Сжиженный газ пропан производство. Как сжижать газы? Производство и использование сжиженного газа

Публичное акционерное общество «Газпром» - глобальная энергетическая компания, осуществляющая геологоразведку и добычу природного газа, газового конденсата и нефти, их транспортировку, хранение, переработку и реализацию, а также производство электроэнергии в России и за рубежом.

ПАО «Газпром», его дочерние общества и организации образуют вертикально интегрированную компанию (далее - Компания), в которой ПАО «Газпром» является головной компанией, определяющей общую стратегию развития.

Стратегией ПАО «Газпром» является становление как лидера среди глобальных энергетических компаний. Это подразумевает ответственное отношение к сохранению благоприятной окружающей среды для нынешних и будущих поколений.

Экологическая политика ПАО «Газпром» основана на Конституции Российской Федерации, федеральных законах и иных нормативных правовых актах Российской Федерации, международных нормативно-правовых документах в области охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов.

Экологическая политика является документом, выражающим официальную позицию ПАО «Газпром» в отношении роли Компании и ее обязательств в сохранении благоприятной окружающей среды в регионах присутствия Компании.

Экологическая политика является основой для установления среднесрочных корпоративных экологических целей, подлежит учету при разработке программ перспективного развития Компании.

Экологическая политика доводится до сведения каждого работника Компании и должна стать ориентиром для всех без исключения партнеров Компании.

Экологическая политика подлежит пересмотру, корректировке и совершенствованию при изменении приоритетов развития и условий деятельности Компании в соответствии с процедурами, установленными в системе экологического менеджмента ПАО «Газпром».

Обязательства Компании

ПАО «Газпром» заявляет о своей приверженности принципам устойчивого развития, под которым понимается сбалансированное и социально приемлемое сочетание экономического роста и сохранения благоприятной окружающей среды для будущих поколений.

Исходя из этого, Компания принимает на себя следующие обязательства, которые она будет выполнять и требовать их выполнения от своих партнеров, подрядчиков и контрагентов:

1. Гарантировать соблюдение экологических норм и требований, установленных законодательством Российской Федерации, международными правовыми актами в области охраны окружающей среды и законодательством стран присутствия.
2. Обеспечивать снижение негативного воздействия на окружающую среду, ресурсосбережение, принимать все возможные меры по сохранению климата, биоразнообразия и компенсации возможного ущерба окружающей среде.
3. Осуществлять предупреждающие действия по недопущению негативного воздействия на окружающую среду, что означает приоритет превентивных мер по предотвращению негативного воздействия перед мерами по ликвидации последствий такого воздействия.
4. Гарантировать соблюдение норм и требований по обеспечению экологической безопасности при освоении месторождений углеводородного сырья на континентальном шельфе и в Арктической зоне Российской Федерации.
5. Повышать энергоэффективность производственных процессов, принимать меры по сокращению выбросов парниковых газов.
6. Предусматривать на всех стадиях реализации инвестиционных проектов минимизацию рисков негативного воздействия на окружающую среду, в том числе на природные объекты с повышенной уязвимостью и объекты, защита и сохранение которых имеет особое значение.
7. Учитывать интересы и права коренных малочисленных народов на ведение традиционного образа жизни и сохранение исконной среды обитания.
8. Обеспечивать вовлечение работников Компании в деятельность по уменьшению экологических рисков, постоянному улучшению системы экологического менеджмента, показателей в области охраны окружающей среды.
9. Повышать компетентность и осознанность роли работников Компании в решении вопросов, связанных с охраной окружающей среды.
10. Обеспечивать широкую доступность экологической информации, связанной с деятельностью Компании в области охраны окружающей среды и с принимаемыми в этой области решениями.

Механизмы выполнения обязательств Экологической политики

Основными механизмами выполнения обязательств настоящей Экологической политики являются:

• поддержание и совершенствование корпоративной системы экологического менеджмента, основанной на требованиях международного стандарта ISO 14001;
• установление измеримых корпоративных экологических целей, направленных на снижение негативного воздействия на окружающую среду и обеспечение необходимыми ресурсами мероприятий по их достижению;
• обязательный учет экологических аспектов и оценка рисков при планировании деятельности, разработке и реализации инвестиционных проектов;
• ведение производственного экологического контроля и мониторинга, проведение оценки воздействия хозяйственной деятельности Компании на окружающую среду;
• реализация программ газификации населенных пунктов России;
• комплексное развитие рынка по использованию природного газа в качестве газомоторного топлива в Российской Федерации и за рубежом;
• участие Компании в глобальных экологических программах и в проектах, направленных на достижение устойчивого развития регионов присутствия;
• стимулирование научных исследований и реализация инновационных проектов, направленных на повышение энергоэффективности, использование возобновляемых источников энергии и нетрадиционных энергоресурсов;
• применение наилучших доступных технологий на различных стадиях производственной деятельности, включая закупки технологий, материалов и оборудования;
• страхование высоких экологических рисков;
• организация изучения, понимания и применения на практике каждым работником Компании применимых законодательных и иных требований, относящихся к экологическим аспектам деятельности в регионах присутствия;
• совершенствование системы экологического обучения работников Компании;
• вовлечение всех работников Компании в деятельность, связанную с системой экологического менеджмента;
• взаимодействие с организациями и лицами, заинтересованными в повышении экологической безопасности Компании;
• доведение обязательств Экологической политики до сведения всех лиц, работающих для Компании или по ее поручению, включая субподрядчиков, работающих на объектах Компании.

Публичное акционерное общество «Московская объединенная энергетическая компания» (ПАО «МОЭК») - крупнейшая теплоэнергетическая компания России. Её основная задача - надежное обеспечение города Москвы отоплением и горячим водоснабжением. Деятельность ПАО «МОЭК» включает в себя производство, транспорт, распределение и сбыт тепловой энергии, а также генерацию электрической энергии.

Услугами ПАО «МОЭК» ежедневно пользуется более 95% населения столицы, а также сотни предприятий и организаций. Осознавая свою высокую социальную роль и место в создании комфортной городской среды, ПАО «МОЭК» не только нацелено на бесперебойное и качественное снабжение потребителей теплом, но и стремится делать это с учетом экологических ценностей, следуя международным принципам устойчивого развития.

