Продукты переработки природного и и попутного нефтяного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Природный газ ныне широко используется в качестве топлива и сырья для химической промышленности. Как источник энергии природный газ является одним из главных на Земле, уступая лишь нефти. Это связанно с преимуществами природного газа над другими видами топлива. Теплота сгорания очень высока, его подачу в печь легко регулировать, он не оставляет золы и является самым экологически чистым топливом, вот почему сейчас природный газ как источник энергии используется чаще чем каменный уголь, хоть и имеет меньший КПД.

Природные горючие газы включают собственно природные газы, попутные газы, выделяемые при добыче нефти, и газы газоконденсатных месторождений. Основным компонентом природных газов является метан, содержание которого в зависимости от месторождения может составлять от 70 до 99%. Помимо метана природные газы содержат этан, пропан, бутан, а также небольшие количества азота, диоксида углерода, сероводорода и инертных газов - гелия и аргона.

В настоящее время наблюдается устойчивый рост интереса к переработке природного и попутного нефтяного газа. В последнем случае особенно актуальна задача переработки его в удобный для транспортирования продукт непосредственно на месте добычи.

Особенность попутного газа заключается в том, что он является побочным продуктом нефтедобычи. По геологическим характеристикам различают попутные газы газовых шапок и газы, растворённые в нефти. Для эффективного использования попутного газа необходимо не допустить его потерь, связанных с неподготовленностью инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки, отсутствием потребителя. В этом случае попутный газ просто сжигается на факелах. Нефтяной попутный газ - это смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации. Обычно нефтяной попутный газ рассматривается как иcтoчник cыpья для пpoизвoдcтва pяда xимичеcкиx продуктов, источник получения дешевой электрической и тепловой энергии. Утилизация попутного нефтяного газа и всех его составляющих должна быть направлена на выcoкoтеxнoлoгичнoе ocвoение меcтopoждений нефти, для ликвидации неблагоприятных последствий и возврата в оборот углеводородного сырья. Возможны два направления утилизации попутного газа - это энергетическое и нефтехимическое. Применение современных технологий позволяет использовать конечный продукт утилизации попутного газа в качестве топлива для получения электроэнергии на газотурбинных электростанциях и тепла. Обеспечивая подготовку и утилизацию попутного газа нефтедобывающая компания не только избегает штрафов за сжигание попутного газа, но и обеспечивает свою компанию качественной электроэнергией, теплом, сохраняя при этом имидж социально-ответственной организации. Современные технологии утилизации попутного газа предоставляют возможность полностью использовать попутный нефтяной газ на месторождениях, получать дополнительную электроэнергию, тепло и углеводородные газомоторные топлива. Как известно, основным компонентом природного и попутного нефтяного газа (ПНГ) является метан. Однако, в отличие от «сухого» природного газа, содержащего 90-98% CH4, ПНГ насыщен более тяжелыми углеводородами - летучими компонентами нефти. В зависимости от месторождения в составе ПНГ может содержаться до 60% С2+ углеводородов, причем значительная часть этого количества (до 15%) представляет собой легкую бензиновую фракцию С5+. Также, ПНГ содержит значительное количество пропан-бутановой фракции, которая является ценным сырьем для нефтехимии.

Попутный нефтяной газ является важным сырьем для энергетики и химической промышленности. ПНГ имеет высокую теплотворную способность, которая колеблется в пределах от 9 000 до 15 000 Ккал/ м3 , но его использование в энергогенерации затрудняется нестабильностью состава и наличием большого количества примесей, что требует дополнительных затрат на очистку («осушку») газа. В химической промышленности содержащиеся в ПНГ метан и этан используются для производства пластических масс и каучука, а более тяжелые элементы служат сырьем при производстве ароматических углеводородов, высокооктановых топливных присадок и сжиженных углеводородных газов, в частности, сжиженного пропан-бутана технического.

В Республике Казахстан проблема утилизации ПНГ не менее остра. В настоящее время по официальным данным из 9 млрд. куб.м. ежегодно добываемого в стране ПНГ утилизируется только две трети. Объем сжигаемого газа достигает 3 млрд. куб.м. в год. Более четверти работающих в стране нефтедобывающих предприятий сжигают более 90% добываемого ПНГ. На попутный нефтяной газ приходится почти половина всего добываемого в стране газа и темпы роста добычи ПНГ на данный момент опережают темпы роста добычи природного газа.



1. Месторождения природных газов

1.1 Месторождения природного газа по всему миру

Месторождение природного газа -- совокупность залежей природного газа и газоконденсата на определённой территории. Обычно занимает несколько сотен километров, для добычи используются газовые скважины.

Рис. Добыча природного газа странами мира

Газовые месторождении классифицируется на:

мелкие -- до 10 млрд м? газа;

средние -- 10 -- 100 млрд м? газа (Астрикс, Амангельды);

крупные -- 100--1000 млрд м? газа (Ормен Ланге, Кенган, Хангиран);

крупнейшие (гигантские) -- 1 -- 5 трлн м? газа (Хасси Р'мейль, Шах-Дениз, Гронингенское, Дхирубхай);

уникальные (супергигантские) -- 5 трлн м? и более (Северное/Южный Парс, Уренгойское, Южный Иолотань-Осман).

Крупные газовые месторождения:

