Jump to content
Российский ТЭК: объявления и форум
Доска коммерческих объявлений
продукция и услуги для ТЭК
Выбрать категорию
Для использования TEK-ADS необходимо войти или зарегистрироваться!

Владимир Имшенецкий

Пользователь*
  • Content Count

    739
  • Joined

  • Last visited

2 Followers

About Владимир Имшенецкий

  • Birthday 05/20/1963

Информация

  • Имя на русском
    Владимир
  • Фамилия на русском
    Имшенецкий
  • Регион
    Москва и Московская обл.
  • Город
    Москва
  • Организация
    На форуме представляю себя
  • Должность
    Вед. специалист
  • Сайт
    https://www.facebook.com/V.Imshenetsky
  1. Написал очень умный и информированный человек. про ситуацию с Газпромом. http://akteon.livejournal.com/151775.html Читайте.
  2. FERC (Федеральная энергетическая регулирующая комиссия ) , в состав которой выдвигаются члены по представлению Сената США, назначаемые Президентом, включился в борьбу против экспорта СПГ из США. Теперь лицензии Минэнерго США (DOE) недостаточно, нужно доказать экономическую и экологическую целесообразность проекта в FERC, что сделать крайне не просто. Из 7-ми проектов получивших разрешение DOE одобрение FERC получил только один проект Cheniere в Луизиане и видимо более не предвидится.
  3. Шелл распродает свои сланцевые активы в США в связи с их убыточностью. Bloomberg Royal Dutch Shell plans to lower spending in the Americas by a fifth as Europe’s largest oil producer focuses on more profitable operations. It’s “not acceptable” that Shell, now deploying about 36%, or $80 billion of its overall capital in North America, has been losing money, said CEO Ben van Beurden. Shell expects to reduce capital investment in upstream operations, or exploration and production, in the Americas by 20% this year and North American resource spending by the same proportion, the company said today in a presentation. “That leaves us with about $10 billion in total for the upstream Americas and about $4 billion for the shale,” chief financial officer Simon Henry said. “Some of that does include Argentina and Canada. It’s not all in America.” Van Beurden has pledged to shrink spending costs this year and speed up asset sales, including refineries, after The Hague-based company issued its first profit warning in a decade. He also scrapped targets for cash flow, delayed drilling off Alaska and promised to restructure shale operations in North America. “Upstream Americas profitability has been impacted by losses in resources plays such as shales,” Shell said Friday in a statement. “The company intends to drive hard choices on capital allocation for selective growth and divestment of non- strategic positions.” Underperforming Areas Unprofitable shale investments added to a 48% drop in fourth-quarter profit, the Anglo-Dutch company recently said. “Shell reiterates its aim to improve two underperforming areas,” US shale projects hurt following a rush to expand, and refining and fuel sales, Investec Bank said in a note. Refining and fuel marketing were weaker than chemicals, lubricants and biofuels, and the company plans to separate those business operations into distinct units, Shell said. Van Beurden plans to dispose of about $15 billion of assets through 2015. Shell agreed to sell holdings valued at more than $4.5 billion, including in Australia and Brazil, and is seeking buyers for stakes in oil and gas fields, as well as pipeline and fuel-marketing assets from the US to Nigeria. The company may also exit its $6.3 billion investment in Woodside Petroleum. “We had a good start,” Van Beurden said. Let’s “see whether we need to adjust the number” for the divestment plan. The CEO and Henry indicated in January that first-quarter profit will be curbed by lower output after the end of a project in the United Arab Emirates and caps on Dutch gas output.