Настоящая Экологическая политика - это документ, который демонстрирует всем заинтересованным лицам обязательства ПАО «МОЭК» и его руководства в отношении сохранения и улучшения окружающей среды. Поскольку ПАО «МОЭК» является дочерним обществом ООО «Газпром энергохолдинг», входящего в Группу Газпром, Экологическая политика ПАО «МОЭК» основана на Экологической политике ПАО «Газпром» и развивает ее обязательства применительно к своей деятельности.

Экологическая политика ПАО «МОЭК» распространяется на весь персонал ПАО «МОЭК», а также на персонал подрядных организаций, выполняющий работы и услуги для ПАО «МОЭК», и является обязательной для учета при принятии управленческих решений.

Обязательства ПАО «МОЭК»

1. Соблюдать применимые к деятельности ПАО «МОЭК» нормы и требования в области охраны окружающей среды, установленные законодательством РФ и города Москвы.

2.Предотвращать загрязнение окружающей среды путем совершенствования проектирования, оптимизации производственных процессов и использования наилучших доступных технологий.

3.Стремиться к уменьшению негативного воздействия на окружающую среду за счет повышения энергоэффективности процессов производства на всех его стадиях.

4.Постоянно совершенствовать систему управления природоохранной деятельностью в ПАО «МОЭК», чтобы гарантировать ее эффективность.

Перспективные направления деятельности ПАО «МОЭК» в области охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов

Обязательства ПАО «МОЭК» служат основой для определения перспективных направлений деятельности в области охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов.

Такими направлениями деятельности ПАО «МОЭК» являются:

‑ повышение эффективности использования невозобновляемых природных ресурсов и источников энергии;

‑ минимизация негативного техногенного воздействия на природную и городскую среду.

Действия ПАО «МОЭК» по реализации Экологической политики

Для реализации настоящей Экологической политики ПАО «МОЭК» будет планомерно выполнять следующие действия:

‑ внедрять и поддерживать систему экологического менеджмента, соответствующую международным стандартам;

‑ последовательно вовлекать персонал ПАО «МОЭК» в деятельность по уменьшению экологических рисков и улучшению производственных экологических показателей;

‑ внедрять новые технологии и методы работы, способствующие снижению загрязнения атмосферного воздуха, уровня шумового воздействия, загрязнения земель, образования отходов производства

‑ обеспечивать профессиональное и экологическое образование работников ПАО «МОЭК»;

‑ обеспечивать доступность экологической информации о хозяйственной деятельности ПАО «МОЭК» для заинтересованных сторон, обоснованность и прозрачность принимаемых решений, влияющих на реализацию Экологической политики.

Настоящая Экологическая политика ПАО «МОЭК» является приоритетной и доводится до сведения каждого работника ПАО «МОЭК».

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) получают из попутного нефтяного газа. Это чистые газы или специальные смеси, которые могут быть использованы для отопления домов, в качестве автомобильного топлива, а также производства нефтехимической продукции.

ШФЛУ на ГФУ

Сжиженные углеводородные газы получают из широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), которую, в свою очередь, выделяют из попутного нефтяного газа (ПНГ).

Разделение ШФЛУ на составляющие ее компоненты - индивидуальные углеводороды - происходит на газофракционирующих установках (ГФУ). Процесс разделения похож на разделение ПНГ. Однако в данном случае разделение должно быть более тщательным. Из ШФЛУ в процессе газофракционирования могут получаться различные продукты. Это может быть пропан или бутан, а также смесь пропан-бутана (ее называют СПБТ, или смесь пропана-бутана технических). СПБТ - наиболее распространенный вид сжиженных газов - именно в этом виде этот продукт поставляется населению, промышленным предприятиям и отправляется на экспорт. Так, из 2,034 млн тонн СУГ, реализованных «Газпром газэнергосеть» в 2012 году, на смесь пропан-бутана пришлось 41%, на бутан - треть поставок, на пропан - около 15%.

Также путем разделения ШФЛУ получают технический бутан и технический пропан, пропан автомобильный (ПА) или смесь ПБА (пропан-бутан автомобильный).

Существуют и другие компоненты, которые выделяют путем переработки ШФЛУ. Это изобутан и изобутилен, пентан, изопентан.

Как применяют сжиженные углеводородные газы

Сжиженные углеводородные газы могут использоваться по-разному. Наверное, каждому знакомы еще с советских времен ярко-красные баллоны с надписью пропан. Их используют для приготовления пищи на бытовых плитах или для отопления в загородных домах.

Также сжиженный газ может использоваться в зажигалках - туда обычно закачивают либо пропан, либо бутан.

Сжиженные углеводородные газы используются и для отопления промышленных предприятий и жилых домов в тех регионах, куда еще не дошел природный газ по трубопроводам. СУГ в этих случаях хранится в газгольдерах - специальных емкостях, которые могут быть как наземными, так и подземными.

По показателю эффективности пропан-бутан занимает второе место после магистрального природного газа. При этом использование СУГ более экологично по сравнению, например, с дизельным топливом или мазутом.

Газ в моторы и пакеты

Пропан, бутан и их смеси, наряду с природным газом (метаном), используются в качестве альтернативного топлива для заправки автомобилей.
Использование газомоторного топлива в настоящее время очень актуально, ведь ежегодно отечественным автопарком, состоящим из более 34 млн единиц транспортных средств, вместе с отработавшими газами выбрасывается 14 млн тонн вредных веществ. А это составляет 40% от общих промышленных выбросов в атмосферу. Отработавшие газы двигателей, работающих на газе, в несколько раз менее вредны.

В выхлопах газовых моторов содержится в 2–3 раза меньше оксида углерода (CO) и в 1,2 раза меньше окиси азота. При этом по сравнению с бензином стоимость СУГ ниже примерно на 30–50%.

Рынок газомоторного топлива активно развивается. В настоящее время в нашей стране насчитывается более 3000 газовых заправок и более 1 млн газобаллонных автомобилей.