данные по 01.03.2012
номер	государства	месторождение	год открытия	запасы (трлн м?)	нефтегазоносный бассейн
1		Северное/Южный Парс	1991	28	Персидский залив
2		Галкыныш (Южный Иолотань+Минара)	2006	21,2+0,2 [4] [5]	Мургаб
3		Уренгой	1966	10,2	Западная Сибирь
4		Хейнсвиль		7	Мид Континент
5		Бованенковское		5,3	Ямал и Карское море
6		Ямбургское	1969	5,2	Западная Сибирь
7		Маркеллус		4,4	Предаппалачский
8		Штокмановское	1988	3,8 [6]	Баренцево море
9		Астраханское, Центрально-Астраханское	1976	3,8	Прикаспийская впадина
10		Дачжоу	2008	3,8 [7]	Сычуань
11		Заполярное		3,3 [8]	Западная Сибирь
12		Ленинградское	1992	3 [9]	Карское море
13		Русановское	1992	3 [10]	Карское море
14		Пойнт Томсон	1965	3	Аляска
15		Манас	2008	3[11][12]	Албания
16		Гронинген	1959	2,8	Северное море
17		Анадарко		2,7	Пермский
18		Арктическое		2,7	Баренцево море
19		Хасси Р'мейль	1957	2,6	Сахара
20		Группа Ин-Салах	2004	2,3	Сахара
21		Северо-Западный Купол	1964	2,3	Персидский залив
22		Западно-Камчатский шельф	2008	2,3 [13]	Западно-Камчатский шельф
23		Медвежье		2,2	Западная Сибирь
24		Юрубченское		2,1 [14]	Восточная Сибирь
25		Аккас	1990	2,1 [15]	Анбар
26		Группа Ин-Аменас	2006	2,0	Сахара
27		Хуготан		2,0	Пермский
28		Крузенштейн		2,0 [16]	Ямал
29		Дина		2,0	Тарим
30		Оренбургское	1968	1,9	Оренбуржье
31		Тамбейское Северное и Южное		1,9	Ямал
32		Ковыкта	1987	1,9	Восточная сибирь
33		Харасавэйское		1,9	Западная Сибирь
34		Довлетабад-Хангиран	1984/1960	1,7	Мургаб
35		Карашыганак	1979	1,7	Прикаспийская впадина
36		Кыртаель		1,6	Восточная Сибирь
37		Дхирубхай	2002	1,6	Кришна-Годавари
38		Киш	2006	1,5	Персидский залив
39		Аль-Гавар	1951	1,5	Персидский залив
40		Гольшан	2007	1,5 [17]	Персидский залив
41		Ио/Джанс	2000	1,5
42		Яшлар	2008	1,45	Мургаб
43		Мако	2008	1,4	Паннония
44		Пазанун	1961	1,4	Персидский залив
45		Эльсуорт		1,4
46		Северный Парс	1967	1,3	Персидский залив
47		Тролль	1979	1,3	Северное море
48		Сахалин-3		1,3	Сахалин
49		Кенган-Нар-Ассалуйе	1973	1,3	Персидский залив
50		Проект Багтыярлык	2007	1,3	Мургаб
51		Оане		1,2	Сахара
52		Урга-Куаныш-Акчалак		1,2	Юго-Западный Арал
53		Юпитер	2007	1,2	Сантос
54		Чаяндинское	2000	1,2	Восточная Сибирь
55		Ангаро-Ленское[18]	2007	1,2	Восточная Сибирь
56		Шах-Дениз	1976 [19]	1,2 [20]	Южно-Каспийский
57		Шатлык		1,2	Каракумская
58		Шебелинское	1950	1,2	Днепровско-Припятский
59		Большой Горгон	1980	1,1
60		Чиконтепек	1926	1,1	Восточная Мексика
61		Делтана		1,0	Ориноко
62		Дорра		1,0 [21]	Персидский залив
63		Южно-Русское		1,0 [22]	Западная Сибирь
64		Сулигэ	2000	1,0	Ордос
65		Апшерон	2001	1,0	Южно-Каспийский
66		Северо-Западный Шельф	1971	1,0

1.2 Месторождения природного газа в Казахстане

11 - одиннадцатое место в мире по запасам нефти и природного газа занимает Казахстан. Кстати, по некоторым данным, к 2015 г. страна имеет все шансы войти в число 5 крупнейших поставщиков энергоресурсов в мире.

Мощность разведанных запасов природного газа в Казахстане в настоящее время составляет 2-2,5 трлн. куб. метров, объем же его потенциальных ресурсов эксперты оценивают в 10 трлн. куб. метров.

На территории Казахстана открыто более 200 месторождений нефти и газа. Наибольшее число нефтяных скважин расположено Атырауской области Казахстана. Среди крупнейших месторождений, существующих на этой территории следует отметить Тенгиз (общие запасы более 800 млн. тонн нефти), Королевское (начальные извлекаемые запасы 30,5 млн. тонн нефти) и Кенбайское (общие запасы 30,8 млн. тонн нефти). Всего на территории Атырауской области в разработке находятся 39 месторождений с сырьевым запасом в 846 млн. тонн, еще на 24-х месторождениях, общий объем запасов которых оценивается приблизительно в 50 млн. тонн, еще не закончены разведывательные работы.

Подавляющая часть месторождений природного газа находится на западе страны. Причем более 70 % от общего объема добываемого в Казахстане газа приходится на месторождение Карачаганак.



2. Методы переработки природного и попутных нефтяных газов

Состав комплекса и назначение основных узлов и блоков:

1. Блок приёма, очистки и двухфазного сжатия ПНГ. Назначение блока - первичная подготовка газа, в блоке представлены следующие процессы:- централизованный сбор ПНГ с 3-ёх ступеней сепарации нефти, - очистка газа от сероводорода, - двухфазное эжекционное сжатие газа совмещённое с абсорбционным выделением углеводородных групп: фракции парафинов нормального строения С4 и выше (стабильного газового бензина), пропан-изобутаной фракции. 2. Печь высокотемпературного пиролиза метан-содержащего газа. Назначение блока - разложение метана и синтез высокомолекулярных углеводородных соединений, блок состоит из:- печи высокотемпературный пиролиз метан-содержащего газа, - устройства закалки газа пиролиза с производством технологического пара.3. Блок фракционирования продуктов первичного пиролиза. Назначение блока - выделение фракций синтезированных углеводородов: - метано-водородного газа, - этилен-пропиленовой фракции для последующей переработки на узлах олигомеризации и узле вторичного пиролиза, - целевого продукта - тяжёлой фракции.4. Узел фракционирования метано-водородного газа. Назначение блока - выделение водородосодержащего газа для процессов гидрирования и энергетических нужд и рециклового потока метана.5. Блок каталитического синтеза углеводородов с повышенным молекулярным весом. Назначение блока: - олигомеризация этилен-пропиленовой фракции, - гидрирование синтезированных олигомеров, - производство алкилатов из пропан-изобутановой фракции.6. Блок фракционирования продуктов. Назначение блока: - выделение конденсируемой гидрирование синтезированных олигомеров фракции углеводородов из продуктов процессов олигомеризации и алкилирования,- выделение остаточной этилен-пропиленовой фракции из продуктов олигомеризации,7. Печь вторичного пиролиза этилен-пропиленовой фракции. Назначение блока: - среднетемпературный пиролиз этилен-пропиленовой фракции, - закалка газа пиролиза с производством технологического пара.8. Блок фракционирования продуктов вторичного пиролиза. Назначение блока: - выделение ароматических и непредельных углеводородов из продуктов вторичного пиролиза, - гидрирование непредельных углеводородов,- выделение рециклового потока этилен-пропиленовой фракции.9. Энергетический комплекс. Назначение блока: - производство электроэнергии с требуемыми характеристиками для питания электрооборудования, - производство электроэнергии с характеристиками, согласованными для питания нагревателей печей пиролиза,- утилизация тепла для производства теплофикационной воды.