  4. Что происходит. ? Почему даже АВО, для Крайнего севера, которых в России и СССР изготовили на 2 порядка больше чем во всем мире для проекта Ямал СПГ будет поставлять GEA ? . Почему молчат российские поставщики ? PS Тоже самое происходит и с проектом утилизации диоксида серы в Норильске . Российские поставщики в т.ч. и АВО (для охлаждения сорбента SO2) Techint не рассматриваются. GEA to deliver heat exchangers for Yamal LNG03.13.2014 | The order was for more than 400 air cooled heat exchangers for the three-line LNG plant under construction on the Siberian peninsula of Yamal. GEA BTT will design the heat exchangers, manufacture them over a period of three years, and deliver them to the customer (Technip and JGC). Keywords: BOCHUM -- GEA Heat Exchangers reported a record order with a value of over $ 558 million from the plant contracting companies Technip and JGC. The order was for more than 400 air cooled heat exchangers for the three-line LNG plant under constructionon the Siberian peninsula of Yamal. GEA BTT will design the heat exchangers, manufacture them over a period of three years, and deliver them to the customer. Technip and JGC are developing and building the first arctic LNG plant in Russia. Commissioning is planned for three phases and is scheduled to take place from 2016 to 2018. Within Yamal LNG, Novatek holds 60% interest and Total and CNPC have 20% each. The venture plans to build a plant based on the South Tambey field. The heat exchangers delivered by GEA will be installed in the three LNG lines, each of which will process 5.5 million tpy of gas. The plant facilities will liquefy the extracted gas to reduce it to one six hundredth of its original volume. This makes it possible to transport the gas economically by ship to markets of destination in Europe and Asia. A special LNG tanker with capacity of 170,000 cubic meter has been designed to enable LNG shipping the Arctic Ocean. The plant contracting companies also face a special climatic challenge. The GEA heat exchangers are likewise required to withstand Siberian temperatures for decades, and are designed accordingly. In thisproject, GEA Batignolles Technologies Thermiques is profiting from experience gained from many otherprojects in the power-plant, oil, and gas sectors. http://www.hydrocarbonprocessing.com/Article/3318914/GEA-to-deliver-heat-exchangers-for-Yamal-LNG.html?eventcookielogin=Login&cookielogin=1&actionname=cookielogin&eid=E017
  5. Алексей . Завод в Белогорске это обсуждаемый вариант. На сайте Газпрома вывешены условия тендера на изыскание трассы, но про изыскания под площадку для завода в Белогорске там ничего нет. http://www.gazprom.ru/tenders/2013/03/#157426 http://www.gazprom.ru/f/posts/16/913204/104.rar
  6. 1) Газпром официально заявил что ноябре начнет строительство Силы Сибири на 60 млрд. м куб в год. ( «Газпром» приступит к строительству газопровода «Сила Сибири» в ноябре Читайте далее: http://www.vedomosti.ru/companies/news/14256191/gazpromu-malo-trub#ixzz2ZPABl8E6 ) В связи с этим возникает вопрос утилизации С2+. Он то не проработан. 2) Иркутскую область Газпром оставляет на 2-х очередь, что разумно с точки зрения планирования обеспечения газом трубы на 60 мрлд. в год. Но я думаю, что именно развитие газохимии в Иркуской обл. дало бы толчок всему региону в том числе и лесопереработке. 3) Это связанные кредиты о чем как раз и говорилось ( В среду на заводе «Полиэф» «Сибура» премьер-министр Дмитрий Медведев обсуждал с чиновниками и бизнесом, как поддержать нефтехимию. Отрасль работает на побочных продуктах добычи нефти и газа, напомнил министр энергетики Александр Новак, сейчас в нефтехимии существенный профицит ресурсов: мощностей переработки недостаточно, в итоге сырье идет на экспорт, а готовая продукция закупается за рубежом. Читайте далее: http://www.vedomosti.ru/politics/news/13785191/pravitelstvo-hochet-pomoch-neftehimii#ixzz2ZPAqZ2vq Это связано с тем, что берутся кредиты например под поставки параксилола или 1-олефинов, а потом получается, что вся продукция уходит за рубеж и заградительные экспортные там пошлины (по идее должны обеспечить следующие переделы дешевым сырьем и способствовать развитию нефтегазохимии) не работают. Найти сырья для следующих переделов нет возможности, а значит нет возможности и найти финансирование под проект.
  7. Заводы строились ради оптимизации прибыли, это все равно что брать на работу неработающих инвалидов ради снижения налогов. Достаточно просчитать цену нэтбэк мазута (транспортная составляющая ох как велика ) без вычета таможенных пошлин , что бы понять, что завод на самом деле с точки зрения мирового рынка мазута не производит добавленную стоимость, а ее уничтожат.
