Изменение климата, вызванное увеличением антропогенных выбросов парниковых газов в атмосферу, в настоящее время является наиболее острой проблемой, которая требует безотлагательных действий всего человечества. Нефтегазодобывающие компании являются одними из значимых эмитентов парниковых газов, выбрасывающих не только диоксид углерода, но и метан, имеющий больший потенциал глобального потепления [1].
Нефтегазовые компании активно участвуют в инициативах, позволяющих снизить негативное воздействие на климат. Примером такой инициативы является хартия по декарбонизации, подписанная более чем 50 нефтегазодобывающими компаниями из 30 стран, объемы производства которых составляют 43 % всей мировой продукции нефти. В рамках хартии компании поставили перед собой несколько амбициозных целей: достичь нулевой эмиссии парниковых газов при добыче нефти к 2050 году, достичь близкой к нулю эмиссии метана, а также сократить до нуля объемы рутинного сжигания попутного нефтяного газа на факелах к 2030 году [2].
Также следует отметить инициативу CORSIA (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation), сформулированную в 2021, включающую 126 сторон (государств) и направленную на снижение выбросов парниковых газов от сжигания топлива в авиационном секторе. В рамках данной инициативы ведутся разработки по созданию авиационного топлива с низким содержанием углерода (Lower Carbon Aviation Fuel), в том числе водородного, которое должно обеспечить 10 % сокращения выбросов парниковых газов на протяжении всего жизненного цикла топлива [3]. Также в рамках данной инициативы предъявляется требование по улавливанию и последующему размещению СО2, образованному при производстве топлива [4].
Выбросы парниковых газов на производственных объектах нефтегазодобывающих обществ представлены тремя охватами, два из которых могут быть определены с высокой степенью точности и являются управляемыми в рамках компаний: прямые выбросы от сжигания органического топлива (ПНГ, ДТ, бензина и т.п.), составляющими Охват 1 (Scope 1),
косвенные энергетические выбросы от использования приобретенной у сторонних организаций тепловой и электрической энергии, составляющие Охват 2 (Scope 2).
Все источники прямых выбросов парниковых газов на производственных объектах представлены в следующих категориях: стационарное сжигание топлива (в т.ч. попутного нефтяного газа), сжигание попутного нефтяного газа на факелах, сжигание иных видов топлива в двигателях транспорта и дорожной техники, также фугитивные выбросы метана.
Газотурбинные и дизельные электростанции, эксплуатируемые на территории энергоцентров с целью выработки электрической энергии, котельные агрегаты, используемые для отопления административных и технологических помещений и объектов, путевые подогреватели нефти и свободной воды, технологические печи, использующие в качестве топлива попутный нефтяной газ, являются примерами источников прямых выбросов парниковых газов в самой значимой по объемам выбросов категории — стационарное сжигание.
Следующей по значимости категорией является сжигание попутного нефтяного газа в факельных установках. Основная доля попутного нефтяного газа, которая сжигается на факелах, представлена избытками ПНГ, высвободившимися при продувках технологического оборудования (емкостях, резервуарах, участках трубопроводов), залповых выбросах при превышении давления и других внештатных ситуациях. Остальные категории представлены незначительными объемами выбросов.
В связи со значительным вкладом и технологическими особенностями стационарных источников выбросов парниковых газов стационарное сжигание топлива является наиболее управляемой категорией и привлекает большое внимание недропользователей, которые озадачены вопросами снижения углеродного следа собственной продукции.
Мероприятия по декарбонизации, разрабатываемые в настоящее время для источников стационарного сжигания топлива, направлены в первую очередь на модернизацию технологического оборудования и процессов, на сокращение потребления топлива и увеличение КПД установок, а также производство топлива с более низким содержанием углерода. Более того, в связи с тем что стационарное сжигание топлива всегда сопровождается выбросами дымовых газов, мероприятия также разрабатываются в направлении их улавливания, выделения СО₂ и его размещения в геологических структурах (технологии CCS).
Как известно, одним из наиболее перспективных и быстроразвивающихся экологичных видов топлива на текущий момент является водород. Водород представляет собой бесцветный газ с отсутствием запаха и одной из самых высоких теплотворных способностей. Основным отличием, выделяющим данное топливо как экологически чистое и безвредное для окружающей среды, является отсутствие образования дымовых газов вследствие его горения.
Наиболее распространенной технологией производства водорода является технология паровой конверсии метана (Steam Methane Reforming (SMR)). Технологический процесс заключается в смешении природного газа с водородосодержащим паром, его нагреве до высоких температур, что приводит к реакции, в результате которой образуются водород и углекислый газ. В результате последующей очистки и сепарации газов получается высококачественный водород, который может быть использован в различных отраслях промышленности.
Однако данная технология, несмотря на невысокую стоимость, имеет существенный недостаток. В процессе производства самого водорода без использования возобновляемых источников энергии выделяется существенное количество выбросов парниковых газов, таких как диоксид углерода и метан. По данным исследований, на один килограмм водорода, получаемого с помощью природного газа, может приходиться до 9 кг выбросов СО₂ [5].