В состав комплекса по использованию ПНГ для выработки электроэнергии и тепла должно входить следующее оборудование:1. Установка подготовки газа (модульного исполнения в специальном контейнере для электроагрегатов мощностью до 2 МВт одна на каждую электростанцию или одна стационарная на весь объект).2. Газопоршневая электростанция в специальном контейнере с тепло-шумоизоляцией.3. Блок утилизации теплоты двигателя и отработавших газов в отдельном контейнере или в контейнере электростанции.4. Терминал для жидкой фракции называемой широкой фракцией легких углеводородов (ШФЛУ).

Условно методы переработки газов можно разделить на три большие группы:

- физико-энергетические;

- термо-химические;

-химико-каталитические методы.

2.1 Физико-энергетические методы

В основе существующих газоперерабатывающих производств лежат физико-энергетические методы сжатия газов, физические методы их разделения с применением больших разностей энергетических потенциалов, создаваемых мощными холодильными и нагревательными установками. Главной проблемой является удешевление процесса за счет использования более дешевых энергетических агрегатов. Особенно это необходимо в условиях применения данных методов переработки на месторождениях.

В ожижителе природного газа используется турбодетандер для производства холода при сжижении, ожижитель имеет простую технологическую структуру, удобное управление и надежен в эксплуатации.



Ожижитель природного газа это криогенная установка, использующая в качестве источника энергии для сжижения природного газа перепад давления в сетях природного газа (около 6 бар).

В состав ожижителя входят система очистки и осушки газа, дожимной компрессор, блок ожижения, турбодетандерный агрегат, система управления.



Рисунок 1. Аппаратурная технологическая схема очистки природного газа КНГКМ от кислых газов.

Спецификация аппаратурной схемы очистки природного газа: 1 - двухступенчатый абсорбер (1); 2 - вакуум колонна (1); 3 - теплообменник (2); 4 - колонна-ректификационная (1); 5 - теплообменник-рекуперативный(1); 6 - испаритель (холодильник) (1); 7 - холодильник водный (1); 8 - вакуум-насос (2); 9 - компрессор (1); 10 - насос подачи метанола (2); 11 - насос откачки метанола (3); 12 - емкость метанола(2); 13 - вентиль регулируемый (3); 14 - вентиль запорный (1); 15 - насос подачи пара (1); Т1 - трубопровод, подающий природный газ на очистку; Т2 - трубопровод сжатого природного газа; Т3 - трубопровод охлажденного природного газа; Т4 - очищенный природный газ; Т5 - оборотный метанол в I ступень; Т6 - трубопровод, подающий оборотный метанол во II ступень; Т7 - газ кислый, концентрированный; Т8 - хладагент; Т9 - трубопровод холодной воды; Т10 - метанол оборотный (возврат, I ступень); Т11 - метанол оборотный (возврат, II ступень); Т12 - глухой пар.

Очищенный газ с установки подготовки газа под давлением 2,3-2,45 МПа, в соответствии с рисунком 7, подается на две ступени кожухотрубных теплообменников (3), включенных последовательно, где осуществляется охлаждение газа при помощи охлажденного очищенного газа и кислых газов. Теплообменники выполнены из коррозионностойких металлов по ГОСТ 15118-79 и 15120-79. Теплообменники рассчитаны на скорость газа объемом 15,85 м3 в секунду и на давление до 2,5 МПа, перед входом в теплообменник ставится расходомер газа. На первой ступени теплообменников температура газа снижается до плюс 3оС, при этом конденсируются тяжелые фракции углеводородов, содержащие сероорганические соединения, а также основная масса водяных паров. Во второй ступени теплообменников газ охлаждается до минус 20оС и при этой температуре поступает в нижнюю часть двухступенчатого насадочного абсорбера (1), работающего при давлении 2,0 МПа. На первой ступени очистки газ конденсирует с основным потоком метанола, охлажденного до температуры минус 70-75оС.

При этом из газа практически полностью удаляются Н2S, остаточные тяжелые углеводороды, значительное количество СО2 и органических соединений серы.

Колонна выполнена согласно требованиям ГОСТ 12.2.003-91 и ОСТ 26.231-79, из антикоррозионной стали марки Х18Н10Т.

За счет теплоты абсорбции температура метанола понижается до минус 45оС. Далее частично очищенный газ из первой ступени поступает на вторую ступень очистки, где контактирует с небольшим потоком отрегенерированного метанола, подаваемого в колонну при температуре минус 60-65оС. На этой стадии ступени из газа удаляется большая часть остаточной СО2 и практически все остаточное количество органических соединений.

Насыщенный на первой ступени очистки газа метанол направляется в десорбер (2). Десорбер представляет собой колонну из двух секций, выполненную из антикоррозионной легированной стали марки ОХ13, согласно ГОСТ 12.2.003-91. Производительность десорбера рассчитана на пропуск 17,5 м3 в секунду газометанольной смеси. На первой ступени, когда давление снижается до 0,1 МПа, метанол за счет испарения абсорбированных газов охлаждается до минус 33-36оС, а на второй ступени, когда давление снижается до 0,1 МПа, температура метанола дополнительно снижается до минус 70-75оС. Из насыщенного метанола выделяются практически все абсорбированные газы, после чего абсорбент направляется на очистку газа, в абсорбционную колонну (1), а концентрированные кислые газы, вместе с выделившимися со стадии охлаждения, тяжелыми углеводородами поступает на установку Клауса, для получения элементарной серы.

Снижение давления в колонне регенерации метанола с первой ступени абсорбции газа осуществляют вакуум-насосами (8) типа ВВН (химически стойкого) путем отсоса кислых газов.

Насыщенный метанол со второй ступени очистки газа выводится из нижней части второй секции абсорбера (1) и подается через рекуперативный теплообменник (5) в регенератор (4). Регенерируют метанол путем отпарки кислых газов при температуре плюс 60-65оС обогревом глухим паром в обычной насадочной или тарельчатой колонне. Производительность колонны по жидкогазовой составляет 5,342 м3 в секунду. Отрегенерированный метанол охлаждается последовательно в рекуперативном теплообменнике (5), выполненном по ГОСТ 12067-80 и испарителе (6) до температуры минус 60-65оС и подается в верхнюю часть второй ступени очистки.

Энергия в данном процессе расходуется на покрытие потерь холода, на абсорбцию паров воды и частично Н2S и СО2.

Большая часть энергии, расходуемой на получение холода для отвода тепла абсорбции кислых компонентов, компенсируется при десорбции кислых компонентов, однако часть извлекаемых примесей десорбируется при нагревании раствора выше температуры окружающей среды. Поэтому коэффициент полезного использования холода при десорбции не превышает 60-80% /7, 8/.