  8. Вариантов может быть не менее 3-х 1. Отвод от Ямал - Европа к площадке на Южном острове Новой Земли или в другом месте. 2. Строительство завода на северной оконечности п-ва Ямал. 3. Новый проект на Балтике ориентированный на каботаж и бункеровку. Это перспективно т.к. суда переходят с мазута на СПГ, а каботажные терминалы позволяют выходить на конечных потребителей минуя газораспределительные сети. Организовать бункеровку и каботаж прямо с завода на Балтике это весьма перспективно. "В будущем близость завода СПГ в Ленобласти к европейским потребителям даст возможность развивать новую перспективную транспортно-распределительную технологию — так называемый «каботажный СПГ». Суть ее состоит в том, что посредством малых танкеров вместимостью 1,25-3 тыс. тонн осуществляется распределение СПГ по локальным терминалам, рассчитанным на годовое потребление СПГ от 30 тыс. до 300 тыс. тонн в год. Данная технология, разработанная компаниями Nippon Steel и Kawasaki Shipbuilding, реализуется в Японии для газификации прибрежных объектов. Она позволяет решить проблему не только доставки газа, но и доступа к ресурсам газа в моменты пиковых нагрузок на газораспределительные сети. Кроме того, развитие промышленных предприятий, получающих каботажный СПГ, не ограничивается возможностями существующей газотранспортной инфраструктуры. Технология каботажного распределения СПГ в Балтийском море будет хорошим дополнением к проекту «Балтийского СПГ». Она позволит производителям газа непосредственно выйти на региональные рынки прибрежных государств, где, согласно статистическим данным, цены газа для промышленных предприятий на 30-40% выше цен, которые платят производителю газораспределительные компании." ( Владимир Имшенецкий, Нефть и капитал №9 2006)
  9. 12-й 5-ти летний план развития КНР. Газохимия и проч. Тут только руководящие указания партии без конкретных цифр. Написано в стиле боевого устава. Понятно, что за невыполнение боевого устава расстрел. "Keep close track of and absorb foreign advanced technology, carry out independent innovation study of basic and common key technology and equipment for olefins, improve the localization rate of technology and equipment." China 12 th 5 yr Plan .pdf
  10. 1. Да нет это привязано к единичной мощности современных агрегатов метанола/ аммиака. 2. эквиметанольные имеется в виду через получение метанола сырца и его дальнейшую конверсию там же дальше по тексту написано метанол в олефины, аромататику, бензин и т.д. ( термин эквиметанольные технологии видимо впервые прозвучал на конференции СПГ и СЖТ в 2004 г во ВНИИГАЗе )
  11. В дополнение к теме некоторые мои рассуждения в блоге http://www.oilforum.ru/topic/27279-minanergo-gotovit-plan-razvitija-gazohimii-i-ne/?p=255849
  12. Несколько запоздалая критика Плана развития нефтегазохимии до 2030 года. (неструктурированные рассуждения ) План развития, нефтегазохимической промышленности разработанный Минэнерго впечатляет. Панируется мощное развитие 4-х и фактическое создание 2-х нефтегазохимических кластеров. Но по прочтении Плана складывается впечатление что, развитие нефтегазохимии в РФ является вспомогательным механизмом позволяющим обеспечить крупномасштабный экспорт природного газа на рынки АТР путем обеспечения утилизации ко-продукции этана и СУГ в олефины и их дальнейшую переработку, а так же корректировать балансы строящихся и планируемых НПЗ. Да согласованность планов по добыче и реализации углеводородного сырья и продуктов его переработки без сомнения важна. Но в плане нет ни одного намека на стремление России к доминированию на рынке за счет использования новых технологий. План развития не решает вопроса дальнейшего роста производства т.