Конструктивная газохимия: тренды и горизонты развития в российских реалиях

Валентин ПАРМОН
Председатель СО РАН, академик, д. х. н.
e-mail: secretary@sb-ras.ru

Юрий АРИСТОВИЧ
Директор по научным вопросам,
НТЦ «Газконсалтинг»
e-mail: aristovichyv@gmail.com

Алексей БРЕШЕВ
Проектный директор НТЦ «Газконсалтинг»,
к. э. н., доцент
e-mail: breshev@gmail.com

Артём ВЛАСОВ
Руководитель программ
по технологическому развитию газовых проектов «Газпромнефть НТЦ»
e-mail: vlasov.ai@gazpromneft-ntc.ru

Грач ОГАНЕСЯН
Специалист НОЦ «Газпромнефть-Политех»
e-mail: gra4oganesyan@gmail.com

Александра САИТОВА
Заместитель директора
НОЦ «Газпромнефть-Политех», к. х. н.
e-mail: gorshkovaaa@minenergo.gov.ru

Есть ли потепление, нет ли – а делать ­что-то придётся

Пока учёные мужи всех рангов, национальной принадлежности и направлений научных интересов жарко спорят о наличии или отсутствии глобального потепления на нашей планете и возможных величинах его проявлений, оно, это самое потепление, наступило. Нет, не в природе. Коллектив авторов вовсе не намерен в рамках этой статьи занять одну из сторон в указанном споре. Глобальное потепление наступило в сфере мировой политики. Но не в смысле улучшения отношений между странами – здесь видится иная ситуация – а в смысле всеобщего признания существенных климатических изменений и введения глобальных мер, направленных на масштабную борьбу с назначенными виновниками этого явления.

Объективных данных, позволяющих построить хоть ­сколько-­нибудь адекватные модели и сделать научно обоснованные выводы не существует. Очевидно, что это никак не препятствует введению всё более крупных и действенных рычагов, приводящих в движение маховики, пружины, а ­где-то и жернова переустройства мирового промышленного производства. Декарбонизация, водородная энергетика, возобновляемые источники. Эти слова и их сочетания не о будущем – для мировой индустрии они уже обозначают вполне исчислимые штрафы, пошлины, преференции и новые законы эффективности производства продуктов, развития старых и формирования новых рынков.
Попытаемся найти обоснованные пути возможных действий для российской отрасли добычи и переработки углеводородов в уже изменившихся и стремительно трансформирующихся условиях действия всё новых факторов.

Главные тренды добычи углеводородов в России таковы:
движение на восток, где практически полностью отсутствует промышленная и логистическая инфраструктура;
движение на север, где невозможно построение привычной инженерной и логистической структуры, а климатические параметры экстремальны по отношению ко всем мировым аналогам;
увеличение газовой составляющей углеводородных запасов.
Нигде в мире нет региона с одновременным и столь значительным влиянием перечисленных трендов на большую часть отраслей, связанных с добычей и обращением углеводородного сырья. Россия снова не такая, как все? Это так, особенно в отношении технических аспектов промышленного обустройства в Восточной Сибири и Арктике. Дело не только в климатических условиях. Логистические цепочки сырья и продуктов настолько необычны, что поиск других, неиспользуемых в мировой практике путей представляется неизбежным.
Крупные технологические проекты последних лет, такие как Амурский ГХК, «ЗапСибНефтехим», Усть-­Кутский завод полимеров и логистические, такие как «Сила Сибири», порт Сабетта и логистический комплекс на Ямале выстроены в местах, где экстремальные параметры размещения, всё же сочетаются с несколькими локальными преимуществами, что и позволило добиться экономической целесообразности за счёт максимального укрупнения величин переработки и транспортировки. Но перечень таких мест с сочетанием преимуществ, очевидно, иссяк. Страна у нас, конечно, огромная, но и она не бесконечна.