Потери метанола от испарения, обусловленные значительным давлением паров метанола даже при низких давлениях /6/, можно значительно увеличить, если на выходе очищенного газа из второй ступени абсорбера поставить каплеуловитель из пористых материалов или с помощью других приспособлений.

2.2 Термо-химические методы

Методы прямого термического воздействия являются основой для получения из сырьевых газов природных нефтяных и газовых месторождений основного количества полупродуктов нефтехимии - непредельных углеводородов (этилен, пропилен, дивинил и др.), дающих начало всему многообразию продуктов основного органического синтеза. На существующих производствах ведется пиролиз газовых фракций С2 - С4 или жидких фракций С5. Процесс осуществляется при температурах до 1100 и при давлениях несколько атмосфер. В продуктах пиролиза кроме непредельных углеводородов содержится метан, ароматические и полициклические углеводороды.Впервые применен термический пиролиз для получения этилена из метана. Это стало возможным за счет особого сочетания высокой температуры, высокого давления и малой длительности процесса. Сам процесс проходит в две стадии - стадию нагрева до максимальной температуры и адиабатическую стадию. Достигнутые параметры процесса на установке с производительностью 50 м3/час показывают высокую эффективность данной технологии: 35-40% конверсии метана за проход, до 30% выхода этилена на исходное сырье при селективности по этилену 75-80%. Достижение таких результатов стало возможным за счет применения новых материалов для пиролизных труб. Используются такие высокотемпературные материалы, как молибден, карборунд (SiC), импортные материалы типа Hexaloy. Разработанная технология сварки трубных участков, калачей и других элементов оборудования из этих материалов позволяет изготавливать трубные пучки промышленных пиролизных печей для переработки сотен миллионов м3 газа в год. Высокая энергетика процесса пиролиза метана накладывает жесткие ограничения как на применяемые материалы, так и на способ подвода тепловой мощности к стенкам пиролизных труб. Необходимая плотность теплового потока (200-300 кВт/м2) в несколько раз превышает достигаемые плотности в существующих промышленных печах пиролиза. К настоящему времени освоена технология пиролиза метана за счет применения электронагрева. Электронагрев позволяет достигать значительно более высоких плотностей тепловых потоков по сравнению с печным нагревом. Однако применение электронагрева на предприятиях химической промышленности газо-переработки встречает затруднения в связи с высокой стоимостью. электроэнергии. Другая ситуация складывается при применении данного метода в условиях переработки газов непосредственно на месторождениях. Практически бесплатная тепловая энергия от сжигания части нефтяных газов за счет преобразования в газовых турбоэлектрогенераторах переходит в энергию электрического поля. При этом для целей нагрева пиролизных установок генерация электрического поля может быть максимально упрощена по сравнению с генерацией сетевой электроэнергии. За счет согласования нагрузки и электрогенератора не требуется применения преобразователей частоты, стабилизаторов и трансформаторов напряжения. Стоимость электрогенерирующей части таких газотурбинных электростанций значительно меньше, чем у серийно выпускаемых установок. Основным недостатком существующих пиролизных установок является их высокая стоимость, а также необходимость в сложной системе газоразделения. Применение электронагрева резко сокращает габариты и расходы на создание собственно пиролизных печей, сводя конструкции печей к набору трубных пучков с теплозащитой. С учетом высокой селективности процесса выделение этилена из продуктов пиролиза значительно облегчено по сравнению с существующими производствами. Особенно важным является практическое отсутствие ацетилена и компонентов более тяжелых, чем С3. Для дальнейшей переработки необходимо отделить лишь непрореагировавший метан и образовавшийся водород, что делается на одноколонном аппарате. Для пиролиза более тяжелых, чем метан, углеводородов можно использовать традиционный печной пиролиз. Более эффективно проводить высокотемпературный пиролиз компонентов С2+ с такой температурой процесса, которая обеспечивает отсутствие в продуктах пиролиза как самих этих компонентов (100%-ая конверсия), так и компонентов более тяжелых, чем С3. Последнее выполняется так же, как и при высокотемпературном пиролизе метана. При этом задача разделения продуктов можно проводить по общей схеме для объединенного потока продуктов со всех установок. Таким образом, в результате пиролиза метана, метан-этановой фракции или фракции С1-С4 получается этилен. Дальнейшая технологическая цепочка по комплексной переработке ПНГ на месторождении зависит от особенностей расположения месторождения, наличия (близости) транспортной инфраструктуры, наличия продуктопроводов. В наиболее крайнем случае, когда отсутствуют другие возможности транспортировки продуктов переработки газа, кроме основного нефтепровода, встает задача получения наиболее дешевым способом нефтяные компоненты для закачивания их в нефтепровод.Для этой цели применяется вторичный пиролиз полученного этилена. В результате получается жидкая фракция (пироконденсат), состав которой приведен в табл.2.

Таблица 1 - Ориентировочный состав жидкой фракции переработки ПНГ:

Компонента (фракция)	Массовая доля %	Температура кипения, С	Температура плавления, С	Молеку- лярная масса	Вязкость сПз при 400С
циклопентадиен (фракция С5 диолефинов)	0,4-2,8	41,5	-130	66	0,27
циклопентан	0,6-1,5	49,2	-142	70	0,36
изопентан	1,0-2,0	187	-145	72	0,007
циклогексан	2,0-5,0	87	+6,5	84	0,7
тетраметилэтилен (фракция С7 олефинов)	0,3-1,5	72		84	0,3
бензол	40-53	80,4	+5	78	0,49
толуол	6-8	110,6	-93	92	0,46
триметилпентан (фракция триметипентанов)	7-10	110	-143	114	0,47
стирол	5-10	145	-87	104	0,59
ксилол	2-6	139	-53	106	0,55
кумол	3-7	153		120	0,6
нафталин	6-11	218	+80	128
метилнафталин	2-5	244	-22	142	3,9
другие высококипящие	6-9

Незначительное содержание непредельных углеводородов может быть снижено введением дополнительного процесса «легкого» гидрирования с использованием получаемой при пиролизе метан-водородной фракции.

2.3 Химико-каталитические методы

В настоящее время основным способом прямой конверсии метана является его окисление в синтез-газ. Последний, в свою очередь, является сырьем для химико-каталитических процессов.

Синтез-газ получают тремя разными способами:

а) паровая конверсия:

CH4 + H2O - CO + 3 H2, ?H= 226 КДж/моль;

б) углекислотная конверсия:

CH4 + CO2 - 2 CO + 2 H2, ?H= 264 КДж/моль;

в) парциальное окисление:

CH4 + 1/2O2 - CO + 2 H2, ?H= -44 КДж/моль.

Новым направлением в этой области является совмещение экзотермического процесса в с эндотермическими процессами. Синтез-газ используется в последующих процессах без дальнейшего разделения.