к. в конечном итоге рынок сырья для пиролиза (основной способ переработки углеводородного сырья, предлагаемый в Программе) ограничен и в данном случае возможностями копродкукции СУГ и этана и не дают возможности для дальнейшего роста производства мономеров. Нет никаких заявлений о доминировании на мировом рынке полимеров, продукции оргсинтеза, за счет предложения продукции с высокой добавленной стоимостью. В это же время страны Среднего Востока и Индия (новые припортовые НПЗ ) стремятся занять место на рынках Европы и АТР за счет выхода на рынки с продуктами с высокой добавленной стоимостью, в том числе с продуктами конечных переделов, которые сейчас обеспечивают экспортерам со Среднего Востока продвижение на рынки. Спрос на нефть не растет в ЕС в тоже время большая часть потребностей в топливах, полимерах, продуктах орг. синтеза удовлетворяется за счет экспорта. Тем самым фактически РФ теряет рынок. Но ни о каких инновационных сценариях развития нефте- газохимической отрасли в Плане не ведется, Слово «инновации» вообще не встречается в Плане. Первое впечатление от прочтения составители плана явно ничего не слышали о, Стратегии инновационного развития Российской Федерации на период до 2020 года, утвержденной Путиным 8 декабря 2011 г. «Россия ставит перед собой амбициозные, но достижимые цели долгосрочного развития, заключающиеся в обеспечении высокого уровня благосостояния населения и закреплении геополитической роли страны как одного из лидеров, определяющих мировую политическую повестку дня. Единственным возможным способом достижения этих целей является переход экономики на инновационную социально ориентированную модель развития.». План не согласован с развитием многих отраслей промышленности. Так нет упоминаний о развития производства терефталевой кислоты (основное сырье для производства ПЭТФ тары и полиэфирных волокон, в том числе и геотекстиля и конечно для развития текстильного кластера в Ивановской области). Данные продукты получают в процессе нескольких переделов параксилола. Нет никакой информации о развитии производства параксилола. В то время как, отечественная текстильная промышленность не обеспечена сырьем для производства текстиля, и мощностями по его производству Томский НПЗ - Газпромнефть продолжает экспортировать параксилол. В Плане никаких упоминаний о развитии газохимии, как источника сырья для деревопереабатывающей промышленности (речь идет о смолах, используемых при производстве фанеры ДСП, ДВП, МДФ) и др. строительных и мебельных материалов без которых, невозможно решение проблемы индивидуального жилищного строительства в РФ. Но этот аспект развития России намеренно исключен из Плана. А как без смол планируется развитие деревопереработки на Дальнем Востоке и Сибири ? Так в США потребление метанола на душу населения в 8 раз выше, чем в России, но они точно его не пьют. Просто у них строят индивидуальные большие дома из древесных блоков и для них покупают много мебели. Во времена СССР так осваивали БАМ и эти дома (из древесных блоков) до сих пор стоят, как стоят в Салехарде, Ст. Надыме, Пангоды .... (правда облезлую фанеру покрыли сайдингом). Я думаю, что и в Китае люди начинаю жить лучше и им строительные материалы тоже потребуются (фанера, готовые блоки и т.д.) все это невозможно производить без газа. К настоящему так же необходимо добавить, что большинство заводов аммиака и метанола в СССР были построены 40 лет назад и уже давно выработали свой ресурс и были спроектированы в расчете на дешевый газ (не по энергосберегающей технологии). Сейчас Ростехнадзор продлевает по данным экспертизы продлевает сроки эксплуатации оборудования, но это нельзя делать бесконечно (все ведь работает под высоким давление и даже очень. - аммиак 350 ати - хотя давление в колоннах синтеза везде снижено до 280-250). Ресурс производств уже выработан. Не необходимо строить новые заводы, а где строить ? Рядом с газом и рынками сбыта и в этом отношении районы БАМа привлекательны, но нужен комплексный подход (одновременное развитие сразу нескольких отраслей - газопереработка, производство смол, лесопреработка, производство минеральных удобрений. Только комплексный подход способен дань значимый результат. За одно будут возрождены технологии разработанные в РФ . Краеугольным камнем Плана развития являются заградительные пошлины на СУГ и прямогонный бензин. По мнению авторов из Минэнерго заградительные пошлины компенсируют технологическую отсталость российской промышленности, неконкурентноспособные цены в российском капитальном строительстве и значительные транспортные издержки в России. Но в целом возникает вопрос, а зачем нефтяники будут перерабатывать нефть в нафту и субсидировать развитие нефтегазохимии ? Зачем создавать продукты с меньшей рыночной стоимостью (в условиях заградительных ВТП) , чем исходное сырье для обеспечения планируемых газохимических предприятий если эти предприятия не будут принадлежать нефтяной компании ? Существующий сейчас на рынке