления в бюджет. 28 млрд кубометров газа — это очень много. Если их будут здесь перерабатывать, это позитивно скажется на экономике региона. Как это скажется на экологии? Зависит от того, какое там будет производство. При этом отмечу, что значительная часть таких запланированных проектов, к сожалению, так и остается нереализованной.

Аналитики также подчеркивают, что новые совместные проекты «Газпрома» и «РусГазДобычи» очень важны для российской газовой отрасли. Так, председатель Комитета по экономике Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков Тамара Канделаки надеется, что политические и экологические риски, имеющие вес на европейском рынке (предпочтение отдается возобновляемым источникам энергии и вторичной переработке сырья), не смогут серьезно навредить проекту:

— Строительство комплекса по переработке газа в Усть-Луге и создание на базе ООО «Газпром нефтехим Салават» большого газохимического кластера — это хорошие и значимые проекты для всего сектора российской нефтегазохимии. Кроме того, именно они способны защитить «Газпром» от риска сокращения экспорта газа.

Аналитик ГК «ФИНАМ» Алексей Калачев считает, что сейчас в России назрела необходимость развивать собственную нефтегазохимическую отрасль, чтобы избежать зависимости от внешних сырьевых рынков, заместить импорт и нарастить экспорт:

По его мнению, смена контроля над производством в Башкирии выглядит также логично:

— «Газпром» контролирует ресурсное обеспечение, а развитие перерабатывающих производств лучше передать тем, кто этим занимается. РГД будет развивать оба проекта комплексно, оптимизируя управление и логистику, разделяя потоки и избегая конкуренции между ними.

Отметим, что ранее «РусГазДобыча» входила в зону интересов предпринимателя Аркадия Ротенберга. В 2016 году он вместе с партнером по бизнесу Артемом Оболенским учредил ООО «Национальная газовая группа», которая стала управляющей компанией для «РусГазДобычи» — ныне партнера «Газпрома». Сейчас представители Аркадия Ротенберга подчеркивают, что бизнесмен не имеет отношения к «РусГазДобыче».

Напомним, «РусГазДобыча» совместно с «Газпромом» в настоящее время занимается строительством еще одного комплекса по транспортировке и переработке газа в Усть-Луге (Ленинградская область) стоимостью 2,4 трлн рублей. Это проект-долгострой, который планировали реализовать еще в 2004 году. СМИ уточняют, что на предприятии, которое может стать одним из крупнейших в мировой отрасли, будут заниматься переработкой сырьевого газа и разделением его на пропан, бутан и пентан-гексановую фракцию, а также будут производить этан. Оператором всего комплекса выступает «Русхимальянс» — совместное предприятие «Газпрома» и «РусГазДобычи».

Источник

Мегастройки XXI века. 8 строящихся предприятий-гигантов в России

В России ежегодно запускают около 200 заводов и других промпредприятий. Чаще всего это небольшие производства, но среди них попадаются и те, масштабы и амбиции которых могут поразить. «Секрет фирмы» рассказывает, какие грандиозные промышленные объекты на сотни миллиардов рублей — в том числе от иностранных компаний — строят сейчас в стране.

Газохимический комплекс в Усть-Луге (Ленинградская область)

ОАО «Компания Усть-Луга»

Проект также известен как Балтийский газохимический кластер. Это будет один из крупнейших в мире комплексов по переработке углеводородов. Включает в себя три объекта: завод СПГ (по производству сжиженного природного газа), ГХК (газохимический комплекс) и ГПЗ (газоперерабатывающий завод).

Владелец: «Газпром». Стройку ведёт «Русгаздобыча» председателя совета директоров СМП-банка Артёма Оболенского — бывшего партнёра миллиардера Аркадия Ротенберга.

Зачем нужен. Председатель правления «Газпрома» Алексей Миллер анонсировал проект как «имеющий общегосударственное значение для экономики». Запуск предприятия поможет нарастить объёмы российского экспорта СПГ и увеличить производство этана, необходимого промышленности.

Сырьём станет природный газ с месторождений «Газпрома» в Надым-Пур-Тазовском регионе (ЯНАО).

Инвестиции. В мае 2020 года стоимость комплекса оценивалась в 2,4 млрд рублей. Тогда же глава госкорпорации ВЭБ.РФ Игорь Шувалов предложил взять у россиян деньги на строительство газохимического комплекса в Усть-Луге. По его мнению, можно создать фонды коллективных инвестиций. В них россияне смогут вкладывать свои средства и финансировать таким образом проект. Сам ВЭБ.РФ уже выдал на строительство комплекса краткосрочный кредит на 111 млрд рублей. Правительство было готово профинансировать проект из Фонда национального благосостояния (ФНБ), однако пандемия смешала карты.