Наконец, сжиженные углеводородные газы являются сырьем для нефтехимической промышленности. Для производства продукции СУГ подвергаются сложному процессу, протекающему при очень высоких температурах - пиролизу. В результате получаются олефины - этилен и пропилен, которые затем, в результате процесса полимеризации, превращаются в полимеры или пластики - полиэтилен, полипропилен и прочие виды продукции. То есть используемые нами в ежедневной жизни полиэтиленовые пакеты, одноразовая посуда, тара и упаковка многих продуктов производятся из сжиженных газов.

Технологии добычи нефти и газа, а также их транспортировки постоянно совершенствуются. И одним из ярчайших примеров этого является сжиженный природный газ (СПГ), а именно технология крупнотоннажного сжижения газа и транспортировки СПГ морским транспортом на удаленные расстояния. СПГ - настоящая революция на газовом рынке, меняющая образ современной энергетики, доказательство того, что сырьевая промышленность способна генерировать современные высокотехнологические решения. СПГ открывает для «голубого» топлива новые рынки, вовлекает все большее количество стран в газовый бизнес, способствуя решению головоломки глобальной энергетической безопасности. Термин «газовая пауза», означающий активное потребление газа и возможное превращение его в топливо номер один, становится не пустым звуком.

Технологиям промышленного производства сжиженного природного газа не так много времени. Первый экспортный завод по сжижению газа был введен в эксплуатацию в 1964 г. Но с тех пор процесс постоянно совершенствовался, и сегодня, например, уже готовятся проекты первых в мире мобильных плавучих заводов по сжижению газа, расположенных на крупнотоннажных судах.

Сжиженный природный газ по цепочке тянет за собой сразу несколько промышленных отраслей. Это судостроение, транспортное машиностроение и химия. Сжиженный природный газ формирует даже эстетику современного высокоиндустриального общества. В этом может убедиться каждый, кто видел завод по сжижению газа.

Россия, обладая крупнейшими в мире газовыми запасами, долгое время была вне бизнеса по сжижению газа и торговле СПГ. Но этот неприятный пробел восполнен. В 2009 г. был введен в эксплуатацию первый завод по сжижению газа на Сахалине - проект «Сахалин-2». Очень важно, что именно в России реализуются передовые технологии в области сжижения газа. Например, сахалинский завод основан на современной технологии сжижения с двойным смешанным реагентом, разработанной специально для этого проекта. Поскольку производство СПГ ведется при сверхнизких температурах, из климатических условий можно извлекать выгоду, удешевляя производство СПГ и повышая эффективность производственного процесса.

С другой стороны, у России нет иного выбора, чем СПГ. В мире развиваются интеграционные процессы, СПГ конкурентов приходит уже на традиционные экспортные рынки российского газа, то есть в Европу, вытесняя Газпром, а Катар и Австралия наращивают позиции в Азиатско-Тихоокеанском регионе, ставя под удар планы России по экспорту на эти рынки.

Старые месторождения-гиганты находятся в стадии падающей добычи, из нового фонда остались «звезды» в виде Бованенковского и Харасавэйского месторождений. Далее стране необходимо выходить на шельф и осваивать новые технологии. А так уж сложилось, что СПГ-заводы считаются основой монетизации запасов газа именно таких месторождений - близких к побережью, но удаленных от потребителя.

Российское словосочетание «сжиженный природный газ» соответствует английскому Liquified Natural Gas (LNG). При этом важно отличать СПГ от группы сжиженных углеводородных газов (СУГ), куда входят сжиженный пропан-бутан (СПБ) или сжиженный нефтяной газ (СНГ). Но отличить их друг от друга и разобраться в «семье» сжиженных углеводородных газов просто. Собственно, основное отличие заключается в том, какой же газ является сжиженным. Если речь идет о сжижении природного газа, который, прежде всего, состоит из метана, то тогда и используется термин сжиженный природный газ - или сокращено СПГ. Метан - самый простой углеводород, он содержит один атом углерода и имеет химическую формулу СН4 . В случае пропан-бутановой смеси речь идет о сжиженном пропан-бутане. Как правило, его извлекают из попутного нефтяного газа (ПНГ) или при перегонке нефти как самую легкую фракцию. Используются СУГ, прежде всего, как сырье в нефтехимии для получения пластмасс, как энергоресурс для газификации населенных пунктов или на автотранспорте.

СПГ не является отдельным продуктом, хотя и существуют возможности использования СПГ в прямом виде. Это практически тот же метан, который поставляется по трубопроводам. Но это принципиально иной способ доставки природного газа до потребителя. В сжиженном виде метан можно перевозить по морю на большие расстояния, что способствует созданию глобального рынка газа, позволяя производителю газа диверсифицировать сбыт, а покупателю - расширить географию закупок газа. Производитель СПГ имеет большую свободу в географии поставок. Ведь создать инфраструктуру для морских перевозок на большие расстояния более выгодно, чем тянуть газопровод на тысячи километров. Не случайно СПГ еще называют «гибкой трубой», показывая его главное преимущество перед традиционным способом доставки газа: обычный трубопровод предельно жестко связывает месторождения с конкретным регионом потребления.

После доставки в пункт назначения СПГ снова обращается в газообразное состояние - на установке регазификации его температуру доводят до температуры окружающей среды, после чего газ становится пригоден для транспортировки по обычным трубопроводным сетям.

СПГ представляет собой прозрачную, бесцветную, нетоксичную жидкость, образующуюся при температуре -160С. После доставки в пункт назначения СПГ снова обращается в газообразное состояние: на установке регазификации его температуру доводят до температуры окружающей среды, после чего газ становится пригоден для транспортировки по обычным трубопроводным сетям.

Главное преимущество сжиженного газа перед его трубопроводным аналогом состоит в том, что при хранении и транспортировке он занимает объем в 618–620 раз меньше, что ощутимо сокращает затраты. Ведь природный газ по сравнению с нефтью имеет меньшую термическую плотность, и поэтому для транспортировки объемов газа и нефти с одинаковой теплотворной способностью (то есть количеством тепла, выделяемом при сгорании топлива) в первом случае требуется большие объемы. Отсюда и возникла идея сжижения газа, чтобы обеспечить ему выигрыш в объеме.

