Анализ методов и технологий утилизации углекислого газа в нефтегазовой отрасли Российской Федерации

Выбросы углекислого и прочих парниковых газов, которые производятся в результате деятельности нефтегазовых компаний, являются одним из наиболее весомых факторов изменения климата, что обусловило необходимость снизить выбросы CO 2 в нефтегазовой промышленности и искать методы и технологии его утилизации.

На сегодняшний день в мире существует ряд методов и технологий по утилизации углекислого газа, к наиболее перспективным для внедрения на территории Российской Федерации можно отнести: технологии CCUS, кислородно-топливные технологические циклы, например, цикл Аллама; формирование комплексных промышленных объединений по утилизации и переработке углекислого газа.

Технология улавливания, транспортировки, использования и подземного размещения углекислого газа (CCUS) представляет собой комплекс по сокращению выбросов парниковых газов (в том числе углекислого газа) за счет улавливания и транспортировки CO2 для последующего применения или хранения. Однако, на территории нашей страны данного сегмента не существует. На сегодняшний день в мире существует 68 действующих проектов CCUS [4]. Сегмент развит на территории США, Канады, Китая, Австралии, Японии, Венесуэлы и ряда европейских стран.

Улавливание диоксида углерода является наиболее затратной частью проектов CCUS, на которую приходится до 70% от общих затрат [5]. Различают 3 типа технологий улавливания углекислого газа: до сжигания углеводородного сырья; после сжигания углеводородного сырья (УВС); улавливание с помощью технологии кислородно-топливных технологических циклов.

Для улавливания CO 2 до сжигания УВС используется процесс, который представляет собой расщепление углеводородов на водород и оксид углерода при высокой температуре и низком давлении путем парового риформинга, получая при этом синтез-газ [6]. Далее, происходит удаление примесей, реагирование синтез-газа с паром для получения углекислого газа и отделение углекислого газа от водорода с помощью поглощения физическим растворителем [7]. Однако, этот процесс увеличивает затраты на электроэнергию на 80% и ее расход на 25-40% от показателей предприятия до внедрения технологий CCUS [8], в связи с чем компаниям проще уплачивать налог за выбросы, чем внедрять данные технологии. К тому же, к недостаткам относится необходимость реинжиниринга технологического процесса и его структурных составляющих, что также повлечет за собой немалые траты.

Из существующих альтернатив наиболее перспективно использование мембранных систем, которые требуют в разы меньше инвестиций. Принцип, следующий: мембрана пропускает конденсирующиеся пары, но не про- пускает неконденсируемые газы, в число которых входит углекислый газ.

Улавливание углекислого газа после сжигания УВС подразумевает под собой удаление CO2 из дымового газа до того, как он попадет в атмосферу. Улавливание происходит за счет физической или химической абсорбции. При физическом методе дымовой газ помещают в растворитель, который нагревают до температуры отделения из него концентрата диоксида углерода. Сам же концентрированный углекислый газ собирают в хранилище для повторного использования. В случае, если концентрация CO2 в дымовом газе низкая, применяют химическую адсорбцию, которая заключается в проведении реакции газа с растворителями для удаления примесей (азот, сера), после чего дымовой газ в абсорбере вступает в реакцию с растворителем и образует карбонатную соль (H2CO3). Дымовой газ выпускают в атмосферу, а CO₂ извлекается из растворителя путем процесса десорбции. Во время десорбции растворитель, содержащий поглощенный CO₂, подвергается нагреванию в десорбере, что запускает обратную химическую реакцию, в результате которой CO₂ отделяется и отправляется в хранилище. Данная технология позволяет сократить выбросы в среднем на 89% [9]. Однако, как и в случае с улавливанием до сжигания, существует ряд недостатков технологии, таких, как значительные объемы химических отходов, высокая материалоемкость, высокие затраты на энергию и повышение риска безопасности жизнедеятельности для людей.

Технология кислородно-топливных технологических циклов, заключается в сжигании природного газа в чистом кислороде с практически полным выводом газообразного СО2 для последующей утилизации. Наиболее перспективным является цикл Аллама, который заключается в сжигании природного газа в чистом кислороде с практически полным выходом углекислого газа для последующей утилизации. Отличительной от традиционных циклов сжигания чертой цикла Аллама является сжигание УВС в чистом кислороде, а не в воздушной смеси [10].