избыток нафты был создан искусственно недальновидным Минэнерго, которое что бы не допустить непонятной дороговизны народу ввела ВТП на нефть и светлые нефтепродукты, но чуть поменьше, что привело к тому что маржа нефтепеработки в Росиии выросла до $15 на баррель и привела к тому что глубина нефтепеработки в РФ не росла, при этом нефтепеработка субсидировала добычу. Поняв ошибочность принятых ранее решений Правительство снижает ВТП на нефть до уровня цен на светлые нефтепродукты, но при этом естественно производимый избыток прямогонного бензина предлагается перерабатывать в продукты нефтехимии, но с точки зрения оптимизации цены нет бэк. Нефтяным компаниям видимо будет выгоднее сократить переработку нефти до уровня необходимого для обеспечения сырьем вторичных процессов на НПЗ. Развитие же новых НПЗ, в том числе и работающих по нефтехимическим схемам переработки сырья видимо, возможно только на Дальнем Востоке и то в целом без стимулирования производства заградительными ВТП оно не будет конкурировать с аналогичными производствами в КНР и Индии, где удельная стоимость нефтепеработки минимальна. Предложения о росте профицита и производства СУГ и этана в Плане развития обоснованны, но Другим аспектом является то, что фактически за счет высоких вывозных т.п. на прямогонный бензин и СУГ фактически субсидируются низкие цены на сырье для нефтегазомии и использование неэффективных морально устаревших технологий производства мономеров. Фактически за счет введения заградительных ВТП субсидируются устаревшие технологии . Так использование технологий парового дегидрирование позволило на той же ресурсной базе (СУГ) в двое увеличить производство пропилена и бутенов в т.ч. регулировать производство изобутена например для производств синт. каучуков. При этом применяя заградительные ВТП Правительство в первую очередь обкрадывает бюджет и народ России , т.к. лишает бюждет дополнительных доходов связанных с инновационной составляющей технологий и ограничивает развитие технологий позволяющих производить продукцию на мировой рынок в огромных масштабах, тем самым выводя страну и ее компании на путь международной конкуренции. По нашему мнению в План развития необходимо внести коррективы, касающиеся развития Дальневосточного и Восточносибирского газохимических кластеров позволяющие дать реальным толчок развитию регионов и получить значительный прирост ВВП при существенно меньших объемах добычи природного газа. В чем наши предложения по уточнению Плана ? 1) Не стремится к гигантомании и к добыче 50-60 млрд. м куб в год по газу. , а сосредоточится на инновационных технологиях переработки природного газа в традиционные продукты нефтехимии олефины, ароматика, парафины и традиционные продукты газохимии метанол и аммиак и их последующие традиционные переделы. Начать переработку с нескольких миллиардов куб. в год и далее наращивать в год по 1-3 млрд. м куб. Вводя в строй новые технологические линии. Согласовывать ввод производств с развитием внутреннего спроса и вводом мощностей по дальнейшей переработке в конечные товарные продукты. 2) Решить проблему выделения гелия, в сбалансированных с рынком объемах, малой кровью используя интегрированные газохимические процессы с получением аммиака, метанола, парафинов (синтез ФТ) и олефинов и ароматики по эквиметанольным технологиям. При этом гелиевый концентрат получается как побочный продукт газохимических производств.Это позволяет решить проблему создания хранилищ для гелиевого концентра (не потребуются) и создания дорогостоящей инфраструктуры для его извлечения необходимой для комплексной подготовке природного газа с месторождений Якутии и Иркутской обл. к дальнему транспорту (будет существенно упрощена); 3) Сфокусироваться на удовлетворении потребностей внутреннего рынка и разработать меры их стимулирования в первую в производстве строительных материалов, жилищном и дорожном строительстве. Производство карбамида и метанола в регионе даст существенные преимущества в развитии лесопереаботки – производство производстве фанеры, ДСП, ДВП, МДФ, доступных строительных материалов для массового жилищного строительства. 4) Использовать ресурсосберегающие технологии переработки пропан-бутана в олефины.– паровое дегидрирование. 