Ход строительства. В феврале 2021 года комплекс получил добро от Главгосэкспертизы, в марте и апреле власти выдали разрешения на строительство всех трёх заводов.

В апреле должны были начать работу над самим ГХК (до этого занимались только инфраструктурой), но пока информации о старте основной стройки нет.

На пике строительства комплекса будет задействовано свыше 25 000 специалистов, а на готовом объекте будет создано более 5000 постоянных рабочих мест говорится на сайте «Газпрома».

Амурский ГПЗ

Владелец: «Газпром». Проектирует и строит НИПИГАЗ (принадлежит компании «Сибур»).

Зачем нужен. Завод будет выделять гелий, этан и другие углеводороды из природного газа, поставляемого в Китай по газопроводу «Сила Сибири». При этом он должен стать одним из крупнейших в мире предприятий по переработке природного газа (мощностью 42 млрд кубометров в год). Также это будет один из главных мировых производителей гелия (до 60 млн кубометров ежегодно).

По мнению аналитиков NY Times, его запуск может поставить мир в зависимость от российского гелия.

Ход строительства. Объект начали возводить ещё в 2015 году, а запустить завод должны в 2024-м. Но две линии первой очереди должны ввести в эксплуатацию раньше — уже весной 2021 года.

По состоянию на март 2021 года завод достроили почти на 75%.

Амурский ГХК

Владельцы: «Сибур» и China Petroleum & Chemical Corporation (Sinopec). Технологические партнёры — Linde, НИПИГАЗ, Univation Technologies и Chevron Phillips. НИПИГАЗ также управляет проектированием и строительством объектов общезаводского хозяйства.

Зачем нужен. Предприятие должно стать одним из крупнейших в мире по производству базовых полимеров: полиэтилена и полипропилена, необходимых в промышленности, машиностроении, медицине и даже в производстве детских товаров.

Как отметил премьер-министр Михаил Мишустин, это один из главных инвестиционных проектов России.

Он имеет стратегическое значение для газовой отрасли страны и для экономического состояния Амурской области.

Завод планируют оснастить самым современным оборудованием, Например, в составе основного оборудования появится крупнейшая в мире установка пиролиза (это первый этап переработки поступающего сырья). При этом объект должен будет обеспечить тысячи рабочих мест.

Ход строительства. Оно началось в августе 2020 года недалеко от Амурского ГПЗ. Запустить объект планируют в 2024 году совместно с запуском четвёртой очереди Амурского ГПЗ — он будет снабжать ГХК сырьём.

«Арктик СПГ 2» в ЯНАО

Владельцы: НОВАТЭК (60%), а также Total, CNPC, CNOOC, Japan Arctic LNG B.V., у которых по 10%. Проектировкой занимается НИПИГАЗ. Оборудование предоставляет TechnipFMC. Завод будет состоять из трёх технологических линий, ежегодная производственная мощность составит 19,8 млн т СПГ (6,6 млн т на каждую линию).

Зачем нужен. Проект должен помочь России к 2035 году увеличить долю на рынке сжиженного газа до 20% и войти в топ-3 экспортёров СПГ. Помимо «Арктик СПГ 2», НОВАТЭК построил «Ямал СПГ» рядом с посёлком Сабетта: там сейчас завершают пусконаладочные работы на четвёртой (последней) линии, запуск которой неоднократно переносился.

Ход строительства. Старт стройке дали в 2018 году. Запуск первой линии запланирован на 2023 год, а весь объект будут поэтапно вводить в эксплуатацию до 2025 года. По состоянию на конец марта 2021 года общий прогресс проекта почти достиг 40%. Первая очередь готова наполовину.

При этом весь газ от «Арктик СПГ 2» на 20 лет вперёд уже продан — долгосрочные контракты заключены в конце апреля.

Баимский ГОК на Чукотке

Владелец: горнодобывающая компания «Баимская». Эта же компания занимается проектированием. Подрядчик — Fluor Canada Ltd.

Зачем нужен. Горно-обогатительный комбинат мощностью в 70 млн т руды в год поможет освоить золото-медно-молибденовое месторождение Песчанка в Чукотском АО. Его объёмы оценивают в 1,3 млрд метрических тонн — Баимская рудная зона считается крупнейшей в мире по запасам меди и золота.