Газохимия: современно и своевременно

В мировом углеводородном сообществе, конечно, неспокойно в ожидании крупнейших за последнее столетие перемен. Шутка ли, гиганты добытчики уже серьёзно инвестируют не только в декарбонизацию углеводородных источников, но и в возобновляемую энергетику. Мир явно готовится стать иным. Среди высоких децибел информационного шума о новом облике светлого энергетического будущего всё более явно прослеживается голос совсем не нового, но очень необычного направления развития – газохимия.
Современный интерес к газохимии обусловлен несколькими причинами:
увеличение газовых факторов сырья усиливает логику перемещения переработки в сторону объектов добычи;
тенденция увеличения стоимости транспорта газовых продуктов при одновременном технологическом снижении затрат на глубокую переработку;
газохимические процессы предоставляют возможность снижения «углеродного следа» продукции.
Под газохимией (хотя есть и другие варианты трактовки) обычно понимают переработку газообразных в нормальных условиях видов углеводородного сырья в конечные продукты производства. Эта область компетенций в разделении труда нефтяного бизнеса всегда относилась к Upstream. Но с учётом перечисленных факторов постепенно перемещается, а ­где-то уже и располагается, в Downstream – настолько отличны критерии выбора в новых реалиях добычи. Процессы газохимии стало необходимо сочетать с конфигурацией обустройства добычи уже на ранних фазах развития серьёзных проектов.
Есть ли альтернативы развитию газохимических процессов в мире и РФ? В мире – безусловно, есть. Путей получения продуктов много, и самый эффективный из них находится путем перебора огромного числа технологических возможностей. А вот в России сопоставимой альтернативы в очень многих случаях просто нет, и быть не может. И вот почему:

• очень высокое содержание газовой части в балансе прогнозного сырья;
• большие расстояния между местами добычи;
• большое число сравнительно небольших единичных количеств газового сырья и неликвидных фракций.

В сочетании с общей проблемой логистики и всех инженерных параметров удалённых объектов размещения видна очевидная необходимость организации хоть ­какой-то, но довольно глубокой переработки на месте. Укрупнение единичной мощности даже при значительном увеличении глубины переработки и, соответственно, цены продукции, диктует необходимость систем сбора сырья, которая съедает полностью все преимущества такого пути.

Среднее расстояние между кустами добычи в Восточной Сибири сегодня составляет порядка 300–400 км, в арктической зоне и на Ямале – 150–300 км. При этом средние величины продуктивности на кустах добычи обычно не выше сопоставимых значений в других регионах в начале их разработки, а иногда и существенно ниже. Стоимость прокладки 1 км наземного участка трубопровода в 2–4 раза выше значений по Западной Сибири, а в арктических локациях мультипликатор может достигать значений в один-полтора десятка. Поэтому даже строительство продуктовых магистралей не обеспечит эффективность таких объектов.
По линии вывоза и сбыта продуктов даже строительство крупных портовых сооружений – путь спасения многих объектов практически в любых южных регионах – само по себе не сулит существенных перспектив. Сама стоимость таких сооружений очень высока. Но морская структура логистики не решает проблему неликвидной части газового сырья. Получается довольно необычная ситуация: стоимость инженерного решения вопроса ликвидности газовой части настолько выше его конечной цены, что делает и нефтяную часть продукции неспособной вытащить проект в зону рентабельности. Парадокс?
На верхнем уровне решение выглядит довольно просто и состоит из всего нескольких составляющих:
нужно увеличить стоимость продукции из газового сырья путём углубления переработки;
не следует укрупнять мощность, наоборот, следует искать процессы, в которых возможно добиться адекватной эффективности в сравнительно небольших технологических объёмах;
необходимо искать пути взаимного влияния факторов, применяемых процессов и логистических путей, в том числе и возможностей по декарбонизации – только наличие синергии таких факторов позволит добиться резонных экономических значений в таких необычных условиях.

Новый взгляд на вещи: какие нужны процессы и продукты, а какие нет?

