Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Технологии получения сжиженного природного газа. Учебное пособие
.pdf
В реализации проекта «Ямал СПГ» участвуют более 600 российских предприятий.
Один из ключевых рисков проекта – перевозка СПГ по Северному морскому пути. Круглогодичная транспортировка из порта Сабетта будет возможна только в западном направлении, в то время как в
восточном – лишь с июля по декабрь. Для перевозки будут использоваться танкеры арктического класса Arc 7, рассчитанные на температуру до минус 50 °С и прохождение льдов толщиной более 2,1 м без
сопровождения ледоколов.
Танкер-газовоз обладает системой двойного действия – носовая
часть приспособлена для навигации в открытой воде и в условиях
тонкого льда, а кормовая оптимизирована для самостоятельной навигации в сложных ледовых условиях.
В общей сложности будет задействовано 15 танкеров – все они
будут сооружены на корейской верфи Daewoo Shipbuilding & Marine
Engineering (DSME).
В летнюю навигацию арктические СПГ-танкеры будут доставлять
СПГ потребителям напрямую, а в зимнюю они будут заходить в терминал Зебрюгге, где бельгийская компания Flyxus (Yamal Trade, 100 %ная «дочка» «Ямал СПГ» заключила с ней контракт на 20 лет) будет
оказывать услуги по перевалке СПГ на танкеры конвенционного типа
для последующей доставки потребителям в Азии через Суэцкий канал.
Согласно оценкам «Ямал СПГ», доставка СПГ в азиатские страны
через восточное направление будет занимать в два раза меньше времени, чем через западное. Однако в полной мере реализовать это преимущество будет невозможно до тех пор, пока «Атомфлот» не введет в
строй универсальные атомные ледоколы мощностью 60 МВт – «Арктика», «Сибирь» и «Урал»; их сдача намечена на 2019, 2020 и 2021 гг.
Специально для проекта на заводе «Уралмаш» были разработаны
и изготовлены буровые установки «Арктика» (рис. 2.2).
11
Рис. 2.2. Буровая установка «Арктика»
В начале декабря была введена в эксплуатацию третья линия завода «Ямал СПГ». 11 декабря 2018 г. в процессе пуско-наладочных
работ под нагрузкой на третьей технологической линии завод
«Ямал СПГ» достиг проектной мощности производства (рис. 2.3). Об
этом сообщил глава компании «Новатэк» Л.В. Михельсон на заседании правительства РФ. Совокупная проектная мощность трех запущенных линий «Ямал СПГ» составляет 16,5 млн т в год СПГ, или
5,5 млн т в год для каждой линии.
Рис. 2.3. Третья линия «Ямал СПГ»
12
Завод по производству СПГ проектной мощностью 9,6 млн т в
год на ресурсной базе Лунского месторождения острова Сахалин
(рис. 2.4). «Сахалин-2» – это первый проект, реализуемый в России на
условиях соглашения о разделе продукции (рис. 2.5). Оператор проекта – компания Sakhalin Energy, совладельцами которой являются «Газпром» (50 % плюс одна акция), Shell (27,5 % минус одна акция),
Mitsui (12,5 %) и Mitsubishi (10 %).
Рис. 2.4. «Сахалин-2»
Запуск первой очереди «Ямал СПГ» мощностью 5,5 млн т в год
состоялся в декабре 2017 г. (см. рис. 2.5). Ввод в строй второй очереди намечен на III квартал 2018 г., а третьей – на I квартал 2019 г. В
начале октября 2017 г. «Новатэк» анонсировал планы по вводу четвертой линии завода мощностью до 1 млн т в год. Ее проектирование
уже завершила НИПИгазопереработка, принадлежащая «Сибуру».
Ввод в эксплуатацию намечен на IV квартал 2019 г.
Третья линия СПГ-завода будет введена в строй не раньше
2023 г. – такой срок установило руководство ПАО «Газпром»
в марте 2017 г.
13
Рис. 2.5. Танкер Cygnus Passage на терминале по отгрузке газа
первого в России СПГ-терминала (проект «Сахалин-2»)
В 2016 г. «Сахалин Энерджи» также установила рекорд
по производству СПГ – еженедельный объем производства превысил
255 тыс. т СПГ.
Доля сахалинского СПГ в 2016 г. в Азиатско-Тихоокеанском регионе составила около 6 %, на мировом рынке – около 4,5 %.
«Арктик СПГ-2» – проект завода по производству СПГ из трех
очередей общей мощностью до 18 млн т в год. Ресурсной базой
должно будет стать месторождение «Утреннее» с доказанными запасами 388,5 млрд м3 (согласно классификации SEC по состоянию на
31 декабря 2016 г.), расположенного на соседнем с Ямалом на Гыданском полуострове. Лицензией на него владеет «дочка» «Новатэк»
«Арктик СПГ-2».