Паровая и углекислотная конверсия метана являются каталитическими процессами. В качестве катализатора используется, как правило, металлический никель, нанесенный на оксидный носитель.

В случае углекислотной конверсии, никелевый катализатор промотируют благородными металлами. Процесс ведут при температуре 750-800 °С, давлении20-40атм. В настоящее время предпочтение отдается последнему способу (парциальное окисление метана в недостатке кислорода).

Основными достоинствами этого метода являются:

1) экзотермичность реакции, что позволяет проводить процесс в автотермическом режиме;

2) более высокая скорость реакции, что позволяет уменьшить размеры аппаратуры и снизить тепловые нагрузки;

3) возможно проведение реакции в отсутствие катализатора.

К недостаткам метода можно отнести:

1) высокую стоимость чистого кислорода или многократное увеличение размеров аппаратуры при использовании воздуха;

2) взрывоопасность производства.

3) В целом, стоимость.



Рисунок 2 - Технологическая схема двухступенчатой конверсии природного газа: 1 - компрессор природного газа; 2 - огневой подогреватель; 3 - реактор гидрирования сернистых соединений; 4 - адсорбер; 5 - дымосос; 6, 7, 9, 10 - подогреватели природного газа, питательной воды, паровоздушной и парогазовой смесей соответственно; 8- пароперегреватель, 11 - реакционные трубы; 12- трубчатая печь (конвертор метана первой ступени); 13 - шахтный конвертор метана второй ступени; 14, 16 - паровые котлы. 15, 17 - конверторы оксида углерода первой и второй ступеней; 18 - теплообменник (холодильник газа); 19 - компрессор воздуха

Природный газ сжимают в компрессоре 1 до давления 4,6 МПа, смешивают с азотоводородной смесью (авс:газ - 1:10) и подают в огневой подогреватель 2, где реакционная смесь нагревается от 130-140 °С до 370-400 °С. Для обогрева используют природный или другой горючий газ. Далее нагретый газ подвергают очистке от сернистых соединений: в реакторе 3 на алюмокобальтмолибденовом катализаторе проводится гидрирование сераорганических соединений до сероводорода, а затем в адсорбере 4 сероводород поглощается сорбентом на основе оксида цинка.

Обычно устанавливают два адсорбера, соединенные последовательно или параллельно. Один из них может отключаться на загрузку свежего сорбента. Содержание H2S в очищенном газе не должно превышать 0,5 мг/м3 газа.

Очищенный газ смешивается с водяным паром в отношении 1:3,7 и полученная парогазовая смесь поступает в конвекционную зону трубчатой печи 12. В радиационной камере печи размещены трубы, заполненные катализатором конверсии метана, и горелки, в которых сжигается природный или горючий газ. Полученные в горелках дымовые газы обогревают трубы с катализатором, затем теплота этих газов дополнительно рекуперируется в конвекционной камере, где размещены подогреватели парогазовой и паровоздушной смеси, перегреватель пара высокого давления, подогреватели питательной воды высокого давления и природного газа.

Парогазовая смесь нагревается в подогревателе 10 до 525 °С и затем под давлением 3,7 МПа распределяется сверху вниз по большому числу параллельно включенных труб, заполненных катализатором. Выходящая из трубчатого реактора парогазовая смесь содержит 9-10% СН4. При температуре 850 °С конвертированный газ поступает в конвертор метана второй ступени 13 - реактор шахтного типа. В верхнюю часть конвертора 13 компрессором 19 подается технологический воздух, нагретый в конвекционной зоне печи до 480-500 °С.

Парогазовая и паровоздушная смеси поступают в реактор раздельными потоками в соотношении, требуемом для обеспечения практически полной конверсии метана и получения технологического газа с отношением (СО + Н2) : N2 = 3,05…3,10. Содержание водяного пара соответствует отношению пар : газ = 0,7 : 1. При температуре около 1000 °С газ направляется в котел-утилизатор 14, вырабатывающий пар давлением 10,5 МПа. Здесь реакционная смесь охлаждается до 380-420 °С и идет в конвертор СО первой ступени 15, где на железохромовом катализаторе протекает конверсия основного количества оксида углерода водяным паром.

Выходящая из реактора при температуре 450 °С газовая смесь содержит около 3,6% СО. В паровом котле 16, в котором также вырабатывается пар давлением 10,5 МПа, парогазовая смесь охлаждается до 225 °С и подается в конвертор СО второй ступени 17, заполненный низкотемпературным катализатором, где содержание СО снижается до 0,5%. Конвертированный газ на выходе из конвертора 17 имеет следующий состав (%) : Н2 - 61,7; СО - 0,5; СО2 - 17,4; N2 + Ar - 20,1; СН4 - 0,3. После охлаждения и дальнейшей утилизации теплоты конвертированный газ при температуре около 130 °С и давлении 2,6 МПа поступает на очистку.

Ниже в табл. приведены сравнительные характеристики каталитических процессов переработки ПНГ.

Таблиц 2 - Характеристики каталитических процессов переработки ПНГ

Процесс	Катализатор	Продукт	Производительность, кг/м3*ч	Срок службы, лет
Фишер-Тропш	Fe + промоторы	Жидкие углеводороды С6-С16	75-150	1
Синтез метанола*	Cu + ZnO	СН3ОН	1000-1500	5-7
«Метанол-бензин»*	ZnO + оксид РЗЭ# на пентасиле	Жидкие углеводороды С5-С9	700-800	1-2
Олигомеризация С2-С4	Ni на HZSM	Жидкие углеводороды С6-С12	1100-1300	2
«-»	Комплекс Ni + AlR3	Жидкие углеводороды С6-С12	1800-3000$	1-3 часа (гомогенный катализатор)
«-»	Ni + AlR3 на Al2O3	Жидкие углеводороды С6-С12	1000-1500$	1-2
«-»	Ni + AlR3 на каучуке	Жидкие углеводороды С6-С12	1800-3000$	1-2
Дегидроциклизация С2-С4	Zn на HZSM	Ароматические углеводороды С6-С8	700-800	2

Переработка этан-бутановой фракции ПНГ и этилена первичного пиролиза проводится способами (олигомеризация, дегидроциклизация). При желании получить неароматический продукт, мы должны предварительно превратить алканы ПНГ (этан, пропан, бутаны) в олефины каталитическим дегидрированием или пиролизом.