СПГ возможно хранить при атмосферном давлении, его температура кипения составляет -163ºС, он не токсичен, не имеет запаха и цвета. Сжиженный природный газ не оказывает коррозионного воздействия на конструктивные материалы. Высокие экологические свойства СПГ объясняются отсутствием в сжиженном газе серы. При наличии серы в природном газе она удаляется перед процедурой сжижения. Интересно, что начало эпохи сжиженного газа в Японии как раз связано с тем, что японские компании решили использовать СПГ как топливо в целях снижения загрязнения воздуха.

Производимый на современных заводах СПГ в основном состоит из метана – порядка 95 %, а остальные 5% приходятся на этан, пропан, бутан и азот. В зависимости от предприятия-производителя мольное содержание метана может варьироваться от 87 (алжирские заводы) до 99,5 % (завод Кенаи, штат Аляска). Низшая теплота сгорания составляет 33 494 кДж/куб м или же 50 116 кДж/кг. Для производства СПГ сперва происходит очистка природного газа от воды, диоксида серы, оксида углерода и других компонентов. Ведь они замерзнут при низких температурах, что приведет к поломке дорогостоящего оборудования.

Из всех углеводородных источников энергии сжиженный газ наиболее чистый - так, при его использовании для производства электричества выбросы в атмосферу С02 вдвое меньше, чем при использовании угля. Кроме того, в продуктах сгорания СПГ содержится меньше окиси углерода и окиси азота, чем у природного газа – это происходит из-за лучшей очистки при сжигании. Также в сжиженном газе отсутствует сера, что также является важнейшим позитивным фактором при оценке экологических свойств СПГ.

Полная цепочка производства и потребления СПГ включает следующие этапы

добыча газа;

транспортировка его до завода по сжижению;

процедура сжижения газа, перевода его из газообразного состояние в жидкое;закачка в емкости хранения на танкеры и дальнейшая транспортировка;

регазификация на береговых терминалах, то есть превращение СПГ в газообразное состояние;

доставка до потребителя и его использование.

Как известно, в настоящее время и в среднесрочной перспективе природный газ остается жизненно важным компонентом в обеспечении глобальных энергетических потребностей ввиду своих преимуществ перед другими видами ископаемого топлива и в силу постоянно растущей потребности в нем.

В настоящее время большая часть газа доставляется потребителям по магистральным трубопроводам в газообразной форме .

В то же время в ряде случаев для труднодоступных удаленных месторождений транспорт сжиженного природного газа (СПГ) оказывается предпочтительнее, чем традиционный трубопроводный. Расчеты показали, что перевозка СПГ танкерами с учетом строительства мощностей сжижения и регазификации оказывается экономически рентабельной при расстояниях от 2500 км (хотя пример с Сахалинским заводом СПГ доказывает актуальность и исключений). Кроме того, индустрия СПГ является сегодня лидером в глобализации газовой индустрии и вышла далеко за рамки отдельных регионов, чего не было в начале 1990-х годов.

Пока спрос на СПГ растет, техническое обеспечение конкурентоспособных проектов СПГ в современной окружающей среде является непростой задачей. Важной особенностью заводов СПГ является то, что большинство затратных статей диктуется специфичными параметрами: качеством добываемого сырого газа, природными и климатическими условиями, топографией, объемами морских работ, доступностью инфраструктуры, экономическими и политическими условиями.

Особый интерес в связи с этим представляют технологии подготовки газа и его сжижения, которые сегодня уже используются на современных заводах СПГ и которые можно классифицировать по разным признакам. Но особенно важно, что они располагаются в комфортных южных или более суровых северных широтах .

Исходя из этого, можно проанализировать различия этих двух групп, учесть особенности и недостатки каждой, применить опыт строительства и эксплуатации при реализации новых проектов СПГ в России, в частности в арктических условиях. Но даже с учетом имеющегося опыта перспективное развитие арктических территорий, где находится до 25% неразведанных запасов углеводородов, может быть обеспечено в дальнейшем инновациями, дающими повышение эффективности и конкурентоспособности.

История производства СПГ

Эксперименты по сжижению природного газа начались в конце 19-го века. Но только в 1941 г. был построен коммерческий завод СПГ в Кливленде (США, штат Огайо). То, что СПГ может транспортироваться судами на большие расстояния, было продемонстрировано на примере перевозки СПГ танкером «Methane Pioneer» в 1959 г.

Первым экспортным заводом СПГ с базисной нагрузкой стал проект «Camel» в Арзеве (Алжир), который был запущен в 1964 г. Первым заводом, где в 1969 г. начали производить СПГ в северных условиях, стал завод в США на Аляске. Большая часть разработок по технологиям подготовки газа к сжижению и по его сжижению выполнялась ранее и делается в настоящее время группами ученых, работающих в штатном составе коммерческих предприятий. Основные участники международного бизнеса СПГ и даты запуска заводов по годам представлены в табл. 1.

На начало 2014 г. действовало 32 завода СПГ в 19 странах мира; 11 производств СПГ в пяти странах мира находятся в стадии строительства; в восьми странах проектируется строительство еще 16 заводов СПГ. В России, кроме завода СПГ на о. Сахалине, существует проект строительства завода «Балтийский СПГ» в Ленинградской области, запланирован завод СПГ на Ямале с привлечением иностранных партнеров. Есть предложения по строительству мощностей СПГ для разработки Штокмановского, Южно-Тамбейского месторождений и для реализации проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-3».

В проектах, связанных со сжиженным газом, был задействован большой ряд российских организаций:ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Московский газоперерабатывающий завод,Сосногорский и Оренбургский ГПЗ,ОАО «Машиностроительный завод «Арсенал»», ОАО «НПО Гелиймаш»,ОАО «Криогенмаш», ОАО «Уралкриомаш», ОАО «Гипрогазцентр» и другие.

