Газохимические технологии в системах утилизации природных газов.

      Одна из важнейших задач современной энергетики ? создание и внедрение в нефтегазовую отрасль технологических процессов, которые позволят сохранить для потомков максимальный объем невозобновляемого энергетического углеводородного сырья: газа, нефти и конденсата. Особенно остро стоит проблема с попутным нефтяным газом (ПНГ), растворенным в нефти и выделяющимся из неё при сепарации. Это ценнейшее углеводородное сырьё, значительная часть которого из-за отсутствия экономически эффективных технологий переработки сжигается на факелах по всей Западной Сибири, в Поволжье и в других нефтедобывающих регионах. Только по официальным данным в мире ежегодно сжигается более 100 млрд. кубометров попутного нефтяного газа, в том числе в России - 14,5 млрд. кубометров (по американским оценкам на основе анализа спутниковых данных в России сжигается 60 млрд. кубометров газа в год [1]).
      В результате в России степень извлечения пропан-бутановой фракции значительно ниже, чем в США и других крупных газодобывающих странах, а степень извлечения этана не превышает нескольких процентов. Реально извлекается от потенциала не более 7-8% этана и ~45% пропан-бутанов. При сопоставимом с США уровне добычи природного газа, объем производства легких углеводородных фракций в России в 5 раз меньше, чем в США, а при добыче нефти подвергается переработке только 40% попутного газа, а остальные 60% (примерно 18 млрд м3) сжигаются [2]. Как химическое сырьё у нас используется только 1,5% попутного нефтяного газа.
      Согласно оценкам Международной энергетической ассоциации (IEA), потеря по крайней мере 30 млрд м3 газа в год - более 20% российского экспорта в европейские страны ОЭСР - может быть предотвращена за счет внедрения современных технологий и мер по повышению энергоэффективности для снижения утечек и эмиссии углеводородных газов при их транспортировке и распределении и факельном сжигании на нефтяных месторождениях [1].
      Но проблема в том, что если рассматривать ПНГ как товарную продукцию нефтяной компании, то его цена должна соответствовать реальному уровню затрат на добычу, сбор, подготовку и транспорт газа на газоперерабатывающие предприятия или в магистральный газопровод. Однако экономические расчеты показывают, что учет всех затрат при транспорте ПНГ на удаленные ГПЗ с применением компрессорной технологии выводит его себестоимость на уровень, в несколько раз превышающий его отпускную цену. Поэтому сегодня утилизация ПНГ добывающим компаниям невыгодна.
      Другой острой проблемой является поиск путей рациональной утилизации быстро растущих ресурсов низконапорных газов (ННГ). По мере разработки месторождения пластовое давление постепенно снижается, и неизбежно наступает момент, когда без крупных инвестиций в дорогостоящие подготовительные мероприятия добыча газа становится нерентабельной. Понятие "низконапорные газы" до настоящего времени не имеет строгого обоснованного определения. "Газовики" под этим понятием подразумевают природные газы, имеющие низкое давление на устье добывающей газовой скважины, которого уже не хватает для подачи на компрессорную станцию (КС) или установку комплексной подготовки газа (УКПГ). "Нефтяники" подразумевают под ННГ газы концевых ступеней сепарации нефти, не имеющих достаточного запаса энергии для транспорта газа от установки подготовки нефти (УПН) на газоперерабатывающий завод. Но понятие ННГ шире и должно отражать весь комплекс характеристик, а не только "напор", не устраивающий сегодня предприятия ОАО "Газпром". В целом, под категорию низконапорного попадает (15 - 20)% извлекаемых отечественных запасов газа. Проблема утилизации ННГ обостряется по мере истощения крупных газовых месторождений. Даже по самым оптимистичным прогнозам в ближайшее десятилетие объем ННГ в выработанных газовых месторождениях только в Западной Сибири будет исчисляться триллионами кубометров.
      Учитывая, что регионы с падающей добычей обладают всей необходимой инфраструктурой, квалифицированным персоналом и социальной сферой, организация переработки ННГ на месте добычи позволит на долгие годы продлить эксплуатацию этих месторождений, организовать производство ценнейших продуктов, решить социальные задачи занятости населения и развития регионов. С точки зрения экономичности утилизация ННГ имеет бесспорное преимущество перед ПНГ по остаточному давлению и возможности бескомпрессорного транспорта на небольшие расстояния, например от газового месторождения до поселковой теплоэлектростанции.
      Представляет также интерес оживление ныне законсервированных разведочных скважин и других забалансных источников газа с целью его переработки. Стоимость газа из таких источников будет определяться в основном необходимыми затратами на обустройство и эксплуатацию, так как дорогостоящее бурение уже осуществлено, а в компримировании газа ещё нет необходимости.
      Реальным ключом к решению проблемы утилизации низконапорных и попутных нефтяных газов могут стать газохимические GTL-технологии. Классические процессы получения синтез-газа методом паровой или парокислородной конверсии углеводородных газов и на его основе метанола и синтетических моторных топлив за последние годы доведены до высокой степени совершенства. Но даже при этом, как показывают технико-экономические расчёты, такие производства экономически обоснованы только при производительности по продуктам в сотни тысяч тонн в год. При существующих ценах на сырьё, оборудование и энергоносители и тенденции к непрерывному росту потребности в производимой ими товарной продукции, эта граница лежит в области 250-300 тысяч тонн в год.
      Представить такое производство на нефтепромысле достаточно сложно. А создать и пустить в эксплуатацию такое производство в России сейчас под силу только немногим крупным компаниям. Сегодня в российском ТЭКе появились независимые нефтегазодобывающие предприятия, являющиеся лидерами отрасли по вводу в эксплуатацию новых месторождений. Как правило, они разрабатывают малые и средние месторождения. За последние годы ими были введены в эксплуатацию около половины новых нефтегазовых месторождений.
      Для таких компаний в краткосрочной перспективе выходом может быть приобретение в Европе или США не выработавших ресурс метанольных заводов и перемещение их на свои промыслы. Сегодня экономическая ситуация, прежде всего, резко выросшие цены на углеводородное сырье, вынуждает европейские и американские нефтехимические компании останавливать и продавать действующие заводы по производству метанола из природного газа. В связи с этим появляется возможность дешевого приобретения этих заводов и, после проведения реконструкции и адаптации к условиям конкретного региона России, их повторный пуск. Расчеты показывают, что такая схема окупится значительно быстрее, чем инвестирование в новое строительство.
      В долгосрочном плане необходимо создание спектра различных по производительности, принципу действия и оптимальной области применения малотоннажных GTL-установок. Несмотря на наличие ряда отечественных разработок в этой области, пока ни одна из них не доведена до уровня отработанной промышленной технологии. В СССР при преимущественной ориентации на крупные источники нефти и газа в них практически не было потребности. Сегодня в России более половины углеводородного сырья добывается на малых и средних нефтегазовых месторождениях, и потребность в малотоннажных установках по переработке природного и попутного нефтяного газа значительно возросла. Еще более обострили проблему ратификация Россией Киотского протокола и постепенное истощение крупных нефтяных и газовых месторождений. Поэтому малотоннажные установки глубокой переработки углеводородных газов, основанные на GTL-технологиях, являются реальным решением проблемы утилизации низконапорных природных и попутных нефтяных газов.