В связи с этим все больше компаний выбирают комплексное решение, позволяющее увеличить объемы полезного использования ПНГ на территории объектов нефтегазодобычи, а также КПД установок по производству электрической энергии, при этом снизив объемы потребления ПНГ и выбросы парниковых газов почти до нуля. Данным решением является технология паровой конверсии метана для производства/получения водорода, совмещенная с улавливанием диоксида углерода и их последующим размещением в геологических структурах (CCS) [1],
что согласно цветовой градации генерации водорода делает его «голубым».

В качестве исходного сырья для производства «голубого» водорода способом парового риформинга метана современные установки способны использовать природный и попутный нефтяной газ. Во многом выбор данного вида сырья основывается на большом количестве содержания метана в составе газа, благодаря своему высокому соотношению водорода к углероду (Н/С).
Схема установки по производству водорода методом паровой конверсии метана представлена на рисунке 1 и работает следующим образом.

Первоначально поток природного или попутного нефтяного газа при поступлении на установку SMR разделяется на два потока, при котором первая часть используется как топливо для сжигания и риформинга (1→6) на схеме SRM-установки, а вторая смешивается с рециркуляционным водородом (2) для последующего процесса гидрогенизации. Газовая смесь должна содержать не менее 4 % водорода по объему [6].
Далее смешанный поток газа поступает на теплообменный аппарат (блок) (3) (змеевиковый подогреватель конвективной секции риформера) для его подогрева до температуры 390 °C [7].
Стоит отметить, что природный и попутный нефтяной газ в своем составе содержат соединения серы (H2S, CSn, RSH), которые являются каталитическими ядами для процессов паровой конверсии углеводородов. Таким образом перед, поступлением на технологический процесс конверсии газ должен быть очищен от сернистых соединений путем двухступенчатой схемы сероочистки.
Первая стадия удаления серосодержащих соединений (меркаптанов и сероуглеродов), содержащихся в виде сероводорода в поступающем газе, происходит в блоках десульфуратора (4), содержащиго цинковый поглотитель:

ZnO+H₂S=ZnS+H₂O.

Последующий перевод меркаптанов и сероуглеродов в сероводород проходит в гидрогенизаторе (5) с кобальтомолибденовым катализатором при температуре 330-370 °C
по следующим реакциям:

RSH+H₂=RH+H₂S;

COS+H₂=CO+H₂S.

Общее содержание серы в очищенной смеси не должно превышать в общем объеме 0,5×10-6 % [6].
Далее очищенный и технологический десульфуризированный поток газа проходит процесс смешения с технологическим перегретым паром (предварительно нагрет до 520 °C в соотношении 2,2:1 пар/углерод) и направляется на печь парового риформинга для последующего нагрева (6). Подготовленная смесь подается в трубы риформера, заполненные катализатором на никелевой основе и находящиеся в радиационной секции риформера, для процесса реакции конверсии природного газа с паром. Химическая реакция представляет собой:

CH₄ + H₂O = 3H₂ + CO;

CH₄ + 2H₂O = 4H₂ + CO₂.