Для демонстрации возможностей газохимии в новых реалиях обращения углеводородного сырья предложен путь постадийного продвижения от верхнеуровневых постулатов к выполнению более конкретных оценок цепочек переделов.
Каждое вещество или соединение имеет индивидуальную энергетическую характеристику – энтальпия образования. Сравнивая величины ΔHf потенциальных сырьевых и конечных продуктов, видны неизбежные затраты каждого из переделов.
Исследуя возможные пути переделов и химические превращения, логично одновременно не сбрасывать со счетов и возможность получения водорода – один из серьезных путей декарбонизации конечной продукции, а значит и её ликвидности.
Не следует, конечно, забывать и про углеродный след любой продукции на выходе. В этом вопросе ожидаются очень жесткие экономические меры в самое ближайшее время. Эта тема подробно рассмотрена в статье [1].
Здесь и ниже представлены, конечно, не все возможные пути химических превращений и переделов на их основе. Цель статьи – лишь продемонстрировать подход к выбору и первичной оценке различных вариантов.
Из представленных в таблице 1 данных видно, что наибольший интерес с точки зрения энергетической составляющей представляют такие процессы, как (их показатели выделены зелёным цветом): получение бензола, бисфенола-­А, метанола, а с точки зрения получения ресурсов водорода в процессе – конечно лидирует пиролиз метана.

Не будем в числе вариантов и примеров рассматривать аммиак, крайне интересный энергоноситель и возможный источник целого ряда производных. Но путь аминов заслуживает отдельной большой статьи. Эти энергоносители показывают всё более интенсивное в мировой практике, по этой теме достаточно много написано, мы же исследуем более простые и понятные цепочки для демонстрации методики и самого подхода к проработке конкретных вариантов.
Отдельно стоит обратить внимание на реакции, выделенные серым цветом. Все они требуют энергетических затрат, однако не слишком существенных. При этом все эти превращения служат существенными источниками водорода. Эта группа реакций процессов ароматизации компонентов попутного нефтяного газа с получением, как правило, смеси БТК (бензол, толуол, ксилол).
Для дальнейших рассуждений пока воспользуемся обычной логикой проектного продвижения. В таблице 2 и далее следует краткое описание процессов получения выбранных путей получения продукции.

Следом представим краткое описание некоторых процессов газохимии, уместных к рассмотрению в рассматриваемых условиях, с наиболее важными для их выбора характеристиками в варианте локальной реализации:
ПНГ в БТК (бензол, толуол, ксилол) – это одностадийный каталитический процесс получения смеси ароматических углеводородов (бензол, толуол, ксилолы, фракция С9, фракция С10+ выше, состоящая преимущественно из нафталиновых углеводородов) из легкого углеводородного сырья, представляющего собой в основном углеводороды С2–С5 с вовлеченным в процесс ароматизации CH4 (до 10 %) [2].
В зависимости от состава исходных углеводородных газов и режима проведения каталитического процесса применительно к нуждам потребителей может быть получен концентрат ароматических углеводородов с различным содержанием компонентов. Процесс может быть реализован на малогабаритных блочных установках (МГБУ), расположенных непосредственно в районах газо- и нефтедобычи, на установках подготовки нефти (УПН), установках подготовки газа (УПГ), установках комплексной подготовки газа (УКПГ). Гибкая технология процесса позволяет также использовать его в составе нефтехимических производств, например, в составе установок пиролиза СУГ и ШФЛУ для получения дополнительных количеств ароматических углеводородов из образующейся в процессе Аркон этан-пропановой фракции, являющейся идеальным сырьем пиролиза для получения мономеров.
В состав установки входит реакторный блок, блок сепарации и стабилизации продуктов катализа, мембранный блок получения технического азота для продувок и регенерации катализатора и узел окислительной регенерации катализатора азотно-­воздушной смесью в циркуляционном контуре. Реакторный блок включает две параллельно работающие линии (в каждой из них по два последовательно подключенных реактора), одна из которых находится в работе, одна на регенерации.
Производство этана. Принципиальную схему установки можно описать следующим образом. Сырье в смеси с водяным паром (объемное соотношение «сырье – водяной пар», 7–9: 1) нагревается в нескольких параллельно работающих печах пиролиза до 800–900 °C, где происходит сильно эндотермическая реакция дегидрирования при давлении ниже атмосферного (0,01–0,02 МПа). После прохождения печи реакционная смесь охлаждается в закалочно-­испарительном аппарате до 370–420 °C. Аппарат используется для выработки пара, передающего энергию турбокомпрессору. Пройдя предварительное компримирование, реакционная смесь разделяется в одной или нескольких ректификационных колоннах с получением этан-этиленовой смеси и побочных продуктов.
Дегидрирование пропана в пропилен. Технология Catofin представляет собой превращение пропана в пропилен дегидрированием в одну ступень в группе горизонтальных адиабатических реакторов, работающих параллельно, на стационарном слое Cr2O3/γ-­Al2O3 катализатора. Реакторы работают в режимах «реакция – регенерация». Длительность рабочего цикла составляет около 20–30 минут. Процесс протекает при 560–610 °C и 0,3–0,5 кПа. Конверсия пропана варьируется в пределах 45–50 %, селективность по пропилену 82–87 %. Непрерывность процесса обеспечивается благодаря наличию как минимум трех параллельных реакторов. Тепло в зону реакции поступает с сырьем, а также используется тепло, полученное катализатором на стадии регенерации, которая осуществляется в несколько стадий: продувка перегретым водяным паром; выжигание кокса смесью воздуха и метана [4–5]. Длительность цикла дегидрирования ограничена количеством тепла, аккумулируемого катализатором, поскольку реакция сильно эндотермическая. При наличии сырья изобутана позволяет производить изобутилен.