Таблица 3 - Состав жидкой фракции основных каталитических процессов переработки ПНГ

Продукт	Состав
«Искусственная нефть» по Фишеру-Тропшу	С5-С7-фракция - 18-20%, С8-С10-фракция - 26-30%, С11-С12-фракция - 12-15%, С13-С18-фракция - 18-22%, С18+-фракция - 10-13% (преимущественно линейные алканы).
Олефиновый конденсат процесса «Метанол-бензин».	С5-фракция - 12-16%, С6-фракция - 20-25%, С7-фракция - 18-22%, С8-фракция - 15-20% (преимущественно линейные олефины), Бензол - 10-15%, толуол - 7-12%, ксилол 3-5% высококипящая ароматика - ~1 %.
Ароматический конденсат процесса «Циклар».	Бензол - 22-26%, толуол - 41-45%, ксилолы - 21-25%, высококипящая ароматика - 8-10%.
Олефиновый конденсат олигомеризации на Ni-HZSM	С6-С8- фракция - 60-80%, С9-С10- фракция - 5-20%, С11-С12- фракция - 5-20%, (преимущественно линейные ?-олефины)
Олефиновый конденсат олигомеризации на металлорганических катализаторах	С6-С8- фракция - 60-90%, С9-С10- фракция - 5-35%, С11-С12- фракция - 5-35%,

2.4 Производство на основе синтеза Фишера-Тропша

Из синтез-газа получают «искусственную нефть» по методу Фишера-Тропша и метанол. Оба процесса имеют свои преимущества и недостатки. Альтернативой методу Фишера-Тропша является конверсия синтез-газа в метанол.



Процесс широко распространен, в настоящее время является основным источником метанола для промышленности. Реакцию проводят на оксидных цинк-хромовых катализаторах при высоких температурах и давлениях (330-400 °С, 250-300 атм) или на более активных катализаторах на основе металлической меди и оксида цинка в менее жестких условиях (220-270 °С, 50-100 атм). Производительность составляет 1000-1500 кг метанола с 1 м3 катализатора в час, срок службы - 5-7 лет. Получаемый метанол содержит воду и диметиловый эфир, а также примеси высокомолекулярных спиртов, эфиров, кетонов, углеводородов и аминов. Метанол низкого давления, как правило, более чистый, по сравнению с метанолом высокого давления. По сравнению с процессом Фишера-Тропша, производство метанола отличается более высокой производительностью, меньшими расходами на получение тонны продукции. Тем не менее, этот метод также не свободен от недостатков. К их числу относится необходимость транспортной инфраструктуры для перевозки больших количеств метанола, к тому же в настоящее время предложение на рынке метанола существенно превышает спрос. Поэтому разработаны процессы дегидратации метанола в смесь легких жидких углеводородов. В числе таких процессов следует отметить процессы MTO (methanol to olefins) компании UOP и MTP (methanol to propylene) компании Lurgi. Получаемые в процессах олефины олигомеризуют, иногда непосредственно в аппарате дегидратации. Несмотря на то, что введение дополнительной стадии переработки усложняет процесс, притом, что получаемый продукт, как правило, не пригоден для непосредственного использования, в настоящее время это направление интенсивно развивается.



Рис 3 Принципиальная схема конверсии синтез-газа в жидкие продукты (топливо)



3. Транспортировка природного газа

3.1 Общие положения

Природный газ находится глубоко под землей, и его добыча является лишь началом дорогостоящего и длительного процесса по его доставке потребителю.

Основными потребителями газа являются промышленные предприятия, городские газовые сети, котельные.

Необходимость подготовки газа, перед его доставкой потребителю, вызвана присутствием в нём примесей, которые могут вызвать трудности при его транспортировке, либо при его применении.

Так, содержащиеся в газе пары воды могут образовывать, при определённых условиях, гидраты или конденсат, который может скапливаться в изгибах трубопровода, мешая продвижению природного газа. Сильную коррозию газового оборудования вызывает сероводород.

Основная цель подготовки газа к транспортированию -- осушка его и удаление механических примесей, а также углеводородного конденсата, являющегося ценным технологическим сырьем. Осушивают газ вымораживанием влаги до достижения температуры точки росы более низкой, чем минимально возможная низкая температура в газопроводе.

Для получения искусственного холода наиболее широко используют естественные энергоресурсы, содержащиеся в пластах залегания природного газа. Избыточное давление газа срабатывает либо в дроссельном устройстве, либо в турбодетандере холодильной установки.

При истощении источников естественных энергоносителей используют холодильные установки с центробежными компрессорами, работающие на пропане.

Кроме подготовки самого газа, необходимо готовить к доставке газа потребителю и трубопроводы. Широкое применение в этом процессе нашли азотные установки, применяющиеся для создания инертной среды в трубопроводах. Основным видом транспорта газа, в настоящее время, является трубопроводный. Газ движется по трубам большого диаметра под давлением 75 атмосфер (7,5 МПа).

Продвигаясь по трубопроводу газ, теряет энергию, она тратится на преодоление силы трения как между стенкой трубы и газом, так и между слоями самого газа. Чтобы давление в трубопроводе поддерживалось на заданном уровне, на определённом расстоянии друг от друга необходимо наличие компрессорных станций (КС), которые должны поддерживать давление в трубопроводе на уровне 75 атмосфер. Обслуживание и сооружение трубопровода стоит не малых денег, но, тем не менее, трубопровод является наиболее дешёвым способом транспортировки нефти и газа.

Другим способом транспортировки газа является использование специальных танкеров - газовозов. Это специально оборудованные корабли, для перевозки газа в сжиженном состоянии при определённых условиях.

Для транспортировки газа этим способом необходимо кроме самих танкеров провести ряд подготовительных мероприятий для возможности их использования. Нужно протянуть газопровод к берегу моря, построить порт для танкеров, завод для сжижения газа, и сами танкеры. Тем не менее, этот вид транспортировки газа является экономически обоснованным при отдалённости потребителя от мест добычи более 3000 км. Чтобы энергетически обеспечить транзит газа по трубопроводу, дополнительно нужен так называемый "технический", или, используя правильный термин, топливный газ, необходимый для работы газоперекачивающих станций.



3.2 Организация транспортировки природных горючих газов в Казахстане

В Казахстане существует две несвязанные системы распределения природного газа: одна - на западе, обсуживающая добывающие месторождения, а вторая - на юге, обеспечивающая подачу газа в регионы потребления. Отсутствие внутренних трубопроводов, соединяющих газодобывающий западный регион с промышленным поясом страны, проходящим через Алматы и Шымкент, оказало негативное влияние на развитие газовой отрасли Казахстана. Южный Казахстан получает основные поставки газа из Узбекистана через газопровод Ташкент-Шымкент-Бишкек-Алматы, при том, что Казахстан экспортирует газ из западного региона. Контроль и управление газопроводами Казахстана, осуществляется компанией КазТрансГаз - дочерним предприятием КМГ.