      В настоящее время от нефтегазового месторождения до ближайших потребителей - газоперерабатывающих и нефтехимических заводов - доходит в лучшем случае ПНГ первых ступеней сепарации нефти, газ же концевых ступеней сепарации, в котором содержатся наиболее ценные компоненты (до 40% С3+), сгорает на факелах. При этом горит не только метан - основной компонент углеводородного газа, но и широкая фракция углеводородов: этан, пропан, бутан, пентан, гексан и прочие. В результате извлекается не более 25% компонентов С3-С4 от их потенциала в пластовом газе, а в атмосферу выбрасываются сотни тысяч тонн вредных веществ - оксидов углерода, азота, углеводороды, сажа. Зачастую исходные продукты даже менее вредны для окружающей среды, чем продукты их сгорания. Проблема рационального использования ПНГ - важнейшая государственная проблема, причем проблема комплексная: экономическая, техническая, экологическая.

      Несмотря на кажущееся обилие вариантов утилизации ННГ, реально на небольшом удаленном месторождении рассматриваются лишь следующие:

• 1. Подготовка газа и подача его с использованием компрессорных станций в магистральный газопровод;
• 2. Выработка тепловой и электрической энергии с использованием газопоршневых или газотурбинных агрегатов;
• 3. Комбинированный вариант: выработка тепловой и электроэнергии на месторождении для обеспечения собственных нужд и транспорт излишков газа потребителю.
  