Месторождение планируют осваивать открытым методом, а добытую руду по конвейеру отправлять на обогатительную фабрику в 2 км от места разработки. Работа комбината может увеличить объём валового регионального продукта (ВРП) на 45 млрд рублей в год, то есть больше чем на 50% (в 2018 году ВРП Чукотского АО составлял 78,1 млрд рублей).

Ход строительства. В августе 2020 года начали работу над внутренней инфраструктурой. А ещё нужна внешняя: новый морской терминал (к 2025 году), электроснабжение (этим займётся «Росатом»), автомобильная дорога. Когда начнётся основное строительство комбината, неизвестно.

Но работы планируют завершить к 2026 году, а к 2028-му комбинат должен выйти на полную проектную мощность.

Источник

Что такое газохимический кластер

Изобретение относится к области рационального использования природных ресурсов и развития окраинных регионов и может быть использовано в газодобывающей, газоперерабатывающей, газохимической и других отраслях промышленности.

Основные разведанные и эксплуатирующиеся запасы природного газа расположены преимущественно в регионах Крайнего Севера и Западной Сибири со слаборазвитой экономикой и инфраструктурой, поэтому особенно остро стоит проблема рационального использования добываемого природного газа и возникающая при этом задача оптимальной взаимосвязи нескольких предприятий различных отраслей промышленности.

Известны многочисленные патенты, рассматривающие различные аспекты транспортировки и переработки природных углеводородных газов, однако все они в лучшем случае позволяют усовершенствовать лишь одну конкретную особенность этого сложного как в техническом, так и в экономическом отношении процесса.

Известен способ перекачки природного газа по газопроводу, заключающийся в засасывании компрессором из входного участка газопровода природного газа и нагнетании его через выходной участок газопровода к следующей компрессорной станции, при этом нагнетание природного газа осуществляют путем заполнения через входное отверстие замкнутого сосуда до достижения расчетного давления и последующего импульсного открытия выходного отверстия сосуда, сообщенного с выходным участком газопровода, причем величину давления в сосуде и время импульсного открытия выходного отверстия сосуда выбирают из условия формирования ударной волны в природном газе выходного участка газопровода (патент на изобретение RU №2392504 С1, МПК F04F 7/00, F04B 25/02, F17D 1/20, заявлен 25.03.2009, опубликован 20.06.2010). Недостатками данного изобретения являются:

1) невозможность его реализации в промышленных масштабах из-за отсутствия способа создания значительного давления в газопроводе для преодоления гидравлического сопротивления, так как при небольших размерах замкнутых сосудов с электроклапанами масса газа в них недостаточна для формирования ударной волны, а при больших размерах замкнутых сосудов с электроклапанами не будет происходить равномерный транспорт газа;

2) отсутствие у газа постоянной скорости со значением, соответствующим начальному отношению давлений в сосуде и выходном участке газопровода, т.к. скорость не является безразмерной величиной.

Известен способ транспортировки природного газа от места добычи к месту его использования путем закачки в полые емкости, размещенные в корпусе дирижабля, при этом часть добываемого природного газа используют в качестве топлива для создания движущей силы дирижабля, необходимой для доставки его воздушным путем потребителю, а при выпускании природного газа из дирижабля на месте его использования осуществляют его дросселирование с использованием избыточного давления для выработки энергии, необходимой для возврата дирижабля к месту добычи газопровода (заявка на изобретение RU №2001111354 А, МПК F17D 1/02, В64В 1/00, заявлена 26.04.2001, опубликована 20.02.2003). Основным недостатком данного изобретения является невозможность его реализации в промышленных масштабах.

Известен способ транспортировки природного газа по газопроводу в условиях вечной мерзлоты, включающий сжатие газа на компрессорной станции, регулирование его температуры после сжатия с помощью аппаратов воздушного охлаждения и последующую подачу газа в газопровод, с отключением аппаратов воздушного охлаждения и в газопровод подачей нагретого до температуры от 15 до 30°С газа при транспортировке газа в криолитозоне в период с октября по декабрь (патент на изобретение RU №2231710 С1, МПК F17D 1/00, заявлен 02.07.2003, опубликован 27.06.2004). Основным недостатком данного изобретения является отсутствие его адаптации к вариативности количественного и качественного состава природного газа, а также транспорт всего количества природного газа по газопроводу с потерей ценных компонентов природного газа при сжигании последнего в качестве топлива.