Далее парогазовая смесь поступает в шахтный конвертор (вторичный риформинг), в верхнюю часть которого под давлением подается технологический воздух. Окисление метана, водорода и окиси углерода позволяет в первую очередь избавиться от кислорода, который содержится в технологическом воздухе [8]. Основные реакции процесса будут следующие:

СН₄+О₂=СО₂+2Н₂;

СН₄+1/2О₂=СО+2H₂.

Очистка газа с помощью абсорбции раствором активированного метилдиэтаноламина осуществляется путем проведения процесса конверсии СО в СО2 [9]. Процесс конверсии разделен на две стадии. Первая стадия проходит в среднетемпературном конверторе (СТК) на железохромовом катализаторе при температуре 380–450 градусов Цельсия. Содержание СО после СТК не более 4 %.
Вторая стадия происходит в низкотемпературном конверторе (НТК) на цинк-медном катализаторе при температуре 190–230 градусов Цельсия.
Реакция конверсии проходит следующим образом:

СО+H₂O=CO₂2+H₂;

2(2RCH₃N)+H₂O+CO₂=(2RCH₃NH)2CO₃;

(2RCH₃NH)2CO₃+H2O+CO₂=2[(2RCH₃NH)HCO₃],

где R-группа (CH₂CH₂OH)₂.

На выходе с реактора газ содержит большое количество влаги вследствие избытка окислителя (пара), которую необходимо удалить путем конденсации в результате охлаждения газа. Таким образом, после риформера газу требуется пройти через систему охлаждения (8) с целью удаления воды и сепаратор (9).
Последняя стадия процесса генерации водорода заключается в направлении риформированного газа в блок короткоцикловой адсорбции (КЦА) (10) для отделения от таких примесей, как H2O, CO, CO2,и непрореагировавшего СН4 [6]. Поток проходит через систему адсорберов с различным типом адсорбента, с помощью которого очищается водород путем процесса сорбции примесей на адсорбенте.
Полученный на выходе товарный водород разделяется на два потока, один из которых используется для повторного циклического смешения с метаном, в свою очередь основной поток направляется для дальнейшего сжатия или сжижения с целью доставки потребителю.

Одним из крупнейших потребителей водорода является энергетический сектор. Водород может использоваться как чистое топливо, так и в качестве добавок к топливному газу для выработки значительных объемов электрической энергии.
Газотурбинные и газопоршневые электростанции, работающие на попутном нефтяном и природном газе, являются одними из наиболее крупных источников выбросов парниковых газов в нефтегазодобыче. Применение водорода как добавки для получения водородосодержащей смеси на таких установках в качестве альтернативы обычному топливному газу (ПГ, ПНГ) послужит прямым катализатором снижения эмиссий.
Одной из важнейших задач для проработки служит определение оптимально допустимого количественного содержания водорода в топливных смесях для работающих энергоустановок. Предварительный расчет использования водородосодержащей смеси (ВСГ) в качестве топлива продемонстрировал, что добавление 20–30 % H2 в топливный газ (природный/попутный нефтяной газ) может привести к снижению выбросов от процессов сжигания на 7–12 %, а переход на чистое водородное топливо — к углеродной нейтральности установки. Высокие энергетические характеристики водорода также могут повысить производительность ГТУ. Добавление водорода к топливному газу способно дать требуемую генерируемую мощность газовых турбин, параллельно снижая расход топливного газа за счет замещения его объема.
Зависимость снижения выбросов CO₂ от объемной доли водорода в смеси «природный газ-водород» представлена на рисунке 2 [10].

