В последнее время проблемы экологии выдвигаются на первый план во всех отраслях экономики и промышленности. ОАО «Газпром» не является исключением: в число приоритетов экологической политики крупнейшего предприятия в первую очередь входят применение экологически эффективных технологий в газовой промышленности и сохранение природной среды в зоне размещения объектов. Очевидно, что в современных условиях реализация важных промышленных проектов невозможна без обеспечения жестких требований экологической безопасности [1].
В связи с этим, в настоящее время при освоении газовых и газоконденсатных месторождений в районах Крайнего Севера особое внимание уделяется экологическим вопросам, что обусловлено высокой чувствительностью северной природы к техногенным воздействиям. Один из актуальных вопросов – серьезные экологические риски при транспорте химических реагентов, к которым относится метанол, на объекты газодобычи [2].
Метанол на газовых месторождениях используется в качестве ингибитора гидратообразования. Отмечается, что [3] с развитием масштабов добычи газа и вводом новых газовых и газоконденсатных месторождений в районах Крайнего Севера возрастает и потребление метанола. По данным на август 2008 года потребность в метаноле только в ОАО «Газпром» достигала 400 тыс. т/год.
Транспортировка метанола, как опасного груза подкласса 6а (летучие легковоспламеняющиеся ядовитые вещества), на удаленные газовые промыслы наземным либо водным транспортом требует особых мер безопасности, исключающих аварии, разливы, утечки и возгорания. Таким образом, при его транспортировке, операциях слива и налива существует опасность возникновения аварийных ситуаций с экологическим ущербом. Анализ рисков и предварительная экологическая оценка последствий аварийных ситуаций показывают, что существенная доля ущерба окружающей среде обусловлена загрязнением водных объектов.
Из-за специфики метанола, как загрязнителя (неограниченная растворимость в воде, способность образовывать растворы со льдом и снегом при отрицательных температурах, высокая летучесть), традиционные методы ликвидации последствий аварии, такие, как применение заградительных и боновых заграждений, сорбентов, сборщиков, скиммеров, становятся неэффективными. Устранить последствия аварии с загрязнением водного объекта метанолом чрезвычайно сложно. При этом размер вреда, причиненного водному объекту, может быть весьма значительным с учетом факторов, влияющих на его величину, к которым относятся водохозяйственная ситуация и значимость состояния водного объекта, природно-климатические условия, длительность и интенсивность воздействия вредного (загрязняющего) вещества на водный объект, масса загрязняющего вещества [2].
Указанные экологические риски могут быть значительно снижены при размещении производств метанола в непосредственной близости от потребителей, т. е. в районах газодобычи. В настоящее время в России действует только две малотоннажные установки (мощностью 12500 и 40000 тыс. т в год) по производству метанола, первая из которых была введена в эксплуатацию в 2007 г. на Юрхаровском месторождении [4].
Технологический процесс на базе паровой конверсии природного газа включает следующие основные стадии:
- паровая каталитическая конверсия парогазовой смеси под давлением 2,2 МПа (22 кгс/см2) при температуре 850 °С в присутствии никелевого катализатора;
- рекуперация тепла конвертированного газа с выработкой пара для технологических нужд установки;
- компримирование конвертированного и циркуляционного газов;
- синтез метанола на низкотемпературном медьсодержащем катализаторе СНМ-1 под давлением 5,0 МПа при температуре 220-280 °С;
- ректификация метанола.
В таблице приведено сравнение основных показателей производства метанола на Юрхаровском промысле и на крупнотоннажной установке М-300 Новомосковской акционерной компании «Азот» с точки зрения удельного потребления ресурсов (на 1 т продукции) и негативного воздействия на окружающую среду [2].
Таблица – Сравнение различных производств метанола
Показатель |
Малотоннажная установка на Юрхаровском ГКМ |
М-300 на НАК «Азот» |
Потребление электроэнергии, тыс.кВт∙ч/т |
0,50 |
0,922 |
Водопотребление, м3/т |
1,855 |
5,75 |
Водоотведение сточных вод, м3/т |
0,712 |
1,85 |
Выбросы дымовых газов после трубчатой печи, м3/т |
12120 |
12500 |
Видно, что удельные показатели потребления электроэнергии, а также удельного водопотребления, водоотведения и выбросов загрязняющих веществ в атмосферу значительно ниже, чем на крупных производствах метанола.
Ещё одним положительным моментом с экологической точки зрения является то, что при эксплуатации установки по производству метанола не образуется значительных количеств постоянных промышленных твердых отходов, за исключением отработанных медь- и никельсодержащих катализаторов (периодичность замены которых – 1 раз в 3 года), а также ионообменных смол для водоподготовки, потерявших потребительские свойства.
Таким образом, наличие собственного производства метанола на газовых и газоконденсатных месторождениях позволяет отказаться от транспортировки метанола на месторождение наземным и водным транспортом и тем самым исключить возникающие при этом экологические риски в случае возникновения аварийных ситуаций.
Кроме этого, технико-экономические оценки показывают, что за счет интеграции малотоннажной установки получения метанола в состав установки комплексной подготовки газа достигается почти трехкратное снижение капитальных затрат [2]. Помимо экономического эффекта реализация проекта позволяет достичь независимости от поставщиков метанола и исключить необходимость формирования запасов метанола (в связи с сезонными факторами и колебаниями цен на метанол).
Применение технологического оборудования во взрывопожаробезопасном исполнении, с учетом эксплуатации установки в климатических условиях Севера, оснащение его необходимыми средствами контроля и сигнализации также позволяет снизить риски возникновения аварийных ситуаций.
Литература
- Фертикова Е.П. // Газовая промышленность.– 2008.– № 5.– С. 40.
- Р.Р. Юнусов, С.Н. Шевкунов, Дедовец С.А. и др. // Газовая промышленность. – 2007.– № 12.– С. 52.
- В.А. Истомин, Ланчаков Г.А., Ставицкий В.А. и др. // Газовая промышленность. – 2008.– № 8.– С. 43.
- Михельсон Л.В. // Газовая промышленность. – 2008. – №3. – с. 14.