1) экономическая нецелесообразность формирования на протяжении всего магистрального газопровода для каждого потребителя с небольшими мощностями потребления природного газа самостоятельной системы извлечения этан-пропан-бутановой смеси из природного газа, используемого в качестве топлива;

2) экономическая нецелесообразность охлаждения всего потенциального топливного газа до температуры ниже точки конденсации метана для отделения от метана этан-пропан-бутановой смеси;

Известен также способ подготовки смеси газообразных углеводородов для транспортировки, в котором низкотемпературную сепарацию исходной смеси газообразных углеводородов проводят с выделением газовой фракции и нестабильного углеводородного конденсата и последующей стабилизацией углеводородного конденсата с выделением сжиженной пропан-бутановой фракции, при этом перед стабилизацией нестабильного углеводородного конденсата его подвергают деэтанизации, сжиженную пропан-бутановую фракцию подвергают каталитической дегидроциклодимеризации в двух последовательных реакторах, причем в первом реакторе преобразуют бутан, а во втором реакторе преобразуют пропан, с получением ароматических углеводородов и фракции газообразных углеводородов, которую компримируют и возвращают в поток газовой фракции на стадии низкотемпературной сепарации (патент на изобретение RU №2497929 С1, МПК C10G 5/00, С07С 15/00, С07С 7/09, С07С 2/00, заявлен 06.09.2012, опубликован 10.11.2013). Недостатками данного изобретения являются:

1) нецелесообразность полного извлечения из природного газа индивидуальных углеводородов, связанная с отсутствием в условиях Крайнего Севера потребности в сжиженных углеводородов на уровне нескольких сот миллионов нм 3 /год при многомиллиардных потоках природного газа;

2) вызванная существенной разницей по углеводородному составу затратность и создание многочисленных систем небольшой мощности для подготовки природного газа к транспортировке природного газа различных месторождений в условиях Крайнего Севера;

3) несоответствие экологическим требованиям к составу топлива каталитического получения компонентов автомобильных топлив преимущественно ароматического ряда.

Известен также способ подготовки углеводородного газа к транспорту, включающий сепарацию газа дальних кустов скважин, введение регенерированного абсорбента в газовый поток после сепарации, выведение насыщенного влагой абсорбента из газового потока, транспортировку газа для дальнейшей подготовки совместно с газом ближних кустов скважин, сепарацию газа ближних кустов скважин, введение регенерированного абсорбента в газовый поток после сепарации, выведение насыщенного влагой абсорбента из газового потока, введение в газовый поток предварительно отсепарированного газа с дальних кустов скважин, сепарацию смесевого газа, компримирование и охлаждение в две ступени смесевого газа, введение в газовый поток регенерированного абсорбента, выведение из газового потока насыщенного абсорбента на регенерацию, охлаждение смесевого газа и вывод его из установки, при этом температуру точки росы транспортируемого газа обеспечивают ниже температуры транспортируемого газа на 7-12°С (патент на изобретение RU №2587175 С2, МПК B01D 53/00, F25J 3/00, заявлен 18.11.2014, опубликован 10.06.2016). Недостатками данного изобретения являются:

1) выполнение многоступенчатой сепарации по принципу удаленности или близости кустов скважин к месту расположения сепарирующих устройств, а не по принципу состава газа;

2) отсутствие предложения по использованию продуктов, выделяющихся при регенерации абсорбента на различных ступенях сепарации.

Очевидно, что частные решения позволяют улучшить работу одного из предприятий, которые добывают, транспортируют или перерабатывают природный газ, но не обеспечивают оптимальную взаимосвязь нескольких предприятий различных отраслей промышленности. Подобную взаимосвязь может обеспечить только кластер из нескольких различных предприятий, объединенных прямыми и обратными технологическими связями.

Наиболее близок заявляемому изобретению кластер по переработке природного газа с извлечением гелия, включающий месторождение природного газа, содержащего гелий, с продуктивными скважинами, газоперерабатывающий завод с извлечением гелия из природного газа и магистральный газопровод между месторождением и заводом с рядом дожимных компрессорных станций и отводящих трубопроводов для подачи природного газа от магистрального трубопровода к турбинам дожимных компрессорных станций и промышленным и коммунальным потребителям природного газа в качестве топлива, при этом газоперерабатывающий завод соединен с хранилищами гелиевого концентрата дополнительным трубопроводом для возврата в хранилища избыточного количества гелиевого концентрата (патент на изобретение RU №2574243 С9, МПК B01D 53/00, заявлен 17.12.2014, опубликован 10.02.2016). Недостатком данного изобретения является извлечение из потока природного газа только гелия с одновременной потерей ценных углеводородов, которые будут сгорать с топливным газом.

