3. Этап - 1980-е годы.

Мировой рынок СПГ динамично развивался: число поставщиков СПГ увеличилось на треть, доходы от продаж возросли на 60%, несмотря на то, что в результате нефтяного кризиса 1979 г. многие контракты были прерваны. Были закрыты два распределительных терминала в США, приостановлены или аннулированы отдельные крупные проекты.

Только два новых завода СПГ вошли в строй в этот период: в Малайзии (г. Бинтулу), построенный в результате кооперации с Малазийской национальной нефтяной компанией (Petronas) в 1983 г.; мощность этого завода 10,2 млрд м³/год (3 линии); завод австралийской компании Australian Northwest Shelf (NWS). Этот завод начал работать в 1989 г.; строительство осуществляла компания Shell при технической поддержке других компаний; мощность завода 10,2 млрд м³/год (3 линии).

В 80-е годы наращивали мощности уже действующие заводы в Алжире и Индонезии. Так, в Алжире компанией Sonatrach в 1981 г. была осуществлена вторая фаза развития завода в г. Арзев (6 линий суммарной мощностью 8,3 млрд м³/год). Этой же компанией в 1981 г. была реализована вторая фаза строительства завода в г. Скикда (3 линии суммарной мощностью 4,1 млрд м³/год). В Индонезии продолжилось наращивание мощностей на действующих заводах в Аруне и Бонтанге: в Ару не в 1984 г. была осуществлена вторая фаза строительства (2 линии суммарной мощностью 4,1 млрд м³/год), а в 1986 г. - третья фаза (1 линия мощностью 5,2 млрд м³/год); в Бонтанге в 1983 г. были пущены 2 линии суммарной мощностью 4,4 млрд м³/год, а в 1989 г. одна линия мощностью 3,2 млрд м³/год.

В течение 80-х годов наиболее существенным технологическим новшеством стало внедрение воздушного охлаждения, которое впервые было применено на заводе компании NWS в Австралии. Оно стало применяться по причине введенных природоохранных ограничений на использование водного охлаждения в этом регионе. Позже этот процесс был применен и на других заводах для снижения издержек и сохранения окружающей среды.

4. Этап - 1990-е годы.

Одной из ключевых проблем начала 90-х годов стало сокращение расходов за счет увеличения мощности с переходом к газовым турбинам и компрессорам. Наибольших успехов в решении этой задачи добилась компания Shell, с помощью процесса APCI, разработанного для расширения мощностей завода в Малайзии. В 1995 г. здесь была реализована вторая фаза строительства завода в г. Бинтулу (3 линии суммарной производительностью 19,8 млрд м³/год). Это был первый завод, который начал использовать массивные газовые турбины мощностью 80 Мгв компании General Electric. На этом заводе был установлен рекорд мощности. За счет «эффекта масштаба» удельные капитальные затраты были снижены на 15-25%, удельный расход топлива - на 10-15%.

В 1999 г. компания Atlantic LNG of Trinidad & Tobago Ltd ввела в эксплуатацию новые мощности по сжижению газа в Тринидаде и Тобаго. Atlantic LNG представляет собой консорциум, в который входят BP PLC - 34%, BG Group PLC - 26%. Repsol-YPFSA - 20%, Cabot LNG LLC - 10% и NGC - 10%. Мощность завода - 4,1 млрд м³/год (одна линия). Компания Atlantic LNG осуществила снижение издержек за счет использования новейших технологических разработок и налаженной схемы поставок. Завод функционирует на оптимизированных каскадных процессах, разработанных компанией Phillips Petroleum Co, которые применяются на заводе СПГ в Кенае (Аляска, США). Основными потребителями завода в Тринидаде и Тобаго являются США и Япония, с которыми заключены двадцатилетние контракты на условиях «плати или бери». Снижению издержек способствовала развитая инфраструктура. Завод был построен на месте старого нефтехимического комбината. Хотя капитальные затраты на реализацию этого проекта составили 900 млн. долл., компания BP заявила, что удельные капитальные затраты на производство продукции снизились до 200 долл./т по сравнению с общемировыми 300 долл. /т.

В 1993 г. и 1998 г. было осуществлено расширение мощностей комплекса по сжижению природного газа в г. Бонтанг (Индонезия). Сначала была введена технологическая линия мощностью 3,2 млрд м³/год, а затем - 7,2 млрд м³/год. В 1993 г. был реализован проект второй очереди завода на о. Дас в Абу-Даби (введены три линии суммарной мощностью 3,2 млрд м³/год.

В конце 90-х годов начал функционировать завод по сжижению природного газа в Катаре. В 1997 г. были введены 2 линии суммарной мощностью 5,5 млрд м³/год, в 1998 г. еще одна линия производительностью 2,8 млрд м³/год.

В июне 1999 г. начал работу завод по производству СПГ в Нигерии¹. Были введены в эксплуатацию 2 линии суммарной мощностью 8,0 млрд. м³/год. В реализации проекта принимал участие консорциум фирм: National Nigerian Petroleum Corp. (Нигерия) - 49%, Shell - 25,6%, Elf (Франция) - 15%, AGIP (Италия) - 10,4%. Проект был объявлен консорциумом в ноябре 1995 г. В 1997 г. было выполнено предварительное технико- экономическое обоснование и в течение последующих 18 месяцев было осуществлено проектирование и строительство завода. В проектировании и строительстве принимали участие всемирно известные проектно-строительные фирмы: Technip (Франция), Snamprogetti (Италия), MW Kellogg (США), а также японская компания Japan Gasolin Corp. Место строительства завода было выбрано на о. Бонни в 40 км южнее г.Порт-Харкурт. В состав проекта входило сооружение 2 линий по сжижению природного газа с соответствующей инженерной инфраструктурой и газопровод длиной 217 км, соединяющий завод с месторождением. Каждая технологическая линия включает в свой состав газовую турбину, деметанизатор, деэтанизатор, депропанизатор и дебутанизатор, что обусловлено наличием в составе газа этана, пропана и бутанов, а также газового конденсата. Суммарное производство жидких продуктов составляет 0,3 млн.т/год. Для их транспортировки предусмотрены танкеры водоизмещением 35-40 тыс.т. В состав комплекса входят хранилища СПГ (общий объем 84,2 тыс. м³ и жидких продуктов (36 тыс. м³). Для транспортировки СПГ построено 7 метановозов емкостью 135 тыс. м³ каждый.

Проект нигерийского комплекса по производству СПГ имеет продолжение. В конце 2002 г. был осуществлен пуск третьей технологической линии мощностью 4 млрд м³/год. Оборудование третьей линии аналогично первым двум.

Суммарная мощность комплекса составила 12 млрд м³/год. Особенностью третьей технологической линии является то, что на ней получают также сжиженные нефтяные газы (объем производства пропана к 2007 г. достигнет 0,65 млн т/год, бутанов - 0,58 млн т/год, углеводородов С₅+ - 1,23 млн т/год). Реализация СПГ предусмотрена в Испанию и Португалию. Сжиженный нефтяной газ предполагается использовать в качестве сырья для сооружаемого рядом нефтехимического комплекса, а также экспортировать.

Пятый этап (с 2000 г. по настоящее время) явился временем ввода крупных единичных мощностей и использования технических достижений в области сжижения газа.