Вся система СПГ включает элементы добычи, обработки, перекачивания, сжижения, хранения, погрузки, перевозки и разгрузки, регазификации. Проекты СПГ требуют достаточного количества времени, денег и усилий на стадии дизайна, при экономической оценке, строительстве и коммерческом внедрении. Обычно проходит более 10 лет со стадии дизайна до реализации. Поэтому общепринятой является практика заключать 20-летние контракты. Запасов газа на месторождении должно быть достаточно на 20–25 лет для того, чтобы оно могло рассматриваться в качестве источника легких углеводородов для СПГ. Определяющими факторами выступают природа газа, доступное давление в пласте, связанность как свободного, так и растворенного газа с сырой нефтью, транспортные факторы, включая расстояние до морского порта.

За прошедшие годы индустрия СПГ сделала большой скачок. Если совокупность всех инноваций за это время условно принять за 100%, то 15% – это улучшение процесса, 15% – улучшение оборудования, а 70% приходится на теплоэнергетическую интеграцию. При этом капитальные затраты снизились на 30%, также произошло уменьшение расходов на транспорт газа по трубопроводам. Есть явный тренд в сторону увеличения объемов технологических линий. С 1964 г. мощность отдельно взятой технологической линии увеличилась в 20 раз. При этом по нынешнему состоянию экономики и технологий газовые ресурсы, которые считаются труднодоступными, оцениваются в 127,5 трлн. м3. Поэтому актуальная проблема заключается в транспортировки сжатого топлива на большие дистанции и через значительные водные пространства.

Таблица 1

Введение в эксплуатацию заводов СПГ в мире

Страна	Год	Компания	Страна	Год	Компании
Алжир, г. Арзу г. Скикда	1964/1972	Sonatrach/Saipem-Chiyoda	Египет, SEGAS Damietta		Union Fenosa, Eni, EGAS, EGPC
США, г. Кенай	1969	ConocoPhillips, Marathon	Египет, Idku (Egyptian LNG)	2005	BG, Petronas, EGAS/EGPC
Ливия, Марсаэль Брега	1971	Exxon, Sirte Oil	Австралия, Дарвин	2006	Kenai LNG, Conoco Phillips, Santos, Inpex, Eni, TEPCO
Бруней, Лумут	1972	Shell	Экв. Гвиния, о. Биоко	2007	Marathon, GE Petrol
ОАЭ	1977	BP, Total, ADNOC	Норвегия, о. Мелкойя, Сновит	2007	Statoil, Petoro, Total
Индонезия, Бонтанг, о. Борнео	1977	Pertamina, Total	Индонезия, Ириан–Джая, Тангу	2009	BP, CNOOC, INPEX, LNG Japan, JX Nippon Oil &Energy, KG Berau”, “Talisman
Индонезия, Арун, сев. Суматра	1978	Pertamina, Mobil LNG Indonesia, JILCO	Россия, Сахалин	2009	Gasprom, Shell
Малайзия, Сату	1983	Petronas, Shell	Катаргаз 2	2009	Qatar Petroleum, ExxonMobil
Австралия, Сев.Зап.	1989	Woodside, Shell, BHP, BP, Chevron, Mitsubishi/Mitsui	Йемен, Балхаф	2009	Total, Hunt Oil, Yemen Gas, Kogas, Hyundai, SK Corp, GASSP
Малайзия, Дуа	1995	Petronas, Shell	Катар, Расгаз 2	2009	Qatar Petroleum, ExxonMobil
Катаргаз 1	1997	Qatar Petroleum, ExxonMobil	Катар, Расгаз 3	2009	Qatar Petroleum, ExxonMobil
Тринидад и Тобаго	1999	BP, BG, Repsol, Tractebel	Норвегия, Risavika, Scangass LNG	2009	Scangass (Lyse)
Нигерия	1999	NNPC, Shell, Total, Eni	Перу	2010	Hunt Oil, Repsol, SK Corp, Marubeni
Катар, Расгаз	1999	Qatar Petroleum, Exxon Mobil	Катаргаз3,4	2010	ConocoPhillips, Qatar Petroleum, Shell
Оман/Оман Калхат	2000/06	PDO, Shell, Fenosa, Itochu, Osaka gas, Total, Korea LNG, Partex, Itochu	Австралия, Pluto	2012	Woodside
Малайзия, Тига	2003	Petronas, Shell, JX Nippon, Diamond Gas	Ангола, Soya	2013	Chevron, Sonangol, BP, Eni, Total

При неравномерном распределении ресурсов природного газа в мире задача реализации этих ресурсов по трубопроводам может оказаться невыполнимой или экономически непривлекательной. Для рынков, удаленных более чем на 1500 миль (более 2500 км), вариант СПГ оказался достаточно экономичным. Во многом по этой причине с 2005 по 2018 г. объемы глобальных поставок СПГ должны удвоиться.

Рынки СПГ находились в основном в местах с высоким индустриальным ростом. Некоторые контракты заключались по фиксированным ценам; это изменилось в 1991 г., когда стоимость СПГ начали привязывать к нефти и нефтепродуктам. Пропорция торговли на рынке спот увеличилась с 4% в 1990 г. до 18% к 2012 г.

В стоимостной цепочке СПГ сжижение природного газа является частью, требующей наибольших вложений и эксплуатационных расходов. Многие процессы сжижения отличаются только холодильными циклами. Процессы с одним смешанным хладагентом подходят для производственных линий объемом 1…3 млн. т в год. В основе технологических процессов с объемами от 3 до 10 млн. т в год лежит использование двух последовательных холодильных циклов, минимизирующих перепад давления в контуре природного газа. Применение третьего холодильного цикла позволило обойти такие «узкие» места в технологическом процессе, как диаметр криогенного теплообменника и объем холодильного компрессора для цикла с пропаном. Исследования различных процессов сжижения показывают, что каждый из них ненамного эффективнее остальных. Скорее, каждая технология имеет конкурентные преимущества при определенных условиях. Вряд ли стоит ожидать больших изменений капитальных затрат из-за небольших усовершенствований процесса, поскольку сам процесс основан на неизменных законах термодинамики. В связи с этим индустрия СПГ остается весьма капиталоемкой.