Для того, чтобы добиться качественного результата (выход CO2 может достигать 100%), цикл работает по следующему принципу: природный газ поступает в камеру сго- рания, где, под высоким давлением (приблизительно 300 бар), сжигается вместе с чистым кислородом, поступающим из воздухоразделительной установки. В результате данной реакции образуется диоксид углерода, большая часть которого (порядка 95%) остается в цикле и поступает в турбину, а оставшийся углекислый газ направляется в трубопровод для улавливания и утилизации. После прохождения через турбину газ направляется в теплообменник, после выхода из которого поток газа охлаждается до температуры окружающей среды, в результате чего образующаяся в ходе реакции вода отделяется [10]. Другими словами, цикл Аллама не только позволяет извлечь углекислый газ, но и использует его в качестве рабочего агента.

К тому же, при установке традиционного оборудования по улавливанию углекислого газа стоимость электроэнергии подскакивает примерно на 50-70% по сравнению с установкой, основанной на цикле Аллама [11]. К достоинствам цикла Аллама можно отнести высокий коэффициент полезного действия (порядка 60%), высокую утилизацию углекислого газа (до 100%) и относительно низкую стоимость оборудования и эксплуатации.

Однако данная технология мало изучена: первое введение в промышленную эксплуатацию планируется лишь в 2025 году на газовой станции в Великобритании [11].

Транспортировка углекислого газа осуществляется с помощью системы трубопроводов. Российская нефтегазовая промышленность распространена на большей территории страны, в связи с чем эксплуатируется множество нефтегазовых скважин и трубопроводов, которые можно эффективно использовать для транспортировки углекислого газа. Согласно исследованиям [12], оптимальная глубина для предотвращения выброса углекислого газа в атмосферу при его транспортировке составляет порядка 1300-1500 метров. Следовательно, выбор трубопровода необходимо проводить с учетом этой глубины.

Подземное размещение углекислого газа подразумевает под собой закачку диоксида углерода в естественные геологические системы, способные удерживать углекислый газ в стабильном состоянии. Существует различные варианты размещения диоксида углерода в резервуарах, такие как утилизация, хранение и захоронение углекислого газа. Хранение и захоронение углекислого газа отличаются тем, что при хранении углекислый газ может быть извлечен из природного резервуара при необходимости для последующего использования, а при захоронении технической возможности извлечения обратно не предусмотрено.

Выбор объектов для подземного размещения диоксида углерода зависит от геологических условий. Универсального геологического объекта, способного размещать в себе углекислый газ не существует, однако, чаще всего в качестве природных резервуаров выступают истощенные месторождения нефти и газа, соляные пласты и структуры, водоносные горизонты.

На данный момент, в России находятся в эксплуатации 23 подземных хранилища газа, приуроченных к 27 геологическим структурам: 17 – в истощенных месторождениях, 8 – в водоносных горизонтах и 2 – в соляных структурах [13]. Несмотря на возможность хранения углекислого газа в аналогичных условиях, что и газ, на сегодняшний день подобных хранилищ не существует.

При хранении углекислого газа в соляных пластах и структурах, преимущественно выбираются пласты галита (NaCl) [14]. Соляные структуры формируют на глубине не менее 300 и не более 2000 метров [13], что обусловлено тем, что на глубине менее 300 метров возникает вероятность растворения соли подземными водами. С увеличением глубины свыше 2000 метров температура (максимально возможная температура составляет 80 0С) и давление возрастают, что влечет за собой рост текучести соли и, как следствие, уменьшение объема и деформирование формы соляной структуры.

Использование соляных пластов и структур в качестве долгосрочного хранилища СО2 не желательно, так как со временем солевая структура теряет свои преимущества в виде возможности многократной закачки и добычи диоксида углерода, а также обладают меньшим объемом, чем другие типы хранилищ.

Для размещения углекислого газа будем рассматривать хранилища, уже имеющие отложения каменной соли для снижения затрат на строительство водно-рассольного комплекса. К таковым относятся Волгоградское (Волгоградская область) и Калининградское (Ка- лининградская область) подземные хранилища газа (ПХГ). Потенциальными хранилищами могут выступить Илецкое месторождение (Оренбургская область), Тыретское месторождение (Иркутская область), Баскунчакское месторождение (Астраханская область), Верхнекамское месторождение (Пермский край), Эльтонское месторождение (Волгоградская область), Бурлинское месторождение (Алтайский край), где ведется активная разработка залежей галита.

Преимуществами данного вида захоронения являются возможность обеспечения многократной (несколько раз в год) закачки и добычи углекислого газа, слабое взаимодействие соли с углекислым газом и возможность зарастания тектонических трещин соляными отложениями, что делает данные хранилища герметичными. К недостаткам можно отнести значительное длительность создания соляных структур, сложность долгосрочного использования, необходимость утилизации полученного рассола и относительно небольшой объем хранилища. К тому же, целостность соляных структур подвержена растворению в результате движения подземных вод.