5) Сфокусироваться на инновационных технологиях переработки газа. 6) ВТП и акцизы на продукты газохимии заменители нефтехимичексих продуктов должны быть установлены на уровне 0-5% от цены реализации, как это установлено для СПГ, и традиционных продуктов газохимии. 7) Проекты связанные с созданием инфраструктуры по по газопраспределению (для обеспечения внутреннего рынка включая слады СУГ) , должны проходить предварительный публичный конкурсный отбор по принципу максимальной социальной значимости, одним из государственных регуляторов, после чего отобранные проекты могут получить поддержку со стороны региональных и федеральных органов гос. управления и возможность льготного кредитования и гос. гарантий для кредитных организаций. Это позволит реализовывать социально значимые, но экномически маргинальные проекты, связанные с коммунальным газораспределением и одновременно решит проблему наиболее полной утилизации ПНГ . Почему нет необходимости выделять концентрат гелия непосредственно на промысле с последующей закачкой его в пласт на хранение ? • С 1999 г по 2011 добыча гелия в США упала с 19300 до 12000 т в год • Запасы гелия в США с 1999 г по 2011 год сократились с 166000 до 68300 тонн. • Экспорт гелия из США с 1999 г по 2011 год вырос с 4540 до 13900 тонн в год • Если отбор из хранилищ будет и далее продолжаться в том же темпе, то через 7-8 лет накопленные в США запасы гелия будут исчерпаны (отбор 10400 т в 2011 году) . Рисунок 1. Данные http://minerals.usgs.gov/ds/2005/140/ds140-heliu.pdf Согласно, представленных данных (рис 1) есть все основания полагать, что Россия займет место США в экспорте гелия при условии, что в ближайшее десятилетие в России в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока будут внедряться газохимические технологии переработки природного газа. Скажем если мощность всех газохимических производств составит 20 млрд. м куб газа в год и содержание гелия составит 0.2% об, то в качестве копродукции газохимических производств будет производиться гелиевый концентрат с содержанием гелия до 6500 т. в год. При таких объемах производства гелия рынок по гелию будет сбалансирован. В тоже время в России появится крупнейших газохимический комплекс, который будет, несомненно, более прибыльный, чем аналогичные комплексы, построенные в КНР на угольной сырьевой базой. Почему технологии переработки природного газа в будущем вытеснят нефть из процессов получения традиционных продуктов нефтехимии – непредельные и предельные соединения и ароматические соединения ? Рисунок 2. Прогнозы согласно которых газ в 21 веке будет основным энергоносителем. Прогноз был сделан математиком Чезаре Марчетти в 70-е годы 20 века. Пунктирной линией показана альтернативная энергетика (Чезаре предполагал, что это будет энергия солнца.). http://www.cesaremarchetti.org/archive/scan/MARCHETTI-007.pdf Изучив динамику проникновения на рынок новых технологий и замещения ими старых Чезаре Маркетти опубликовал гениальный прогноз согласно прогнозов Чезаре в первой половине 21 века основным энергоресурсом в мире станет природный газ. Прогнозы Чезаре оказались очень реалистичными. Разработка ГТУ установки комбинированного цикла действительно позволили преобразовывать теплотворную способность природного газа в эл. энергию с КПД достигающим 60%., что привело к активному использованию газа в энергетических проектах . Разработанные в 20-30 годы газохимические процессы привели к тому , что газ практически полностью вытеснил уголь и нафту из процессов производства метанола, аммиака в мире. В настоящий момент наметилась тенденция замещения продуктов первых переделов нефтехимии (олефины, ароматика, циклические и линейные предельные соединения) традиционно производимых из нефти на продукты, получаемые из природного газа и метанола по технологии Фишера Тропша и эквиметанольным технологиям). На мировом рынке конкуренция началась с компании Sasol первой осознавшей выгоды, которые дает переработка первичного продукта синтеза ФТ на кобальтовом и железном катализаторах. С падением режима апартеида отпала нужда в производстве топлив для армии и Sasol переориентировалась на переработку первичного продукта синтеза ФТ в продукты в продукты с высокой добавленной стоимость, для получения которых требовалось только разделить первичный продукт синтеза на исходные компоненты (н-парафины, а-олефины и н-спирты). Задача непростая, но как оказалось вполне решаемая. Это позволило