  

      Варианты строительства на труднодоступном месторождении с небольшими ресурсами установок по сжижению нефтяного газа, установок получения моторных топлив, установок по производству метанола обычно не рассматриваются ввиду убыточности, хотя заслуживают внимания энергохимические установки, позволяющие параллельно с выработкой тепловой и электрической энергии получать метанол или моторное топливо.
      При анализе технико-экономических показателей различных вариантов важно учитывать капитальные вложения, эксплуатационные затраты и другие показатели с учетом всего срока эксплуатации месторождения. Производство электроэнергии один из наиболее эффективных способов утилизации ННГ. Этот вариант позволяет не только хотя бы частично решить проблему утилизации газа, но и вернуть вложенные в проект деньги, получив при этом прибыль за счет сокращения затрат на покупку электроэнергии.
      Создание локальных энергогенерирующих мощностей для обеспечения собственных потребностей и повышения экономичности и надежности энергообеспечения стало одним из перспективных направлений развития отечественной энергетики. По оценкам экспертов, в ближайшие 10 лет распределенное производство электроэнергии займет до 20% от всего ее производства. В северных регионах в холодные периоды оно может достигнуть 50%. Ее выработка за счет использования газа в качестве первичного энергоресурса достигнет 28%, опережая темпы роста других традиционных энергоносителей [3]. Однако из-за неразвитости промышленной инфраструктуры основных нефтегазодобывающих регионов их потребность в энергии весьма ограничена и связана, главным образом, непосредственно с промысловыми нуждами. Поэтому, оценивая перспективы утилизации ННГ в энергетике, необходимо рассмотреть периоды жизни нефтяного месторождения, которые мало отличаются от периодов жизни газового месторождения (рис. 1).
      

Рис. 1. Динамика промысловой добычи нефти, газа и жидкости

• Первый период (а-b) - период развития. Для него характерен резкий рост объемов добычи нефти и газа в связи с вводом и освоением новых скважин. Нефть с небольшим содержанием воды транспортируется на УПН по трубопроводам. Нефтяной газ горит на факелах.
• Период максимальной добычи нефти (b-с). Обводненность еще не достигла критических значений, количество и давление газа еще достаточно для обеспечения собственных нужд в теплоэнергетике, выработанной на газотурбинных установках (ГТУ) или газопоршневых теплоэлектроагрегатах (ГПТЭА).
• Период "падающей" добычи характерен ростом обводненности продукции скважин, мощности по подготовке и перекачке жидкости работают на максимальном режиме. Это наиболее "аварийный" период, т.к. повышается коррозионная активность перекачиваемой среды, возникает необходимость в системе поддержания пластового давления. Количество газа уже не хватает для выработки собственной электроэнергии и необходима подпитка из сетей РАО "ЕЭС".