Возможно, что производство СПГ через 30 лет будет отличаться от той, которая существует сегодня. За рубежом накоплен значительный опыт в проектировании, изготовлении и эксплуатации автомобилей и судов на СПГ. Благодаря решению ряда технических задач, снижению инвестиционной активности по береговым комплексам СПГ, в силу сложности нахождения доступного газа проекты плавучих установок СПГ привлекают все большее внимание всех участников индустрии СПГ. Технические инновации и интеграция усилий могут обеспечить дальнейший успех подобных проектов; для этого требуется решение комплекса разноаспектных задач – экономических, технических и природоохранных.

Однако уже сегодня, как и в течение последних лет, индустрия СПГ заслуженно занимает свое важное место на энергетическом рынке и, скорее всего, сохранит это положение в обозримом будущем.

Подготовка газа к сжижению

Процесс обработки газа в высокой степени зависит от свойств сырого газа, а также от попадания тяжелых углеводородов через сырой газ. Для того чтобы сделать сжижение газа возможным, газ сначала подвергается обработке. При его входе на завод обычно происходит первоначальное разделение фракций и отделяется конденсат.

Поскольку большая часть примесей (вода, СО2, H2S, Hg, N2, He, карбонилсульфид COS, меркаптаны RSH и т.д.) замерзает при температурахСПГ или негативно влияет на качество продукта, соответствующее требуемой товарной спецификации, то и эти компоненты отделяются. Далее отделяются более тяжелые углеводороды для предотвращения их замерзания в процессе сжижения.

В табл. 2 представлены сводные данные по углеводородному сырью, используемому на всех рассматриваемых заводах.

Таблица 2

Составы газа на северных и южных заводах

	Компонент	Сырой газ на южных заводах СПГ				Сырой газ на северных заводах СПГ
		ОАЭ (усредненный поток)	Оман (усредненный поток)	Катар	Иран (м. Южный Парс)	Кенай, США		Мелкойя, Норвегия (усред.)	Сахалин, Россия
						Сухой газ	Жирный газ
1	C1, %	68,7	87,1	82,8	82,8–97,4	99,7	83,5	Есть	Есть
2	C2, %	12,0	7,1	5,2	8,4–11,5	0,07	1,4	То же	То же
3	C3, %	6,5	2,2	2,0		0,06	2,2	«	«
4	C4, %	2,6	1,3	1,1			2,2	«	«
5	C5, %	0,7	0,8	0,6			1,2	«	«
6	C6+, %	0,3	0,5	2,6			8,6	«	«
7	H2S, %	2,9	0	0,5	0,5–1,21	0,01	Нет		«
8	CO2, %	6,1	1	1,8	1,8–2,53	0,07	0,4	5–8%	0,7
9	N2, %	0,1	0,1	3,3	3,3–4,56	0,1	0,5	0,8–3,6%	<0,5
10	Hg		Есть	Есть	Есть			Есть	Есть
11	He			Есть
12	COS, ppm				3
13	RSH, ppm				232
14	H2O	Есть	Есть	Есть	Есть	Есть	Есть	Есть	Есть

Очевидно, что углеводородные смеси каждого из семи заводов подходят для производства СПГ, поскольку их большую часть составляют легкие соединения метана и этана. Поток газа, поступающий на каждый из рассматриваемых заводов СПГ, содержит воду, азот, углекислый газ. При этом содержание азота варьируется в пределах 0,1–4,5%, СО2 – от 0,07 до 8%. Содержание жирного газа колеблется от 1% на заводе СПГ в ОАЭ до 5– 11% на заводах СПГ Ирана и Аляски.

Кроме того, в составе газа ряда заводов присутствует ртуть, гелий, меркаптаны, другие сернистые примеси. Проблему извлечения сероводорода приходится решать на каждом заводе, кроме завода СПГ в Омане. Ртуть присутствует в газе

Сахалина, Норвегии, Ирана, Катара и Омана. Наличие гелия подтверждается только на проекте Катаргаз2. Присутствие RSH, COS подтверждено в газе проекта СПГ Ирана.

Состав и объем газа влияют не только на количество производимого СПГ, но и на объем и разнообразие побочных продуктов, что показано в табл. 3. Становится ясно, что в первую очередь состав газа влияет на выбор и применение оборудования при обработке газа, а значит, и на весь процесс подготовки газа и конечный выход продукции.

Таблица 3

Побочные продукты в составе газа на рассматриваемых заводах СПГ

Побочный продукт	ОАЭ	Оман	Катар	Иран	Мелкойя, Норвегия
СНГ	Нет	Нет	Да	Нет	Да
Конденсат	Да	Да	Да	Да	Да
Сера	Да	Нет	Да	Да	Нет
Этан	Нет	Нет	Нет	Нет	Да
Пропан	Да	Нет	Нет	Да	Да
Бутан	Да	Нет	Нет	Да	Нет
Нафта	Нет	Нет	Да	Нет	Нет
Керосин	Нет	Нет	Да	Нет	Нет
Газойль	Нет	Нет	Да	Нет	Нет
Гелий			Да

Для удаления кислых газов на заводах СПГ используется процесс «Hi-Pure» – комбинация процесса с растворителем на основе K2CO3 для удаления основного объема СО2 и процесса с аминовым растворителем на основе ДЭА (диэтаноламин) для удаления остающейся части СО2 и H2S (рис. 1).

На заводах СПГ в Иране, Норвегии, Катаре, Омане и на Сахалине применяется система аминовой очистки кислых газов МДЭА (метилдиэтаноламин) с активатором («aMDEA»).

У этого процесса есть ряд преимуществ перед физическими процессами и другими аминовыми процессами: лучшая абсорбционная и избирательная способность, более низкое давление паров, более оптимальные параметры эксплуатационной температуры, потребления энергии и т.д.