Парциальное окисление метана. Процесс протекает при температуре 1500 oC. Сырье и кислород, пройдя предварительный раздельный подогрев, подаются в горелку. Пройдя зоны смешения, они подаются в реакционную зону, где поджигаются. Образовавшаяся на выходе из реакционной зоны смесь быстро охлаждается (водой или маслом). Охлаждение водой является наиболее простым вариантом, однако это менее термически эффективно, чем при охлаждении маслом. Альтернативой может служить охлаждение легкими углеводородами, что приведет к образованию дополнительного количества ацетилена и этилена в температурном диапазоне 1500–800 oС. Такой процесс обычно называется двухступенчатым [6]. Продуктовая смесь состоит из ацетилена и продуктов парциального сгорания сырья. В качестве сырья могут служить легкие углеводороды от метана до нафты.
Производство фенолформальдегидной смолы. В традиционном новолачном процессе расплавленный фенол загружается в реактор с мешалкой, после чего подается кислотный катализатор (серная кислота, сульфоновая кислота, щавелевая кислота). Раствор формальдегида добавляется при температуре около 90 °C. Соотношение «формальдегид – фенол» поддерживается на уровне 0,75–0,85: 1. Реакция протекает с выделением тепла, которое снимается посредством воды, смешанной с формальдегидом. Данный раствор при попадании в реактор испаряется и, конденсируясь в холодильнике, подается обратно в реактор. Помимо воды, может использоваться толуол или ксилол. Реакция завершается через 6–8 часов при температуре 95 °C. Далее происходит вакуумная очистка от воды, свободного фенола и других летучих веществ при 140–160 °C. Щавелевая кислота не требует нейтрализации, распадаясь на СО, СО2 и воду. Серная и сульфоновая кислоты требуют нейтрализации известью [7].
Производство полисульфонов. Коммерческий синтез полисульфонов осуществляется путем поликонденсации с нуклеофильным замещением, который включает реакцию бисфенола А с 4,4‑дихлордифениломфульфоном в биполярном апротонном растворителе в присутствии щелочного основания. Таким растворителем могут служить: N-метил‑2‑пирролидинон, диметилацетамид, сульфолан и диметилсульфоксид. В качестве щелочного основания может служить: гидроксиды натрия и калия, карбонат калия. Реагируя в смеси с щелочью, бисфенол образует бищелочную соль, которая в свою очередь взаимодействует с 4,4‑дихлордифенилсульфоном с образованием полисульфона (PSF/PSU). Типичный температурный диапазон полимеризации полисульфона – 130–160 °C [8]. См. рис.1.