При разработке заявляемого изобретения ставились задачи рационального использования природного газа разного качества, добываемого с различных горизонтов одного или нескольких месторождений отдаленных регионов Крайнего Севера и Западной Сибири, рационального извлечения из природного газа ценных компонентов и их переработки на предприятиях газохимии для обеспечения экономического развития отдаленных регионов и оптимальной транспортировки товарного топливного газа и иных видов продуктов внутренним и зарубежным потребителям.

а) полученные углеводородные фракции поступают под давлением в отдельные газопроводы коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена с системой дожимных компрессорных станций к внешним потребителям, расположенным вне границ кластера для газохимической переработки;

б) полученные углеводородные фракции поступают в качестве сырья на установки пиролиза газохимического звена, продукты реакции которых после печей пиролиза подвергают разделению на этилен и пропилен, используемые далее в качестве сырья на установках нефтехимического синтеза газохимического звена, и парафиновые углеводороды, возвращаемые на рециркуляцию в печи пиролиза;

в) этилен и пропилен или смесь этилена и пропилена, полученные на установках пиролиза, и широкая фракция легких углеводородов поступают под давлением в отдельные газопроводы коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена с системой дожимных компрессорных станций и транспортируются для газохимической переработки к внешним потребителям, расположенным вне границ кластера и не имеющим собственных установок пиролиза.

Для повышения экономичности работы газохимического кластера в целом за счет рационального использования этана, пропана и иных углеводородных продуктов дожимные компрессорные станции, обеспечивающие перекачку соответствующих продуктов по всем газопроводам коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена, снабжают топливом по дополнительным газопроводам из потока товарного топливного газа, транспортируемого под давлением в коридоре топливных магистральных газопроводов газотранспортирующего звена. Потребителей товарного топливного газа как в виде звеньев газохимического кластера, так и в виде внешних коммунальных и промышленных предприятий (котельные, электростанции и т.д.) также снабжают топливом по дополнительным газопроводам из потока товарного топливного газа, транспортируемого под давлением в коридоре топливных магистральных газопроводов газотранспортирующего звена. В случае дальнейшего экспорта товарного топливного газа (как правило, на концевом участке магистрального газопровода) предусматривают возможность сжижения газообразных углеводородных продуктов непосредственно в пунктах перегрузки этих продуктов в железнодорожный или морской транспорт в качестве конечного элемента кластера.

Целесообразно объединенный поток товарного топливного газа в газодобывающем звене формировать преимущественно за счет природного газа, извлеченного из залежей сеноманского горизонта, с добавлением при необходимости природного газа, извлеченного из залежей валанжинского, ачимовского и юрского горизонтов, а объединенный поток этансодержащего углеводородного газа в газодобывающем звене формировать преимущественно за счет природного газа, извлеченного из залежей валанжинского, ачимовского и юрского горизонтов.

Целесообразно для транспортировки и преодоления гидравлического сопротивления товарный топливный и этансодержащий углеводородный газы по газопроводам коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена компримировать до давления 5,4-7,5 МПа дожимными компрессорными станциями, отстоящими друг от друга на расстоянии 100-150 км.

Целесообразно для экономии энергозатрат этан газоперерабатывающего звена и этилен газохимического звена компримировать до давления 5,0 МПа и далее транспортировать по газопроводам коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена на расстояние до 400 км в газовой фазе.

Также целесообразно для экономии энергозатрат этан газоперерабатывающего звена и этилен газохимического звена компримировать до давления свыше 5,0 МПа и далее транспортировать по газопроводам коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена на расстояние 1000-1200 км в критическом или сверхкритическом состоянии без использования дожимных компрессорных станций. При этом с позиции техники безопасности этан газоперерабатывающего звена и этилен газохимического звена в критическом или сверхкритическом состоянии необходимо транспортировать по газопроводам от газоперерабатывающего звена до газохимического звена или независимого потребителя, соответственно, вне коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена.

Целесообразно, чтобы этилен и пропилен, используемые в качестве сырья на установках нефтехимического синтеза газохимического звена, обеспечивали потребность региона расположения газодобывающего звена, газоперерабатывающего звена, газохимического звена и частично газотранспортирующего звена продукцией газохимии, в частности, для производства полимеров, спиртов, окиси этилена, на основе которой далее можно получить производные окиси этилена (гликоли и их эфиры, этаноламины, поверхностно-активные оксиэтилированные вещества), которые нашли широкое применение при добыче и переработке нефти, для очистки природных газов и газов нефтепереработки от воды, диоксида углерода, сероводорода, меркаптанов и других примесей.