Сжижение газа

По большинству оценок и наблюдений, на модуль сжижения газа приходится 45% капитальных затрат всего завода СПГ, что составляет 25–35% всех затрат проекта и до 50% последующих эксплуатационных затрат. Технология сжижения основана на холодильном цикле, когда хладагент посредством последовательного расширения и сжатия переносит теплоту от низкой температуры к высокой температуре. Объем производства технологической ветки в основном определяется процессом сжижения, используемым хладагентом, наибольшими доступными размерами комбинации компрессора и привода, которые осуществляют цикл, и теплообменников, которые охлаждают природный газ.

Основные принципы охлаждения и сжижения газа предполагают подгонку кривых охлаждения–нагревания газа и хладагента настолько близкую, насколько это возможно.

Реализация этого принципа обусловливает более эффективный термодинамический процесс, требующий меньших затрат на единицу производимого СПГ, и это применимо ко всем процессам сжижения.

Основные части установки сжижения газа – это компрессоры, обеспечивающие циркуляцию хладагентов, приводы компрессора и теплообменники, используемые для охлаждения и сжижения газа и обмена теплотой между хладагентами. Многие процессы сжижения отличаются только холодильными циклами.

Таблица 4

Сводная таблица данных по заводам СПГ

Компонент	Северные заводы			Южные заводы СПГ
	Кенай	Сахалин	Сновит	Иран	Катаргаз	ОАЭ	Оман
Число участников производства СПГ
Число покупателей СПГ		³5	³2			³1	³3
Длительность контрактов на покупку СПГ, лет
Число резервуаров СПГ	3	2	2	3	5	3	2
Вместимость резервуара, тыс. м3	36	100	125	140	145	80	120
Вместимость резервуарного парка, тыс. м3
Число танкеров	2	3	4	–	14	5	–
Вместимость танкеров, тыс.м3	87,5	145	145	–	210…270	88…125	–
Число технологических линий	1	2	1	2	2	3	3
Объем 1-й линии, млн. т/ год	1,57	4,8	4,3	5,4	7,8	2,3-3,0	3,3
Общий объем, млн. т/год	1,57	9,6	4,3	10,8	15,6	7,6	10
Запасы газа, млрд. м3	170…238	397…566	190…317	51000	25400	–	–
Начало эксплуатации завода	1969	2009	2007	–	2008	1977	2000

Компонент	Северные заводы			Южные заводы СПГ
	Кенай	Сахалин	Сновит	Иран	Катаргаз	ОАЭ	Оман
Территория завода, км2	0,202	4,9	1	–	–	–	1,4
Используемая технология сжижения	«Optimised Cascade»	«DMR»	«MFC»	«MFC»	«AP-X»	«C3/MR»	«C3/MR»
Число холодильных циклов	3	2	3	3	3	2	2
Состав 1-го хладагента. Предварительное охлаждение	Пропан	Этан, пропан	Метан, этан, пропан, азот	Метан, этан, пропан, азот	Пропан	Пропан	Пропан
Состав 2-го хладагента	Этилен	Метан, этан, пропан, азот	Метан, этан, пропан, азот	Метан, этан, пропан, азот	Смешанный	7% азот, 38% метан, 41% этан, 14% пропан	Смешанный
Состав 3-го хладагента	Метан	–	Метан, этан, пропан, азот	Метан, этан, пропан, азот	Азот	–	–
Дополнительное охлаждение	Вода, воздух	Воздух	Морская вода	Морская вода, вода, воздух	Вода, воздух		Морская вода, воздух
Максимальная производительность 1-й технологической линии по данной технологии сжижения, млн. т/год	7,2	8	8…13	8…13	8…10		5

В табл. 4 представлены сравнительные характеристики процессов сжижения по всем анализируемым заводам. Схема технологии сжижения «С3/MR» (рис. 2), которая используется на заводах СПГ Омана и ОАЭ, является на сегодняшний день также и самой распространенной в мире.

Рассмотрение и сопоставление всех ныне действующих северных заводов СПГ и заводов СПГ Ближнего Востока позволяет сделать следующий вывод: между ними существуют различия в дизайне, выборе технологий сжижения газа и эксплуатации.

Это значит, что климат и месторасположение будут влиять на существующие и будущие арктические проекты СПГ.

Объемы производства и выбор технологии не в последнюю очередь определяются такими факторами, как природные условия. На примере норвежского и сахалинского заводов СПГ показано, что более продуктивно производить СПГ на северных территориях. Проведенный анализ не выявил причин, которые могли бы помешать использованию рассматриваемых технологий сжижения газа на заводах в климатических условиях юга и севера, за исключением новой технологии «DMR», которая была разработана специально для условий Сахалина.

Тем не менее, выбор той или иной технологии для определенного региона влияет на эффективность и энергопотребление при производстве СПГ, поскольку эти параметры процесса сжижения определяются тем, работает ли установка на холоде. Важно также отметить, что все северные проекты требовали каждый раз нового технологического решения для процесса сжижения, тогда как на Ближнем Востоке распространено применение типовых технологий.

Число участников проекта на южных заводах составляет от 3 до 9, и это в 1,5 раза больше, чем в северных проектах СПГ, где число производителей колеблется от 2 до 6.

Можно предположить, что такое различие определяется не только политикой государств и национальных компаний, но также и спецификой расположения северных производств, где необходима надежность и уверенность сильных и крупных игроков рынка. Вряд ли доступность инвестиций здесь играет определяющую роль, поскольку потенциальных рыночных игроков проектов СПГ всегда много.

Все рассмотренные заводы СПГ строились для относительно больших месторождений с запасами газа не менее 170 млрд. м3. Не выявлено зависимостей у северных и южных проектов от запасов газа, но очевидно, что у южных регионов есть большие возможности для реализации одиночных мелких проектов СПГ с меньшими объемами годового производства – до 3 млн. т в год.

Аргументом в пользу такого утверждения служит завод СПГ в г. Кенае (США), где относительно небольшие объемы производства в 1,57 млн. т/год и ожидаемое истощение запасов ставит вопрос о целесообразности продолжения проекта после 40 лет успешной эксплуатации.