В настоящее время Казахстан, в основном, является транзитной страной для транспортировки природного газа из Узбекистана и Туркменистана в Россию и Китай. Тем не менее, в 2009 году, экспорт впервые превысил импорт на 134 миллиарда кубических фута (3,80 млрд. м3), что вывело Казахстан в число чистых экспортеров газа.

Развитие газовой промышленности поможет стране удовлетворить спрос на газ местных жителей, коммунальных служб и других секторов, использующих бытовой природный газ, а также сжиженный газ.

3.3 Трубопровод Средняя Азия - Центр (САЦ)

Две ветки газопровода Средняя Азия - Центр, контролируемые Газпромом, соединяются на юго-западе Казахстана в районе поселка Бейнеу, перед тем как пересечь границу с Россией в районе села Александров Гай и соединиться с российской газотранспортной сетью. Восточная ветка, с пропускной способностью в 2.1. триллиона кубических фута (59,47 млрд. м3) в год, начинается от юго-восточных газовых месторождений в Туркменистане. Западная ветка мощностью 176 миллиардов кубических футов (4,98 млрд. м3)газа в год начинается с каспийского побережья Туркменистана. Практически весь туркменский и узбекский газ доставляются по восточной ветке, поскольку западной ветке уже более 35 лет, причем не на всей протяженности проводилась модернизация, что приводит к периодически возникающим проблемам. Оператором казахстанского участка газопровода является ИнтерГаз Центральная Азия, дочерняя компания КМГ. Компания наращивает инвестиции, направленные на ремонт и модернизацию западной ветки САЦ за счет собственных средств.

В декабре 2007 года Россия, Казахстан и Туркменистан объявили о подписании соглашения о модернизации и расширении пропускной способности западной ветки САЦ и о строительстве новой каспийской газовой ветки мощностью в 706 миллиардов кубических футов (20 млрд. м3) газа, которая пройдет параллельно существующей западной ветке. По завершении строительства этой новой ветки, которое первоначально было запланировано на 2012 год, общая пропускная способность маршрута составит 2,8 триллиона кубических футов (79,29 млрд. м3), против существующих 2,1 триллиона футов (59,47 млрд. м3). Тем не менее, в 2009 году строительство было приостановлено, поскольку Туркменистан искал пути диверсификации сбыта, а Россия уменьшила закупки газа в Туркмении в связи с падением спроса в Европе.

3.4 Газопровод Средняя Азия (ГПСА)

В декабре 2007 года компания CNPC обязалась инвестировать 2,2 миллиарда долларов США в ГПСА, который берет начало в районе п. Гедаим, расположенном на границе Туркменистана и Узбекистана и протянулся на 1130 миль (1800 км) через Казахстан на восток к китайской границе. Трубопровод был построен для транспортировки газа из Туркменистана в Китай. Партнерами в данном проекте являются CYPC, КМГ и Узбекнефтегаз. Первая стадия проекта ГПСА предусматривает транспортировку природного газа с востока Туркменистана через Узбекистан и Казахстан в Алашанькоу (Китай), где соединяется с местной китайской трубопроводной сетью Запад-Восток. туркменистанский отрезок трубопровода был завершен в октябре 2009 года, узбекистанский - в ноябре 2009 года, а казахстанский - в декабре 2009 года, после чего газ пошел в трубу. По имеющимся данным в середине 2010 года газопровод обеспечивал перекачку 459 миллиардов кубических футов газа (13 млрд. м3), половина которого поставлялось Туркменистаном, а оставшаяся половина - Узбекистаном и Казахстаном.

Общая пропускная способность газопровода должна достичь 1,4 триллиона кубических фута (40 миллиардов кубических метров) к началу 2014 года по завершении второй стадии проекта : строительство газопровода Казахстан-Китай (ГПКК). Вторая стадия проекта - это строительство газопровода от п. Бейнеу в казахстанском газодобывающем западном регионе до г. Шымкент, расположенном на промышленном юге Казахстана. Новый трубопровод в 932 мили (1500 км) длиной соединиться с ГПСА в районе Шымкента, что позволит Казахстану экспортировать газ с месторождений Актобе, Тенгиз и Карачаганак в Китай, а также как ожидается поможет поставлять порядка 353 миллиардов кубических футов (10 млрд. м3) газа в район Шымкента для потребления внутри страны.

3.5 Газопровод Бухара-Урал

Транзитный газопровод из Узбекистана, через Казахстан, в Россию, имеющий пропускную способность в 706 миллиардов кубических футов (20 млрд. м3), в настоящее время практически не используется.



3.6 Газопровод Ташкен-Шымкент-Бишкек-Алматы

Импортный и транзитный газопровод, обеспечивающий поставки газа из Узбекистана в основные густонаселенные центры юга Казахстана, имеющий пропускную способность в 160 миллиардов субических футов (4,5 млрд. м3). На отрезке между Шымкентом и Алматы, трубопровод пересекает территорию Киргизии, питая столицу Кыргызстана г. Бишкек. Частые перебои в газоснабжении г. Алматы, в результате споров, возникающих между Узбекистаном и Кыргызстаном, побудили Казахстан к развитию собственных газовых месторождений в регионе.

3.7 Газопроводные маршруты Казахстана



4. Продукты химической переработки природных и попутных газов

Химическая переработка природных газов используется для получения широкого ассортимента продуктов: минеральных удобрений, мономеров для пластических масс, синтетических каучуков и волокон, исходных веществ для синтеза органических кислот, спиртов и т.д.

Ценные компоненты природных газов - этан, пропан, бутаны - являются важным сырьем для получения олефиновых мономеров. Этан применяют как сырье для производства этилена, пропан наряду с коммунально-бытовым назначением,- для получения пропилена. Использование компонентов природного газа для химических целей позволяет высвободить существенное количество бензиновых фракций.

При пиролизе бутана можно получать этилен и пропилен. При дегидрировании бутана синтезируют бутадиен и другие ценные продукты.

Углеводороды С2-С4 выделяют из природных газов сразу при промысловой подготовке, так как при транспортировании под давлением образовавшийся конденсат может забивать трубопроводы. Из инертных примесей особый интерес представляет гелий. До настоящего времени природные газы являются единственным сырьевым источником промышленного производства гелия.

В табл. 4 приведены основные продукты, получаемые при переработке природного газа (метан) после удаления газов С2.