При размещении углекислого газа в водоносных горизонтах различают три вида улавливания: улавливание растворением CO2 (ионное улавливание), химическая реакция CO2 и горной породы (минеральное улавливание) и адсорбция на поверхностях минеральных частиц (адсорбционное улавливание) [14]. Сложность выбора объекта состоит в том, что данные виды улавливания могут действовать не изолированно, а одновременно, создавая сложные, взаимозависящие системы. К тому же, следует учитывать ряд характеристик, таких как термобарические условия, начальные геологические условия залегания коллектора, концентрацию диоксида углерода в воде, а также его влияние на пласт. По мнению А.В. Корзуна и др., «важно знание гидрогеологических и геомиграцион-ных процессов, происходящих в пласте, также особое внимание следует уделять изучению деформации породы и изменению ее свойств, вызванных химическими реакциями между минералами, образующими горные породы, и закачиваемым агентом CO2» [14].

При взаимодействии диоксида углерода с водой происходит изменение ее физико- химических свойств. Повышение концентрации углекислого газа в воде, давления и температуры приводит к увеличению вязкости воды, что снижает подвижность фазы и меняет химический состав не только воды, но и коллектора, ее содержащего. Растворение и осаждение горной породы влияет на размер капилляров, каверн и трещин, сокращая (вплоть до схлопывания) и расширяя (вплоть до создания новых трещин) их, что, как правило, приводит к изменению фильтрационноемкостных свойств породы коллектора. Насыщенная диоксидом углерода вода тяжелее пластовой воды (приблизительно на 12%), что при высокой проницаемости водоносного слоя может вызвать явление плотностной конвекции, способствующего процессу растворения [15].

Перспективными объектами для хранения углекислого газа в водоносных горизонтах являются Касимовское ПХГ (Рязанская область), Беднодемьяновское ПХГ (граница Пензенской области и Республики Мордовия), Шатров-ское ПХГ (Курганская область), Арбузовское ПХГ (Республика Татарстан).

Преимуществом данного вида захоронения являются повсеместное распространение на территории РФ, близость подземных хранилищ непосредственно к источникам углекислого газа и удобство закачки углекислого газа. К недостаткам можно отнести сложность выбора конкретного объекта, соответствующего необходимым требованиям.

Истощенные месторождения нефти и газа, благодаря наличию ловушки-коллектора, гарантируют герметичное хранение углекислого газа без прорыва на поверхность [16]. Однако, старый фонд скважин может утратить свои прочностные характеристики, что приведет к утечке диоксида углерода на поверхность и перетокам в соседние, возможно используемые, коллектора.

Необходимо учитывать минеральный состав ловушки-коллектора, тип горных пород и взаимодействие углекислого газа с ними. При взаимодействии с традиционными горными породами (терригенные, карбонатные) углекислый газ показывает лучшие показатели адсорбции на поверхности породы при взаимодействии с природным газом относительно нетрадиционных горных пород (угольные, сланцевые) [17]. Следовательно, в качестве хранилищ CO2 предпочтительными являются именно терригенные и карбонатные коллектора.

Углекислый газ можно использовать в качестве реагента для увеличения газоотдачи пласта. При закачке диоксида углерода в истощенный газовый пласт пластовое давление увеличивается, что приводит к адсорбции углекислого газа на поверхности породы, в результате чего получается извлечь дополнительный объём природного газа и покрыть издержки на процесс закачки [17].

Одним из проектов, активно внедряющим технологии подземного размещения CO2 является Хадумское ПХГ (Ставропольский край) [15]. Потенциально перспективными являются Кущевское УПХГ (Краснодарский край), Степновское ПХГ (Саратовская область), Пунгинское УПХГ (Тюменская область), ПХГ Зеленая свита (Ставропольский край), Совхозное УПХГ (Оренбургская область), Канчуринское УПХГ (Республика Башкортостан). Рассматривались лишь крупные природные хранилища газа, так как, в противном случае прибыльность данной технологии будет нулевой [17].

К преимуществам данного вида захоронения являются возможность хранения в месторождениях, сложенных терригенными и карбонатными породами, на долю которых приходится большая часть коллекторов нефти и газа в РФ, низкая стоимость эксплуатации ввиду наличия природной ловушки-коллектора, возможность повышения интенсификации добычи углеводородного сырья. К недостаткам можно отнести возможную миграцию углекислого газа через системы трещин и высокую степень коррозионного воздействия на конструкцию оборудования скважин.