      
Длительность периодов зависит от многих объективных и субъективных факторов, а само деление на периоды условно. Однако это позволяет выявить подходы к стратегии обустройства и выбору мощности единичного технологического модуля для подготовки и переработки газа. С точки зрения выбора технологического оборудования для обустройства месторождения очевидно, что при такой динамике развития нельзя подобрать оборудование на какую-то усредненную производительность на весь период жизни месторождения. Необходим модульный принцип подбора оборудования для обеспечения оптимальных условий эксплуатации в каждом из периодов освоения: наращивание модулей по мере ввода скважин в эксплуатацию и выведения из работы модулей в период падающей добычи.
      Под модулем подразумевается технологическая цепочка какого-то цикла: "сепаратор-компрессор-колонна"; "емкость-насос-трубопровод" и т.п. Поскольку характеристики турбокомпрессора или колонного оборудования имеют весьма узкий диапазон оптимальных режимов, при выборе оборудования приходится подбирать производительность единичного модуля, стремясь к максимальной его загрузке. Анализ показывает, что при увеличении числа единичных технологических модулей с одной стороны повышается коэффициент использования оборудования и соответственно коэффициент утилизации газа (КУГ) а с другой - существенно повышается стоимость оборудования, т.е. задача сводится к поиску компромисса между КУГ и затратами на оборудование. Таким образом, КУГ имеет реальные пределы, выше которых нефтяная компания, являющаяся зачастую самым крупным, а то и единственным плательщиком в бюджет района, терпит убытки, в результате и субъект Федерации и компания оказываются в проигрыше.
      При существующих ценах на ПНГ нефтяная компания может иметь прибыль только при строительстве и эксплуатации газовой теплоэлектростанции (ГТЭС), обеспечивающей тепловой и электрической энергией данное месторождение или группу месторождений. Все остальные варианты утилизации ПНГ ввиду несовершенства технологий, дороговизны оборудования и материалов ведут к убыткам. Совершенно иной результат может быть при использовании природного низконапорного газа для обеспечения тепловой и электрической энергией поселков и городов данного региона. Положительный опыт уже есть в Западной Сибири в г. Надым.
      При естественном стремлении газовой или нефтяной компании как можно быстрее выйти на максимальную добычу углеводородов и при слабом контроле со стороны государства за темпами отбора сокращается длительность периода максимальной добычи из-за падения пластового давления, подтягивания пластовой воды и т.п., что неизбежно приближает период "низконапорного газа".
      Как правило, малые месторождения находятся в собственности небольших компаний, у которых отсутствует перспектива продажи газа, а возможности его использования для энергетических целей весьма ограничены. Так как небольшая газотурбинная электростанция мощностью 1,5 Мвт потребляет всего 0,4 м3 газа на выработку 1 кВт-ч электроэнергии, затраты газа на производство энергии значительно ниже дебита даже небольшого месторождения. Кроме того, использования ПНГ в качестве топлива для турбин или газодизелей с экологической точки зрения оказывается не самым лучшим, так как при этом вместо вредных веществ 4 класса опасности производится выброс в атмосферу веществ второго и третьего классов.
      Определенные перспективы, а во многих случаях и единственный способ вовлечения в промышленную эксплуатацию газа малых месторождений, расположенных вдали от магистральных трубопроводов, даёт организация на месте добычи глубокой переработка газа. В качестве первичных продуктов такой переработки в принципе можно рассматривать синтетические углеводороды (СЖУ, продукты Фишера-Тропша) и получаемое на их основе синтетическое моторное топливо, а также метанол, диметиловый эфир (ДМЭ) и этилен. Выбор в каждом конкретном случае определяется наличием потребителей или условий для транспортировки, особенно для ДМЭ и этилена, являющихся при нормальных условиях газами.
      В большинстве случаев рассматривается выбор между синтетическим моторным топливом и метанолом. Однако при существующих и перспективных ценах на эти продукты и относительных затратах на их производство получение СЖУ и синтетических моторных топлив в условиях удаленных отечественных промыслов может быть оправдано только в масштабах местного потребления, либо наличием условий для транспортировки СЖУ по существующим нефтепроводам в составе (и по цене) добываемой нефти.
      Более перспективным продуктом промысловой конверсии углеводородных газов является метанол - универсальный химический продукт, имеющий широкое практическое применение в качестве сырья для производства большой гаммы нефтехимических продуктов. Что касается ДМЭ, то метанол и ДМЭ легко конвертируется друг в друга, поэтому с точки зрения и производства и потребления они рассматриваются как практически эквивалентные продукты. Кроме того, имеются промышленные процессы конверсии метанола и в моторное топливо и в этилен.
      Интерес к производству метанола на промыслах связан также с его потреблением для борьбы с образованием кристаллогидратов при добыче и транспортировке углеводородов. Согласно оценкам, затраты на эти цели составляют до 20% от промысловой себестоимости газа и поглощают до 5?8% от всех капитальных затрат в газодобывающей промышленности. Поэтому проблема производства и транспортировки метанола на промыслы будет обостряться по мере продвижения основных российских месторождений нефти и газа на восток и в заполярные регионы, а также в связи с ростом удельного веса мелких газовых месторождений.
      Уникальные условия России: удаленность основных нефтегазовых месторождений от транспортных артерий и центров промышленной инфраструктуры, суровый климат, требующий большого количества метанола для предотвращения гидратообразования, высокая стоимость доставки метанола в районы промыслов диктуют необходимость создания ориентированной на районы газо- и нефтедобычи малотоннажной технологии переработки углеводородов в метанол. Потребность в метаноле, только в районе Уренгоя, составляет примерно 100 тысяч тонн в год, а по всей стране достигает 300 тысяч тонн в год. Доставка метанола на промыслы Крайнего Севера как минимум удваивает его стоимость, а для некоторых месторождений, в частности Ямала, зачастую вообще отсутствует возможность его доставки.
      Концепция создания малотоннажных промысловых установок в принципе отличается от крупнотоннажных процессов и базируется на блочно-модульном исполнении, при котором завод-изготовитель выпускает отдельные модули в виде законченных изделий высокой заводской готовности. Это позволяет свести монтажные работы на месте строительства в основном к монтажу блоков и прокладке внешних коммуникаций. Необходимы также принципиально новые технологические решения, позволяющие сделать процесс получения метанола более простым и рентабельным в условиях малотоннажного производства.
      Можно выделить два основных направления в разработке малотоннажных газохимических процессов:       