Таблица 4- Основные продукты, получаемые при химической переработке метана

Первичный технологический процесс	Реагенты	Вредные примеси	Основной продукт	Продукты последующей переработки
Термический крекинг	-	-	Ацетилен	Ацетальдегид, винилхлорид, поливинилхлорид
Частичное окисление (неполное)	O2	-		Винилацетат, поливинил-ацетат, поливиниловый спирт
Электрокрекинг	-	-	Ацетилен	Винилацетилен, хлоропрен, полихлоропрен Акрилаты, акриловая кислота и ее производные, полиакрилаты, сополимеры
Окисление	NH3(О2)	S, С1	Цианистый водород	Цианамид Акрилонитрил, полиакрилонитрил (волокно). Метилметакрилат
Галогеннрование	С1, Вг, I, F	С2-угле-водороды	С1-, Вг-, I-, F-производные	Растворители, экстракцион-ные и охлаждающие агенты, аэрозоли. Силиконы, метил-целлюлоза, полиамиды, другие полимеры
Каталитическое превращение	S	С4-угле-водороды	Сероуглерод	Ксантогенаты, вискозные пленки и волокна Растворители. Фунгициды, гербициды и др.
Нитрование	HNO3	-	Нитросоединения	Нитрометан, растворители
Бактериальное окисление	Воздух, вода, соли	S	Белки	Кормовые продукты
Термический крекинг	Тяжелые масла, O2,	S	Технический углерод	Пигменты для красителей
Частичное окисление	Воздух		-	Добавки к эластомерам
Катализ в присутствии водяных паров	Воздух	S	Синтез-газ	Метанол. Аммиак. Продукты оксосинтеза
Частичное окисление	Кислород, водяной пар	-		Высшие спирты, продукты замещения

Основное направление переработки метана - производство синтез-газа, который является промышленным источником получения водорода, а также сырьем в производстве метанола, альдегидов (методом оксосинтеза), углеводородов топливного назначения (способом Фишера-Тропша) и в других процессах.

Следует отметить, что интерес к синтезу Фишера-Тропша и другим альтернативным методам получения углеводородных продуктов в значительной степени отражает конъюнктуру нефтяных рынков. Так, в 1960-е годы в связи с интенсивным развитием нефтепереработки и нефтехимии количество исследований по синтезу Фишера-Тропша сильно сократилось. Затем нефтяной кризис 70-х гг. ХХ века инициировал всплеск публикаций в этой области.

Процессы химической переработки природного и попутного нефтяного газов в жидкие углеводородные продукты вызывают большой интерес как альтернативный метод получения моторных топлив. Этот интерес многократно усиливается в период нефтяных кризисов, обусловленных нестабильностью политической обстановки в нефтедобывающих районах мира (прежде всего на Ближнем Востоке и в Латинской Америке) и приводящих к резкому увеличению цен на нефть и нефтепродукты.

В настоящее время основным способом получения синтетического моторного топлива из газа является технология «газ в жидкость» (в англоязычной литературе GTL). Современный процесс GTL в его углеводородном варианте - двух- или трехстадийная технология, использующая каталитические реакции. Вначале низкоактивные парафины, составляющие основную часть природного и попутного газов, превращают в более реакционно-способную смесь оксида углерода и водорода («синтез-газ»). Для этой цели применяют в основном паровой или автотермический риформинг, реже парциальное окисление. Эти технологии довольно хорошо отработаны и широко применяются в промышленности при получении аммиака, метанола, «оксо-спиртов» и пр. Первая стадия процесса GTL является наиболее капиталоемкой, и любые усовершенствования в этой области делают весь процесс более экономичным. Второй этап - синтез углеводородов из СО и Н2 («синтез Фишера-Тропша») - является «идеологической» стадией процесса GTL, поскольку он определяет количество и состав получаемых углеводородов, а также необходимость и способ дальнейшего облагораживания продуктов. Экономика этой стадии во многом зависит от способности примененного катализатора осуществлять реакцию с наименьшим образованием газообразных углеводородов - основных побочных продуктов. На третьей стадии углеводородные продукты доводят до товарного качества, используя гидрокрекинг или гидроизомеризацию. В этом случае усиленное газообразование также является препятствием для экономичного ведения процесса.

Вместе с тем, развитие газохимии (химической переработки природных газов), а также внедрение газохимических процессов с целью получения ценных углеродсодержащих соединений сдерживается рядом обстоятельств: районы добычи природного газа, как правило, удалены от промышленных центров, а его транспортировка требует значительных капиталовложений и энергозатрат; квалифицированная химическая переработка природного газа вблизи мест добычи затруднена и нуждается в значительных инвестициях, высококвалифицированных кадрах и соответствующей инфраструктуре; практическая реализация процессов газохимии обычно требует больших капитальных затрат.

На сегодняшний день в мире существует лишь три завода, производящих синтетическое топливо по методу GTL: завод компании Shell(картинки) мощностью 1,2 млн тонн в год, расположенный в Малайзии, завод компании Mossgas мощностью 1,1 млн тонн в год, расположенный в Южной Африке, и завод Oryx компаний Qatar Petroleum и Sasol мощностью 1,5 млн т в год, расположенный в Катаре.

В настоящее время наблюдается рост объемов практической реализации процесса GTL. Полупромышленные и опытные установки по получению синтетических углеводородов этим методом имеются в ЮАР, США, Норвегии, Италии, Англии. Практически все ведущие нефтяные компании мира (Shell, BP-Amoco, ExxonMobil, Conoco и др.) в той или иной степени принимают участие в разработке собственных проектов GTL. Интерес нефтяных компаний к этому процессу обусловлен необходимостью расширения сырьевой базы, а также возможностью развития компаний путем осуществления инвестиций в новые проекты получения средних дистиллятов из дешевого природного газа отдаленных месторождений ряда стран (Малайзии, Катара, Нигерии и др.). Предполагается, что к 2010 г. общая мощность заводов GTL превысит 20 млн т в год.

Проекты GTL обычно нацелены на поставку нефтехимических продуктов на различные рынки. Эти рынки можно разделить на топливный, нефтехимический и рынок специальных продуктов. Рынок нефти является самым большим, доступным и практически неограниченным рынком продукции GTL. Синтетическую нефть на мировых рынках можно продавать выше цены нефти марки Brent примерно на 30% вследствие отсутствия в ней серы, азотных соединений, бензола и других вредных примесей. В условиях России получение подобного выигрыша в цене возможно при транспортировке синтетической нефти от завода GTL до экспортного потребителя железнодорожными цистернами или танкерами. Однако в большинстве случаев основным вариантом доставки нефти на рынок является система магистральных нефтепроводов, где синтетическая нефть будет неизбежно смешана с «минеральной» нефтью, что приведет к потере качества. Тем не менее, производство синтетической нефти с ее сбытом даже по обычным ценам вполне оправданно в тех случаях, когда сырьем являются дешевый попутный нефтяной газ, газ низкого давления и газ месторождений с запасами менее 200 млрд м3.