Статьи

        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

          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

1. Фертикова Е.П. // Газовая промышленность.– 2008.– № 5.– С. 40.
2. Р.Р. Юнусов, С.Н. Шевкунов, Дедовец С.А. и др. // Газовая промышленность. – 2007.– № 12.– С. 52.
3. В.А. Истомин, Ланчаков Г.А., Ставицкий В.А. и др. // Газовая промышленность. – 2008.– № 8.– С. 43.
4. Михельсон Л.В. // Газовая промышленность. – 2008. – №3. – с. 14.