Тримеризация ацетилена. Это один из способов производства бензола. Процесс протекает на никелевом катализаторе в температурном диапазоне 65–75 °C при давлении 15 атм. При этом выход бензола составляет 88 %, а выход побочного продукта, стирола – 12 % [9,10]. Процесс не находит широкого применения в промышленном производстве, так как альтернативные технологии в увязке с существующими процессами глубокой нефтепереработки оказываются более эффективными.
Пиролиз метана. Процесс может проводиться в различных технологических условиях в зависимости от целей и требуемых форм получения углерода. Он может быть осуществлён в обычном реакторе для процесса пиролиза, а также в нескольких вариантах плазменных реакторов. В общем случае процесс осуществляется при температурах 800–1200 °C при давлениях 0,5–10 бар. Процесс позволяет получать углеродные нанотрубки различных форм и длины, а также другие виды углеродных материалов. Не смотря на необходимость сжигания части топлива для генерации электричества, плазменный пиролиз метана позволяет снизить выбросы СО2 в атмосферу в более, чем 2 раза, по сравнению с альтернативными методами производства аналогичных продуктов [11].
Процессам пиролиза метана и ПНГ давно уделяют значительное внимание. Однако, в последние годы для получаемых углеродных продуктов находится всё больше вариантов конечного применения. К примеру, уже существуют технологии получения из них волокна. Интересен и тот факт, что ещё недавно значительное количество водорода, образующееся в этих процессах, относили к побочным продуктам.

Про водород – ну как без него?