двухстадийные технологии на основе предварительной конверсии углеводородов в синтез-газ и одностадийные технологии на основе прямого окисления углеводородных газов. В первом случае усилия сводятся в основном к созданию более компактных и менее энергозатратных процессов получения синтез-газа. Среди разрабатываемых новых отечественных малотоннажных технологий можно отметить следующие основные подходы к получению синтез-газа:

      
• традиционные методы получения синтез-газа путем паровой или парокислородной конверсии (ВНИИГАЗ, ООО "ОМЗ-Нефтегазовые проекты", "Метапроцесс", Центр ЮКОС, ООО "Фастинжиниринг");       
• получение синтез-газа на базе энергохимических технологий с использованием газодизельных двигателей (ИНХС РАН, ИВТАН, "Энергосинтоп");
• получение синтез-газа на базе ракетных технологий (ИНХС РАН, НПО "Энергомаш", ФГУП "Исследовательский центр им. М.В. Келдыша");
• использование высокотемпературных ядерных реакторов (Институт атомной энергии им. И.В.Курчатова, Центр "Кортэс").

      Известны работы по использованию для получения синтез-газа газовых турбин.
      Одностадийная технология на основе прямого окисления углеводородных газов в метанол разрабатывается в ИХФ РАН и ИПХФ РАН совместно с ООО "АМТЕК инжиниринг". Кроме того, в ИХФ РАН совместно с ВНИИОС разрабатывается процесс окислительной конденсации метана в этилен.
      Работы по созданию генератора синтез-газ (ГСГ) на основе модифицированного газодизеля проводились на протяжении последних лет в ряде организаций. Принципиальная возможность такого метода была предложена в пятидесятые годы прошлого века. Исследования проводились как в нашей стране, так и за рубежом. В Институте высоких температур (ИВТАН) была создана опытно-промышленная установка, в которой синтез-газ получают в газодизеле, а затем в каталитических реакторах получают метанол, высокооктановый бензин или диметиловый эфир. Научно-исследовательские работы, выполненные в Экспериментальном комплексе "Новые энергетические технологии" ИВТАН позволили создать базу для разработки промышленной установки, в которой в качестве ГСГ применён модифицированный тепловозный газодизель Д-49 (рис. 2).


      Рис. 2. Блочно-модульная энергетическая установка "Энергосинтоп"       Преимуществами такого ГСГ является его компактность и многофункциональность. Газодизель одновременно является приводом электрогенератора, что делает установку привлекательной в качестве промысловой установки, утилизирующей природный или попутный нефтяной газ и генерирующей тепловую и электрическую энергию. ООО "АМТЕК инжиниринг" совместно с ЗАО "ЭНЕРГОСИНТОП инжиниринг" и рядом проектных и исследовательских организаций является Генеральным проектировщиком установки. Для организации промышленного выпуска предстоит решить ряд научных и организационных проблем.
      Ведутся теоретические и опытно-исследовательские работы по изучению возможности использования в качестве генератора синтез-газа ракетного двигателя с последующим получением метанола, диметилового эфира и высокооктанового топлива. На экспериментальной установке Приморского НТЦ были получены многообещающие результаты [4]. На наш взгляд этот метод имеет большие перспективы.
      Аналогичные работы ведутся в Исследовательском центре им. М.В. Келдыша. Создана установка на основе трехкомпонентного генератора синтез-газа, использующая опыт создания жидкостных ракетных двигателей (рис. 3). Это позволяет спроектировать весьма перспективную, на наш взгляд, промысловую малотоннажную установку получения метанола. ООО "АМТЕК инжиниринг" совместно с Центром им М.В.Келдыша ведет предпроектную проработку такой установки.