Для анализа совместимости и взаимозаменяемости газов, таких как природный газ и водород, используется число Воббе. Оно представляет собой отношение объемной теплоты сгорания (как низшей, так и высшей) к квадратному корню относительной плотности газа, которая определяется соотношением плотности газа и плотности воздуха при стандартных условиях. Газы с аналогичными или схожими значениями (допустимое отклонение до ±5 %) числа Воббе могут заменять друг друга при одинаковом давлении без необходимости замены оборудования [11].
Число Воббе у природного газа на 18 % выше, чем у водорода [10]. В результате для подачи водорода в горелки потребуется более высокое давление, что может отрицательно сказаться на его взрывобезопасности.
Для проведения процесса смешения природного/попутного нефтяного газа и водорода требуется проведение расчета числа Воббе. В зависимости от числа Воббе рассчитывается и объемная доля водорода в смеси. Организация процесса смешения водорода и природного/попутного нефтяного газа осуществляется следующей последовательностью:
1. Определение допустимого значения числа Воббе для топлива, применяемого на объекте.
2. Определение массовой низшей теплоты сгорания водородосодержащего газа и природного/попутного нефтяного газа.
3. Расчет допустимого диапазона содержания водородосодержащего газа в топливной смеси.
4. Так как водородосодержащий газ производится под давлением ниже, чем природный/попутный нефтяной газ, необходимо выравнивание статистического давления либо редуцирование природного газа до давления водородосодержащего газа, а также возможно повышение давления водородосодержащего газа при помощи газодожимной компрессорной установки.
Так как в результате смешивания наблюдается рост турбулентности, что обычно вызывает увеличение давления и других сопутствующих параметров, необходимо устанавливать измерительные датчики на расстоянии от газосмесителя, позволяющем смеси находиться в гомогенном состоянии.
Если при сжигании в энергоустановках используется газовая смесь с высоким содержанием водорода (более 20 %), возникает необходимость в замене или модернизации горелки. Это связано с тем, что теплотворная способность водорода значительно ниже, чем у природного газа. Также кроме модернизации горелки потребуется и расширение проходных сечений газопроводов и другого оборудования системы подготовки топлива.

Установки по производству водорода нашли широкое применение в нефтеперерабатывающем производстве. Водород на таких заводах применяется в процессе гидрирования бензола, гидроочистки дизеля, при производстве бензина и авиационного керосина, а также для изомеризации комплекса глубокой переработки нефти.
В настоящее время установки по производству водорода уже внедрены и применяются на территории Омского НПЗ «Газпромнефти», Нижегородского НПЗ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез», Пермского НПЗ «ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез», Ярославнефтеоргсинтез ООО «ПАО «Славнефть-ЯНОС», АО «ТАНЕКО», ООО «РН-Туапсинский НПЗ» [12].
Снижение объемов использования топлива для более глубокой очистки нефти отмечается на всех вышеперечисленных предприятиях, однако проблема выбросов парниковых газов на нефтеперерабатывающем производстве остается нерешенной. Несмотря на сокращение общего объема потребления топлива, выбросы СО2 при производстве водорода значительно превышают объемы сокращения от потенциального использования ПНГ на иные нужды. Более того, вблизи нефтеперерабатывающих предприятий отсутствуют действующие объекты для захоронения СО2 и реализации технологий CCS, а транспортировка СО₂, образованного на установке производства водорода, до потенциальных объектов хранения требует глубокой модернизации производства и материальных вложений.
Стоит отметить, что для выбора наиболее оптимального варианта размещения установок парового риформинга метана следует придерживаться следующих критериев:
• близость и доступность ресурсов (ПГ/ПНГ) для производства водорода;
• близость к месту использования водорода (пользователю);
• близость и доступность потенциальных геологических объектов для захоронения СО₂.
Все условия могут быть соблюдены непосредственно на объектах нефтегазодобычи и внести значительный вклад в достижение углеродной нейтральности.
Газотурбинные электростанции, использующие в качестве топлива ПНГ и эксплуатируемые на территории энергоцентров с целью выработки электрической энергии, по результатам проведенного анализа выбросов парниковых газов на объектах нефтегазодобычи являются крупнейшими источниками эмиссии. Доля образуемых парниковых газов колеблется от 70 до 80 % от всего объема выбросов объектов нефтегазодобычи.
Принципиальная схема выработки электрической энергии на газотурбинных электростанциях, реализуемая на действующих месторождениях, представлена на рисунке 3.