Формирование комплексных промышленных объединений по утилизации и переработке углекислого газа подразумевает формирование промышленного сектора, включающего в себя предприятия-источники углекислого газа и предприятия-потребители, использующие углекислый газ в качестве исходного сырья. На данный момент в мире насчитывается 28 подобных промышленных предприятий, на которых углекислый улавливается, захоранивается и, в дальнейшем, либо используется в качестве сырья, либо транспортируется на ближайшее предприятие-потребитель углекислого газа [18], что позволяет снизить стоимость утилизации и переработки углекислого газа за счет снижения стоимости логистических операций.

В качестве предприятий-источников углекислого газа могут выступать нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие заводы, а качестве предприятий-потребителей углекислого газа - нефтеперерабатывающие, металлургические и химические заводы; заводы по производству соды, пластмасс, водорода и метанола.

В ходе анализа расположения российских нефтеперерабатывающих, химических и нефтехимических заводов [19, 20], можно выделить наиболее перспективные регионы для внедрения проектов по формированию комплексных промышленных объединений по утилизации и переработке углекислого газа: Самарская область, Волгоградская область, Республика Башкортостан, Республика Татарстан, Ставропольский край.

Так, в Самарской области находится одно из ведущих предприятий-потребителей углекислого газа - ПАО «Тольяттиазот», специализирующееся на производстве аммиака, карбамида и аммиачной селитры. Крупнейшие источники выбросов углекислого газа включают в себя ряд предприятий, таких как АО «Куйбышевский НПЗ», Безымянская теплоэлектростанция в Самаре, АО «Новокуйбышевский НПЗ» в Новокуйбышевске, АО «Сызранский НПЗ», АО «Первомай-нефть», а также АО «Синтезкаучук» в Тольятти.

В Республике Башкортостан находится множество компаний, связанных с производством нефтепродуктов, производстве синтетических полимеров и соды. Основными источниками выбросов углекислого газа являются Новоуфимский НПЗ, АО «Уфанефтехим», АО «Сода» в Стерлитамаке, а также «Салаватнефтеоргсинтез» в Салавате.

На территории Ставропольского края размещены 3 тепловые электростанции, 4 теплоэлектростанции и ОАО «Роснефть-Ставро-поль», которые являются источниками углекислого газа. Также насчитывается около 1800 предприятий промышленности, включая предприятия химической промышленности, специализирующиеся на производстве пласт- масс, синтетических смол, лаков, красок и азотных удобрений, которые являются крупными потребителями углекислого газа [18].

В Республике Татарстан функционирует ряд предприятий, являющихся предприятиями-источниками углекислого газа. Одним из таких предприятий является Танеко, специализирующееся на производстве нефтепродуктов. Предприятиями-потребителями предприятия, включая АО «ТАИФ» и ООО «Менделеевсказот», которые также активно используют углекислый газ в своей производственной деятельности.

В Волгоградской области одним из ключевых предприятий-источников углекислого газа является ООО «ЛУКОЙЛ Волгограднефтепе-реработка», а основными предприятиями-потребителями являются АО «Волжский Орг-синтез» и ООО «ВПО Волгохимнефть».

К преимуществам данного метода можно отнести возможность обеспечить применение углекислого газа и продуктов его переработки в других отраслях экономики, снижение углеродного следа в нефтегазовой промышленности, а также снижение стоимости логистических операций. К недостаткам данного метода можно отнести необходимость наличия как предприятия-источника, так и предприятия-потребителя в непосредственной близости друг другу, т.к. в ином случае стоимость логистических операций будет превалировать над стоимостью утилизации углекислого газа, в связи с чем возникает сложность формирования промышленных комплексов на всей территории Российской Федерации.

В ходе анализа было установлено, что на нефтегазовых предприятиях Российской Федерации имеются перспективы и возможности развития проектов по улавливанию и утилизации углекислого газа. Наибольший интерес в качестве технологии улавливания и утилизации диоксида углерода вызывает цикл Алла-ма, который обладает высоким КПД (порядка 60%) и высокой степенью утилизации углекислого газа (до 100%), что позволит нефтегазовым компаниям достичь углеродной нейтральности с минимальными затратами на оборудование и его эксплуатацию. В качестве объектов для размещения углекислого газа наибольший интерес представляют истощенные месторождения нефти и газа, что, одновременно с относительной низкой стоимостью обслуживания оборудования и широким распространением подобных объектов на территории РФ, позволит не только удерживать и хранить диоксид углерода, но и повысить интенсификацию добычи сырья без существен- ного изменения настоящих энергетических и промышленных процессов. На нефтегазовых предприятиях в таких регионах, как Самарская область, Волгоградский край, Республика

Башкортостан, Республика Татарстан, Ставропольский край целесообразно формирование комплексных промышленных объединений по утилизации и переработке углекислого газа, что позволит использовать углекислый газ в качестве сырья в других отраслях экономики при значительном сокращении затрат на логистические операции.