Целесообразно при интерконтинентальной протяженности газохимического кластера (например, кластер Уренгой-Новороссийск охватывает часть Западной Сибири, Урала, Поволжья, центра и юга России) газоперерабатывающие и газохимические звенья распределять по его длине для обеспечения интенсивного экономического развития нескольких регионов за счет создания новых рабочих мест, стабилизации демографической ситуации и уменьшения вахтовых перевозок, развития и совершенствования социальной сферы.

На фиг. 1-3 представлены схемы этапов формирования газохимического кластера, включающие следующие обозначения:

На фиг. 1 проиллюстрирована схема первого этапа формирования заявляемого газохимического кластера с получением и раздельной транспортировкой товарного топливного газа в сжиженном состоянии и этансодержащего углеводородного газа. Представленный газохимический кластер включает газодобывающее 100 и газотранспортирующее 200 звенья и функционирует следующим образом. На газоконденсатном месторождении 1 газодобывающего звена 100 осуществляют раздельный сбор извлеченного природного газа от скважин добычи природного газа с содержанием этана менее 3-4% об. 2, формируя поток товарного топливного газа, и скважин добычи природного газа с содержанием этана более 3-4% об. 3, формируя поток этансодержащего углеводородного газа, являющегося сырьем газохимии. Потоки товарного топливного газа и этансодержащего углеводородного газа раздельно обрабатывают на установках первичной подготовки природного газа 4, очищая от механических и иных примесей и компримируя для дальнейшей транспортировки. Товарный топливный газ из газодобывающего звена 100 поступает в коридор магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200, в котором при помощи дожимных компрессорных станций 6, отстоящих друг от друга на расстоянии 100-150 км, повышают давление газа до 5,4-7,5 МПа. Товарный топливный газ в качестве топлива для газотурбинных установок дожимных компрессорных станций 6 подают из коридора магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200. В концевой части коридора магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200, как правило, в экспортных целях располагают пункт перегрузки сжиженного товарного топливного газа 7, включающий установку сжижения и хранилище сжиженного товарного топливного газа, из которого продукт через газопровод сжиженного товарного топливного газа 8 подают с помощью системы налива на танкер для перевозки морским транспортом сжиженных углеводородных продуктов 9. По длине коридора магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200 при помощи дополнительных газопроводов из потока товарного топливного газа в коридоре магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200 потребителям топливного газа к внешним коммунальным и промышленным предприятиям населенных пунктов 10 товарный топливный газ передается в населенные пункты с коммунальными и промышленными предприятиями 11. Этансодержащий углеводородный газ после установок первичной подготовки природного газа 4 газодобывающего звена 100 поступает в газопровод для перекачки этансодержащего углеводородного газа 12 с системой дожимных компрессорных станций 6. Товарный топливный газ в качестве топлива для газотурбинных установок дожимных компрессорных станций 6 подают из коридора магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200 при помощи дополнительного газопровода для передачи товарного топливного газа к дожимным компрессорным станциям газопровода для перекачки этансодержащего углеводородного газа 13. В концевой части газопровода для перекачки этансодержащего углеводородного газа 12 расположен потребитель этансодержащего углеводородного газа 14 с собственными газоперерабатывающими и газохимическими мощностями.

На фиг. 3 представлена схема третьего этапа формирования газохимического кластера с наличием всех четырех звеньев: газодобывающего звена, газоперерабатывающего звена, газохимического звена и газотранспортирующего звена с прямыми и обратными связями. В данном варианте функционирование газохимического кластера отличается от схемы на фиг. 2 следующим образом.

Пример 1. Реализация заявляемого изобретения согласно фиг. 3 возможна на действующих и разрабатываемых залежах Уренгойского месторождения, в рамках газохимического кластера представляющего собой газодобывающее звено, с использованием в качестве газотранспортирующего звена части действующего экспортного газопровода «Уренгой-Помары-Ужгород» для транспорта товарного топливного газа потребителям и этансодержащего углеводородного газа, поступающего на газоперерабатывающие и/или газохимические предприятия Урала, Поволжья и Центральной России. При определении эффективности внедрения данного решения были получены следующие значения: внутренняя норма доходности (ВНД) 14,5% и срок окупаемости 15 лет.

Таким образом, газохимический кластер обеспечивает оптимальное использование извлеченного природного газа и комплексное экономическое развитие нескольких регионов.

Источник