      Рис. 3. Реактор парокислородной конверсии метана ФГУП "Центр им. М.В.Келдыша", выполненный по технологии ЖРД (диаметр 40мм, длина 900мм). Выход водорода с 1 м3 реактора составляет 1600 г/м3 c.       
Очень привлекателен метод получения метанола прямым гомогенным окислением углеводородов. В качестве окислителя может применяться как кислород, так и воздух. Полученные результаты хорошо согласуются между собой и с результатами кинетического моделирования процесса. Это дает надежду на отсутствие проблем при масштабировании процесса и воспроизводимость результатов при сопоставимых условиях, что было подтверждено при испытаниях пилотной установки на Шебелинском газоконденсатном месторождении. При прямом окислении при давлении не более 7,0 МПа даже при однократном проходе через реактор можно с уверенностью получать метанол с суммарным выходом более 20 кг на 1000 м3 природного газа.
      Присутствие даже небольших добавок более тяжелых углеводородов не только значительно снижает температуру и рабочее давление процесса, но и заметно повышает выход целевых продуктов, что является положительным фактором при переработке попутного нефтяного газа, в составе которого в значительных количествах содержатся тяжёлые углеводороды.

      Метод прямого окисления компонентов природного или попутного нефтяного газа кислородом воздуха позволяет решить проблемы:

• утилизации низконапорных газов газовых месторождений;
• утилизации попутных нефтяных газов;
• загрязнения атмосферы за счет эмиссии тяжелых углеводородов;
• получения метанола для собственных нужд нефтегазовых компаний.

      Технология получения метанола из природного или попутного нефтяного газа путем прямого окисления может быть адаптирована к углеводородам любого состава, не требует большого количества расходных материалов, не использует катализаторы и поэтому нечувствительна к примесям в перерабатываемом газе. На основании проведенных исследований можно сказать, что процесс прямого окисления метана в метанол имеет следующие принципиальные достоинства:

• возможность создания модульных, автоматизированных установок, обслуживание которых не требует многочисленного персонала, а слабая зависимость себестоимости продукции от масштабов производства делает возможным их рентабельную эксплуатацию;
• отсутствие дополнительных затрат тепла на превращение углеводородов, что позволяет считать процесс энергосберегающим;
• возможность использования побочных кислородосодержащих продуктов (формальдегида, этанола) как товарных продуктов или для повышения эффективности самого производства, что позволяет сделать его экологически чистым и безотходным;
• большая гибкость относительно состава сырья, позволяющая перерабатывать углеводородные газы различного состава, в том числе попутные нефтяные газы, ШФЛУ и др.;
• газофазный характер процесса, обуславливающий его нечувствительность к примесям соединений, являющихся каталитическими ядами;
• возможность использования для окисления атмосферный воздух;
• отсутствие принципиальных ограничений на дальнейшее совершенствование процесса и повышение мощности единичных агрегатов.

      В зависимости от конкретных условий, параметров газа и имеющейся инфраструктуры процесс может быть реализован в различных вариантах, включая каскадное расположение реакторов, рециркуляцию окисляемых газов или комбинацию этих схем.
      На базе проведенных исследований и пилотных испытаний процесса ООО "АМТЕК инжиниринг" разработан проект установки по производству метанола (УПМ) из низконапорного или попутного нефтяного газа путем прямого окисления (рис. 4). Установка выполнена в блочно-комплектном исполнении в виде модулей заводского изготовления, перевозимых к месту предполагаемого строительства железнодорожным и автомобильным транспортом.
      Главным достоинством установки по производству метанола методом прямого окисления является ее способность перерабатывать "жирный" нефтяной газ. Местом привязки может быть любой комплекс нефтяного или газового месторождения, на котором имеются: газопровод высокого давления; инженерные сооружения; система энергообеспечения; газопровод среднего давления (рис. 5).


      Рис. 4. Проект установки получения метанола прямым окислением метана ООО "АМТЕК инжиниринг".

      Рис. 5. Схемы подключения установки прямого окисления метана к газопроводам       
Таким образом, сегодня реально на роль промысловых малотоннажных установок могут претендовать установки, использующие в качестве генератора синтез-газа газодизели (рис. 2), установки с генератором синтез-газа на основе ракетных технологий (рис. 3), установки на основе процессов прямого гомогенного окисления углеводородных газов кислородом воздуха (рис. 4). В перспективе, список может пополниться установками конверсии углеводородных газов на основе компактных высокотемпературных ядерных реакторов нового поколения.

      

Литература

1. Oil & Gas J. Aug. 7, 2006.
2. Кисленко Н.Н., Мурин В.И., Гриценко А.И., Алексеев С.З. Новые этапы развития газоперерабатывающей подотрасли. Газовая промышленность. 2000, №7, с.44-46.
3. Масленников Д. Союз нерушимый. Газовая промышленность. 2004, №3, с.24-26.