компании не только сохранить свое изначально маргинальное ( с точки зрения экономики) производство, но и завоевать значительные доли на рынках н-парафинов, альфа-олефинов и н-спиртов. На сегодняшний день спецификации предприятий Сасол насчитывает более сотни различных видов продуктов. Многие из них исключительны благодаря, свойства исходного сырья обладают востребованной добавленной стоимостью, например из-за отсутствия примесей (растворители для орг. синтеза, или полностью биодеградируемые синтетические буровые растворы (не содержат не биодеградируемой ароматики )) или благодаря линейной структуре н-парфины С40+ от Sasol являются отличным модификатором битумов и нашли широкое применение при производстве асфальтобетона и так далее. Но рынок продуктов получаемых из продуктов синтеза ФТ все же мал и не превышает суммарно и 10 млн. тонн, совсем иное дело с производством этилена и пропилена и концентрата ароматических по эквиметанольным технологиям. Тут есть, за что бороться это динамично развивающиеся рынки, суммарно превышающие 250 млн. т в год. с ростом 4-5% в год. Есть и кому бороться. С одной стороны это конечно нефтехимические компании АТР в диверсификации сырья, с целью избежать рисков потери прибыли/рынка из-за роста цен на нефть (нафту) . (SINOPEC Hyundai, LG Chem, Samsung, ), а с другой стороны это конечно национальные нефтегазовые компании в странах стремящихся монетизировать богом данные запасы газа. В первую очередь сюда можно отнести компании нефтехимической отрасли, заинтересованные в монетизации своих запасов природного газа. В первую очередь это национальные газовые компании таких стран как Катар, Иран, Ирак, Россия, Австралия, Новая Зеландия, Страны Южной Америки и Африки. По нашему мнению, в ближайшие годы начнется существенное изменение структуры нефтехимического рынка за счет широкого внедрения эквиметанольных технологий. Эквиметанольные технологии позволяют получать традиционные продукты нефтехимии (олефины, арены) из метанола, угля и природного газа. Основной движущей силой внедрения эквиметанольных технологий в промышленность является ценовой дифференциал между ценой единицы теплотворной способности альтернативных энергоносителей. Так в США и других странах с большими ресурсами природного газа отношение нетбэк цен на нефть и газ за единицу теплотворной способности в диапазоне 4-5. . Благодаря такому соотношению цен на сырье процессы эквиметанольной конверсии природного газа в продукты традиционной нефтехимии становятся высокорентабельными. По нашим оценкам к 2016-17 г. годовое производство метанола в интегрированных процессах ( МТО, МТА, MTG) превысит суммарное годовое производство рыночного метанола и достигнет 50-60 млн. т в год. Ожидается, что КНР в период 2015 - 2025 гг полностью прекратит импорт, БТК и олефинов, перейдет на их производство по газохимическим схемам из угля. Пока эквиметанольные технологии позволяющие заменить нафту привязанную по цене к нефт активно внедряются и разрабатываются только в КНР. Так уже построено 4 завода по технологии МТO (метанол в олефины) установочной мощностью 1.9 млн т в год по олефинам. К 2016 году по 5-ти летнему плану таких заводов должно быть 16. с установочной мощностью 9 млн. т в год. Синопек в прошлом году ввела в строй опытную установку по алкилированию толуола метанолом в параксилол пока всего на 200 тыс. тонн. Ценовой дифференциал параксилол/толуол порядка $250 на тонну , что позволяет снизить затраты на закупку дорогого параксилола (цены на АТР рынке доходят до $1750 за тонну) на толуол. В феврале в КНР пущена первая в мире опытная установка на 20 тыс. тонн в год по продукту по технологии MTA (метанол в ароматику). Но производство метанола из природного газа намного дешевле и проще чем из угля. Расчеты показывают, что при ценах на олефины и концентрат ароматика на уровне $1300 (реальные цена на рынках АТР на указанные продукты доходят до 1700 – 1800 за тонну) крупнотоннажные технологии производства углеводородов по эквиметанольным технологиям основанные на технологической схеме с использованием АТР (автотермического реформинга) рентабельны при ценах на природный до $190-200 за 1000 м куб. С учетом того, что в современных проектах монетизации природного газа, через СПГ, метанол, транспортные затраты на в пересчете на 1000 м куб. природного газа составляют $150- 200 на 1000 м куб. Варианты монетизации запасов газа по эквиметанольным технологиям являются весьма перспективными. В том числе и для России в особенности при монетизации запасов и ресурсов газа Якутии и Иркутской обл.. При этом побочно будут решаться и проблемы выделения гелия (если речь идет месторождениях Якутии и Иркутской обл. ). Т.