Дублирование критичного оборудования – такого, как холодильные компрессоры, не распространено и имеет место только на старейшем заводе СПГ в г. Кенае. Использование дублирующего оборудования может быть не только устаревшим технологическим решением, но и частично оправдывается (при наличии только одной технологической линии в северных условиях для повышения надежности). Так или иначе, но разработки 1992 г. компании Phillips предусматривают установку одиночных турбокомпрессоров. Технология сжижения Phillips с обеспеченной двойной надежностью может быть подходящим вариантом для небольших изолированных газовых месторождений.

По таким параметрам, как сроки контрактов, рынки сбыта, запасы углеводородов на месторождениях, размеры танкерного флота и резервуарных парков, использование смешанных хладагентов и число холодильных циклов, больших расхождений между южными и северными заводами не обнаружено. Однообразие рынков сбыта (Япония, Корея, Тайвань, Европа) – независимо от времени запуска и расположения заводов СПГ – показывает выгодность импорта СПГ танкерами через большие водные пространства для развитых стран при отсутствии или нехватке у них энергоресурсов.

Использование технологий сжижения газа со смешанными хладагентами более предпочтительно, чем применение технологий с однородными жидкостями независимо от региона расположения завода, поскольку кривая конденсирования при этом точнее соответствует кривой охлаждения природного газа, повышая эффективность процесса охлаждения, а состав хладагента можно варьировать при изменении состава газа. Основное преимущество однородных хладагентов – это простота использования, но по совокупности достоинств они уступают смешанным хладагентам.

Нет прямой зависимости числа холодильных циклов от расположения заводов в южных или северных широтах. Большинство современных технологий сжижения газа предполагает использование трех циклов, поскольку при этом более совершенен процесс конденсирования природного газа. Независимо от расположения завода сроки, на которые заключаются долгосрочные контракты на поставку СПГ, увеличились с 15 до 20…30 лет.

Число производителей и покупателей СПГ– участников товарно-производственных отношений – в последнее время также увеличилось.

Расходы на транспортирование СПГ снижаются за счет внедрения больших по объему танкеров. При этом для транспортировки СПГ с северных заводов необходимо применение специальных усиленных танкеров, подходящих для использования в сложных ледовых условиях. Доказательством этого может служить следующий факт: в июле и декабре 1993 г. танкеры проекта СПГ Кенай вместимостью 71 500 м3 были заменены танкерами вместимостью 87 500 м3 под названиями «Полярный орел» и «Арктическое солнце». Они были на 15% короче первоначальных танкеров, вмещали СПГ на 23% больше. Это частично было связано с требованиями японской стороны об использовании больших по размеру и новых танкеров, частично – с увеличением пропускной способности завода. Как и предшественники, эти танкеры были спроектированы для сложных погодных условий и низких температур. На них были размещены свободно стоящие призматические емкости; танкеры имеют ледовое усиление корпуса, пропеллера, валов и приводных механизмов.

Стоит также учитывать усложненность климатических, ледовых, волновых, ветровых условий при загрузке танкеров на северных заводахСПГ. При арктических условиях для улучшения эффективности первичного холодильного цикла потребуется, скорее всего, замена пропана хладагентом с более низкой точкой кипения. Это может быть этан, этилен или многокомпонентный смешанный хладагент. Способность заводов СПГ выиграть от теоретически более высокой эффективности сжижения газа при холодных температурах зависит от проектных температур арктических заводов и их проектных эксплуатационных стратегий. Если среднегодовая температура учитывается в проектах как фиксированная проектная температура, то потери из-за температур, более высоких, чем средняя температура (с коэффициентом 1,8%/°С), могут значительно перевесить преимущества эффективного конденсирования при температурах ниже, чем средние. Это может происходить из-за того, что объемы производстваСПГ будут меняться ради достижения и выполнения производственных квот. И, наоборот, фиксирование проекта по объемам и завышение проектных температур (выше средних температур окружающей среды) для достижения необходимых объемов может привести к более высокой общей эффективности, но и к более высоким капитальным затратам.

Если будет принято решение эксплуатировать завод при меняющихся объемах, зависящих от температуры окружающей среды, то свойства сырого газа и транспортная логистика СПГ должны будут подгоняться под такие вариации.

Это не всегда возможно. Например, более холодные природные условия могут привести к задержкам судов в то время, когда завод может выдавать максимальное количество продукции. Поэтому будет необходимо сбалансировать экономические преимущества больших технологических линий, оптимальную конфигурацию дизайна с точки зрения эксплуатации, а также сложности строительства и вызовы эксплуатации завода на отдаленных локациях при меняющихся природных условиях.

Таким образом, на основании сказанного можно сделать следующие выводы.

Набор установок, их технологические параметры и ассортимент попутно вырабатываемых продуктов зависят от свойств и объемов используемого газа. Анализ не выявил существенной зависимости от месторасположения завода СПГ таких факторов, как последовательность расположения технологических установок, выбор технологий подготовки газа и их функционирования.

Любой технологический процесс подходит для специфичных свойств газа и определенных условий применения, а наиболее практичными и эффективными в использовании из рассмотренных процессов являются процесс химической очисткиМДЭА с активатором и физический процесс «Sulfinol-D».

Выявлены существенные различия в выборе и эксплуатации технологии сжижения между северными и южными заводами СПГ. Климат и место расположения заводов – факторы, которые влияют на существующие и станут фактором влияния на будущие арктические проекты СПГ.

Список литературы

1. Пужайло А.Ф., Савченков С.В., Репин Д.Г. и др. Энергетические установки и электроснабжение объектов транспорта газа: Монография серии «Научные труды к 45-летию ОАО «Гипрогазцентр»/ Под ред. О.В. Крюкова. Т. 3. Н. Новгород: Исток, 2013. 300с.
2. Бучнев О.А., Саркисян В.А. Перспективы сжиженного природного газа на энергетических рынках//Газовая промышленность. 2005. №2.
3. Дорожкин В.Ю., Терегулов Р.К., Мастобаев Б.Н. Подготовка газа к сжижению в зависимости от его свойств//Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2013. №1.
4. Изотов Н.В., Никифоров В.Н. Исследование технологий сжижения природного газа//Газовая промышленность. 2005. №1.