Рис. 3. Схема технологического процесса производства электроэнергии на газотурбинных установках

Попутный нефтяной газ, поступающий по газопроводу с нефтегазового промысла, для получения топливного газа соответствующего качества для дальнейшего производства электроэнергии первоначально поступает на установку подготовки топливного газа (УТПГ). Установка обеспечивает очистку от механических и жидких примесей, редуцирование, отделение жидкой фазы, удаление конденсата и осушку. После подготовки топливный газ совместно с сжатым компрессорным воздухом поступает в камеру сгорания газотурбинной установки для сгорания и выделения электроэнергии. Дымовые газы, выделяемые в результате сгорания топлива и содержащие в том числе парниковые газы, через дымовые трубы поступают атмосферу.
При значительных объемах использования попутного нефтяного газа в соответствии с технологической документаций газотурбинных и газопоршневых установок среднее КПД,
которое удается достичь при производстве электрической энергии, колеблется от 20 до 35 %. В связи с этим для сокращения удельного расхода топлива на 1 МВт·ч выработанной электрической энергии и увеличения КПД на газотурбинных установках возможно применение смеси попутного нефтяного газа и водорода.
В качестве проектного решения предлагается интеграция установок парового риформинга (SMR) для генерации водорода с газотурбинными энергоблоками нефтегазового промысла. Для минимизации выбросов парниковых газов от установки производства топлива и от производства электрической энергии также предлагается внедрение в технологическую схему установки по улавливанию углерода и его последующего захоронения в геологических объектах. Поэтапная предлагаемая схема решения представлена на рисунке 4.

Рис. 4. Схема технологического процесса внедрения SMR установок в производство

Отличие предлагаемого решения от применяемого повсеместно варианта заключается в том, что в новую технологическую цепочку добавляются газосмеситель, SMR-установка, адсорберы, дополнительные компрессорные станции и оборудование для закачки диоксида углерода в геологические формации.
Поступающий с месторождения попутный нефтяной и природный газ перед поступлением на электростанцию в качестве топлива проходит УПТГ. Стоит отметить, что имеющиеся на промыслах установки очистки, сепарирования, сбора конденсата и редуцирования позволят также производить подготовку ПНГ и ПГ для использования в качестве ресурсов для направления на установки парового риформинга.
В новой схеме подготовленный, осушенный и сепарированный топливный газ, прежде чем направляться на газотурбинную установку, поступает на блок распределения, из которого часть потока направляется на SMR установку для дальнейшего преобразования в водород, в свою очередь основная часть газа следует в камеры смешения (газосмесители). SMR установки представляют собой стационарные установки, требующие значительного свободного места для размещения, таким образом при встраивании в единую систему важнейшим этапом является подготовка площадок. Размер установки и площадка размещения будут пропорционально расти с увеличением требуемой производительности и пропускной способности по газу.
Газосмесители могут применятся различной формы — от тройников до аэродинамических конструкций и требуются для проведения процесса смешения водорода, полученного от генерации с SMR установок, с подготовленным ПНГ/ПГ для получения водородосодержащей смеси.
Далее, после камеры смешения, смесь с водородом поступает на газотурбинные/газопоршневые установки в качестве топлива для генерации электроэнергии.
В рамках реализации и проектирования процесса CCS предполагается внедрение на объектах установок улавливания диоксида углерода. Таким образом, дымовые газы, выделяемые вследствие работы газотурбинных установок, совместно с отдувочными газами, выделяемыми при паровом риформинге метана, после смешения поступают на адсорберы для отделения диоксида углерода. Отделенный вследствие адсорбции CO₂ с помощью компрессорных станций направляется на подготовленные геологические объекты для дальнейшего захоронения и утилизации.
В связи с полномасштабной разработкой проектов ССS нефтегазовыми компаниями уже активно проводятся работы по поиску и подготовке потенциальных объектов для захоронения диоксида углерода. Также компании разрабатывают собственные методические рекомендации, учитывающие методологию пригодности участков недр для строительства и эксплуатации подземных сооружений, утвержденную в РФ [13], международный опыт оценки потенциальных ресурсов хранения диоксида углерода, а также особенности строения собственных недр. Так, компания ПАО «ЛУКОЙЛ» для оценки и подбора потенциальных участков недр сформировала корпоративные временные методические рекомендации по поиску объектов для размещения диоксида углерода и оценке перспективных ресурсов хранения на площади участков недр [14]. Рекомендации учитывают нормативные особенности пользования недрами, а также адаптируют международный подход по оценке емкостного потенциала геологических резервуаров.