к. сдувочный газ с производства метанола это по существу готовый концентрат гелия состоящий после отделения Н2 CO2, СO, СH4 только из гелия, аргона и азота. На заводах СПГ в Катаре гелий извлекают из газов сдувки т.к. при производстве СПГ гелий не ожижается и в СПГ не растворяется и уходит в сдувку. То же самое можно реализовать и при производстве олефинов, ароматики из природного газа. Таким образом, налицо есть окно возможностей по созданию крупного газохимического кластера в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке с возможностями не только удовлетворять рынок АТР сырьем первых переделов традиционных процессов нефтехимии, но и наладить их дальнейшую переработку в конечные товарные продукты. Следует отметить, что сейчас в мире активно развиваются технологии прямой конверсии природного газа в этилен по технологии окислительной конденсации метана. В этом направлении активно работают такие гиганты как DOW, LG Chem, не так давно небольшая исследовательская фирма Силлурия получила грант $30 млн. на доведения этого процесса до стадии опытной масштабируемой установки. Возможно, в очень скором времени эти технологи начнут конкурировать с эквиметанольными технологиями. Технический прогресс не остановить. С уважением, Жду критики и замечаний.
  13. http://ugra-news.ru/article/27514 Аллегория на наш нефтегаз . В дойках коровы НДПИ и Вывозные ТП.
  14. Я не ратую за гигантоманию при которой к тому же транспортная составляющая и подготовка к транспорту просто дорога , а ратую за скромные проекты с расходом газа в миллиарды кубов и постепенным наращиванием производительности . К этому можно добавить, что большинство заводов аммиака и метанола в СССР были построены 40 лет назад и уже давно выработали свой ресурс и были спроектированы в расчете на дешевый газ (не по энергосберегающей технологии). Сейчас ростехнадзор продлеват по данным экспертизы продлеват сроки эксплатации оборудования, но это нельзя делать бесконечно (все ведь работает под высоким давление и даже очень. - аммиак 350 ати - хотя давление в колоннах синтеза везде снижено до 280-250) , когда-то наступит предел и нужно будет строить новые заводы, а где строить ? Рядом с газом и рынками сбыта и в этом отношении районы БАМа привлекательны, но нужен комплексный подход (одновременное развитие сразу нескольких отраслей - газопереработка, производство смол и лесопреработка и конечно эквиметанольные технологии МТА (в ароматику), МТО, МТР (в пропилен) ) и главное при достаточном качестве вся это продукция экспортно способна и будет восстребована и в центральной части России. Можно еще добавить что сейчас в КНР установочная мощность производств МТО и МТР 1.9 млн. тонн в год что в пересчете на метанол будет 1.9*2.9 = 5.5 млн. тонн в год, а учетом их планов по пятилетнему плану развития углехимии у них в 2016 г. установочные мощности составят по этой технологии 9.1 млн. т в год = 26-27 млн. т в год по метанолу. Для сравнения весь мировой рынок метанола сейчас это 50-60 млн. т в год. Вот это развитие вот где темпы . Кстати у них по пятилетнему плану до 2015 г средние темпы роста ВВП 7%, а в прошлом году было более 9% в этом пока тоже больше 7% . Вот так. Это написано в Плане развития нефтегазохимии до 2030 г. утв . Минэнерго в 2012 году. Там именно делается ставка пиролиз. Странный документ, там нет например ничего про производство ПЭТФ из параксилола через терефталевую кислоту, что реально нужно делать. Нет ничего про производство смол для лесопереработки (а это очень выгодно и востребовано). Не знаю кто его писал. Вот ссылка читайте www.uglerodtophim.ru/download?download=9 На сайте Минэнерго есть краткая презентация к этому тексту. Первое впечатление от прочтения Плана развития было такое - наверно авторы думают что Нефтегазохимия это такая класная чувиха которая удовлетворяет потребности нефтегазового комплекса утилизируя побочные продуты и все. План развития нефтегазохимии до 2030 .pdf
Другие наши проекты
×
×
  • Create New...
Яндекс.Метрика