Все большее внимание на повестке обсуждений как на межгосударственном, так и внутрикорпоративном уровнях уделяется вопросам декарбонизации и разработке инновационных подходов по получению и использованию водородной энергетики, как одному из наиболее перспективных путей снижения углеродного следа, обладающий высоким потенциалом в качестве энергоносителя.
Международные стратегии разрабатывают различные финансовые рычаги и стимулы для продвижения декарбонизации энергетики. Так, в 2018 году насчитывалось около 50 мер, поддерживающих энергетическое использование водорода преимущественно в логистике, а к 2020 году акценты переместились и на промышленность и энергетику. Ряд стран уже организовали партнерства по развитию технологий водородной энергетики, в частности Австралия совместно с Японией организовала пилотный проект по созданию цепочки поставок водорода, а с Кореей сотрудничает в области экспорта и импорта водорода.
Однако, технические возможности нынешней стадии развития водородной энергетики связаны с низкой конкурентоспособностью предлагаемых разработок, высокими издержками производства, сложностями хранения и логистики водорода до потребителя. Основной спрос будет за коммерчески дешевыми и достаточно простыми для изготовления и внедрения технологиями.
В настоящее время наиболее эффективно производить водород возможно либо из природного газа или угля («серый» водород) с использованием технологий улавливания и хранения углерода (CCS) («голубой» водород), либо путем электролиза, используя электроэнергию с низким углеродным следом («зеленый» водород).
Основное преимущество водорода понятно: при его сжигании не образуется СО2, однако количество выбросов NOx превосходят аналогичные выбросы сжигания природного газа. Также водород имеет высокий потенциал использования в качестве средства хранения энергии, что особенно актуально для растущей доли ВЭИ.
По оценкам экспертов, в ближайшем будущем необходимость производства водорода повысится в несколько раз, а «зеленая» энергетика не только не сможет удовлетворить потребность в таких объемах, но остаётся достаточно затратной. Так, по оценкам IRENA на 2019 г. стоимость 1 кг водорода на базе ветровой энергии составляет в среднем около 4 долл., солнечной – почти 7 долл., из угля или газа обходится в 1,5–2,5 долл. (даже с учетом CCS) и такой разрыв не исчезнет в ближайшие 10–15 лет.
В сложившихся условиях межгосударственной поддержки актуальным становится продвижение водородных технологий, особенно получение «серого» и «голубого» водорода из ископаемого сырья. Одними из наиболее отработанных и экономически эффективных методов получения такого перспективного энергоресурса являются газохимические методы утилизации природного газа и ПНГ, плюсом которых являются не только снижение доли сжигаемых ценных углеводородных ресурсов, но и получение высоколиквидной продукции, которую можно использовать непосредственно на промысле.
Согласно предварительным оценкам ГК «Росатом», схема производства водорода методом паровой конверсии метана с использованием высокопотенциального тепла перспективной РУ ВТГР‑200 позволяет производить водород со средневзвешенной стоимостью, оцененной на момент начала проекта при величине ставки дисконтирования 7 %, в диапазоне 1,85–2,35 долл./кг без учета его хранения и доставки, в зависимости от цены потребляемого природного газа от 4260 руб./тыс. кубометров до 9000 руб./тыс. кубометров.
Каков же актуальный статус и перспективы развития водородной энергетики в России? А не очевидно ли, что с учётом климатической и географической специфики нашей необъятной, умноженной на инфраструктурные особенности расстояний между добычей и инфраструктурой, водород следует и добывать, и непосредственно использовать именно ближе к первоначальным его источникам?
Напрашивается несколько выводов:
для снижения углеродного следа продукции водородную энергетику следует применять в местах добычи, особенно там, где есть неликвидные ресурсы углеводородов;
низколиквидные ресурсы углеводородов, преимущественно газ, а его доля в балансе добычи стремительно увеличивается – главный источник для водородной энергетики РФ;
наиболее предпочтительно применение газохимических технологий, в которых водород выделяется в качестве побочного продукта.
И не надо запасать энергию химическими методами с ее неизбежными потерями при трансформациях. Просто использовать в производстве продуктов здесь же, на месте. Каких? Наименее энергоемких и наиболее ценных. Но, с учётом удалённости, достаточно простых в осуществлении.
При этом переделы с изначально высокими удельными затратами, связанными со сравнительно малыми объемами, могут оказаться вполне эффективными в силу действия других, указанных выше факторов.

Критерии выбора: всё по-новому?

Значительное многообразие процессов, инвариантность выбора продуктов и переделов формирует серьезную задачу построения оптимальной производственной цепочки. В рамках результатов, представленных в этой статье при обосновании выбора технологической цепочки была применена методика оценки, разработанная НТЦ «Газконсалтинг». Логика оценки процессов и переделов строится в следующей последовательности действий:

1. Формирование набора факторов, позволяющих провести сравнительную оценку рассматриваемых процессов.
2. Установление лимитирующих значений и допущений в отношении частных случаев этих факторов.
3. Непосредственно оценка значений.
   В основе оценки установлена необходимость обеспечить такую организацию технологического процесса, при которой обеспечивается максимально эффективное использование ее элементов (отдельных процессов). Количественная и качественная оценка такой готовности базируется на разработанной математической модели, формально описывающей основные процессы и функции последовательности технологических процессов и базирующейся на применении логико-­вероятностных методов формализованного представления состояния производственной цепочки булевой функцией от состояния и ее отдельных элементов в рассматриваемый момент времени.
   Разработка такой модели была обусловлена необходимостью решения задач выбора оптимальной последовательности выполнения технологических процессов, при которой вся цепочка сохраняет готовность к выполнению заданных функциональных задач. При этом она носит динамический характер и обладает более общими свой­ствами, обеспечивая оптимизационные задачи оценки функциональной готовности, как отдельных элементов (процессов), так и производственной цепочки в целом. Процесс моделирования функциональной готовности такой системы Y(t) будет зависеть от значения воздействия x1(t),…, xn(t) и моделирующих процессов в блоках a1(t),…, aN(t) в тот же момент (t), а также от их значений в некоторые предшествующие моменты, число которых предполагается конечным. Зависимость выходного моделирующего процесса от воздействий и конкурентных процессов в ее блоках будет:

Y(t)=fx1(t), x1(t11),…, x1,…, xn(t), xn(t),…, xn():

al(1), al(tn+1,1),…, al(tn+1, mn+1),…, aN(tn+N, mn+m),

где f – моделирующий оператор систем в виде булевой функции, t – текущий момент времени, а tij(tij<t) – предшествующие моменты, в которых значения воздействий и состояний блоков влияют на функциональное состояние выхода всей производственной цепочки в текущий момент «t».
Приведем полученную сравнительную оценку факторов (таблица 3), которая дает представление о разумности дальнейшего использования того или иного процесса при конструировании производственной цепочки, а также итоговую сравнительную таблицу полученных значений Y(t) в отношении выстраиваемых производственных цепочек (таблица 4).

Предварительная оценка позволила исключить из дальнейшего анализа целый ряд технологических процессов и остановиться в своих расчетах только на тех, реализация которых достигается с учетом минимизации рисков и затрат, а также позволяет держать проект в плановых экономических параметрах или выше.
На основе автоматизированной расчетной модели были получены показатели функциональной готовности такой производственной цепочки Y(t), и определены приоритетные для проведения предпроектной оценки (таблица 4), среди которых оказались цепочки со значением более 0,75.

Ландшафт возможностей

Очевидно, что для серьёзных оценок необходимы значительно более глубокие проработки и расчёты. Однако, при таком значительном числе вариантов и подвариантов, каждый из которых может или «вытащить» проект в зону окупаемости, или, наоборот его утопить, такие расчёты вряд ли возможно проводить с соблюдением обычных критериев стоимостного инжиниринга и других применяемых практик.
Наше небольшое исследование направлено на демонстрацию нового подхода и новых технологических возможностей, открывающихся при использовании методики, учитывающей не только проторенные в мировой практике пути и переделы продукции, но и альтернативы в современных реалиях российской добывающей отрасли:
влияние факторов баланса (величина газовой части в запасах и конкретный компонентный состав), факторов расположения и логистики диктует использование иных зависимостей для определения эффективности, чем определение удельных затрат в соотношении с ценами продуктов;
возможность применения продуктов в непосредственной близости от их происхождения, величины образования побочных продуктов, сложность реализации в конкретных условиях, другие специфические параметры каждого технологического пути часто оказывают большее влияние на эффективность, чем величины капитальных и операционных затрат;
возможность, величина и доля использования водородной энергетики непосредственно в производстве продукции в условиях новой парадигмы может сыграть решающую роль в вопросе целесообразности того или иного производства.
Предложенные варианты рассчитаны по имеющемуся в нашем распоряжении набору данных одного из значительных проектов разработки месторождения в северном регионе РФ. Анализ показывает, что получаемая линейка продукции – мономеры, полимеры, продукты органического синтеза – вполне могут приводить к выбору процессов, не нашедших широкого применения в мировой практике. В дополнение следует учитывать, что стремительно развивающаяся индустрия использования полимерных и композиционных материалов во всех отраслях промышленности открывает отдельные возможности по их эффективному применению непосредственно в регионе происхождения, что безусловно выступает индивидуальным фактором эффективности для каждого конкретного объекта. Применение современных способов локального производства, таких как 3D-печать, методы экструзии и литья из различных полимеров, применение водорода в качестве энергоносителя для обеспечения производства несомненно включают совершенно иные перспективы развития газохимии непосредственно в регионах добычи.
В силу специфических реальных условий современной добычи углеводородов в РФ, необходимы иные подходы и инструменты для технологического проектирования объектов на месторождениях. В особенности это относится к новым значительным запасам углеводородов, расположенным в Восточной Сибири и Арктической зоне России.