Технико-экономическое обоснование проекта будет представлено
не раньше 2018 г. Согласно предварительной оценке «Новатэк», за
счет 30 %-ного снижения средних капиталозатрат в сравнении с
«Ямал СПГ» его стоимость составит 19 млрд долл. США. В отличие
14
от проекта «Ямал СПГ» линии по сжижению газа будут расположены
не на берегу, а в Карском море на гравитационных платформах; как и
остальное оборудование, они будут произведены на Кольской верфи
в Мурманской области.
Один из рисков проекта – растущая конкуренция на мировом
рынке СПГ. Производство сжиженного газа на втором заводе «Новатэк» должно будет начаться в 2022 г.: по оценке Международного
энергетического агентства, к этому моменту глобальное производство
СПГ вырастет до 650 млрд м3 в год в сравнении с 452 млрд в 2016 г.,
тогда как спрос достигнет лишь 460 млрд. В таких условиях у потребителей будет больше возможностей добиваться низких цен.
Линии сжижения будут не на суше, а на плавучих платформах на
гравитационных основаниях в Обской губе. Основные строительные
работы будут вестись на Кольской судоверфи под Мурманском, а затем
платформа с почти готовой линией будет транспортирована в Обскую
губу, где должно происходить только подключение коммуникаций и
пусконаладочные работы. Это позволит сократить расходы на логистику и устройство фундаментов зданий в условиях вечной мерзлоты.
«Штокмановский СПГ» – Штокмановское газоконденсатное месторождение (ШГКМ) – сверхгигантское месторождение газа в Баренцевом море с оцененными запасами природного газа на уровне
3,8 трлн м3 и до 37 млн т газового конденсата; оно было открыто в
конце 1980-х годов. Ввиду того, что месторождение расположено в
555 км на удалении от берега в Арктике на глубине моря 300–330 м,
его разработка считается чрезвычайно капиталоемкой и высокотехнологичной. Месторождение находится на глубине моря 350 м и
охватывает площадь в 1400 м2 (рис. 2.6). Его разработка осложняется
опасностью, связанной с айсбергами массой в 1 млн т, дрейфующими
со скоростью до 0,25 м/с, а также с дрейфующими льдами толщиной
в 1,2 м, которые движутся со скоростью до 1 м/с. Месторождение
находится в четырех основных пластах, которые могут разрабатываться по отдельности. Глубина коллектора составляет 1900–2300 м.
15
Рис. 2.6. Установка для добычи газа на шельфе
Проект завода по производству СПГ мощностью 7,5 млн т в годна ресурсной базе Штокмановского месторождения шельфа Баренцева моря с запасами 38 трлн м3 газа. Оператором проекта должна была
стать компания Shtokman Development AG, в которой 51 % принадлежал «Газпрому», 25 % – французской Total и еще 24 % – норвежской StatoilHydro.
По ряду, в основном экономических причин «Газпром» был вынужден от проекта на неопределенное время отказаться. В мае 2013 г.
компания признала, что Штокман будет осваиваться уже будущими
поколениями.
«Дальневосточный СПГ» – проект завода по производству СПГ
мощностью 5 млн т в год с возможностью расширения до 10 млн т.
16
Его ресурсной базой должны будут стать месторождения проекта
«Сахалин-1» – Чайво, Одопту и Аркутун-Даги с запасами 307 млн т
нефти и 485 млрд м3 газа, которые разрабатываются консорциумом
«Эксон Нефтегаз Лимитед» (по 30 % – у ExxonMobil и японской
Sodeco, по 20 % – у «Роснефти» и индийской ONGC).
«Дальневосточный СПГ» – совместный проект «Роснефти» и
ExxonMobil. Работа над ним ведется с февраля 2013 г. С 2013 г. «Рос-
нефть» пыталась получить доступ к Транссахалинской трубопроводной системе, которая была возведена акционерами проекта «Сахалин2». С учетом затрат на расширение Транссахалинской трубопроводной системы «Роснефть» оценивала проект «Дальневосточный СПГ»
в 12 млрд долл. США, а без них – в 8 млрд долл. США.
«Печора СПГ» – проект завода по производству СПГ мощностью
4 млн т в год на ресурсной базе Кумжинского и Коровинского месторождений Ненецкого автономного округа с общими запасами
165 млрд м3 газа. Оператор проекта – совместное предприятие, созданное в 2015 г. (компания «Роснефть» и группа «Аллтек»).
«Балтийский СПГ» – проект завода по производству СПГ мощно-
стью 10 млн т в год с возможностью расширения до 15 млн т в год,
который будет расположен в порту Усть-Луга Ленинградской области. Оператором проекта должно будет стать СП «Газпрома» и Shell –
о его создании компании договорились в июне 2017 г. Роль ресурсной базы будут выполнять не конкретные месторождения, а поставки
из единой системы газоснабжения «Газпрома».
Кроме того, существуют малотоннажные СПГ-проекты годовой
мощностью до 1 млн т.
В России к их числу относится проект «Владивосток СПГ» «Газпрома», ресурсной базой которого станет либо Чаяндинское месторождение Якутии (с запасами 1,4 трлн м3 газа), либо группа месторождений
проекта «Сахалин-3» – Южно-Киринское (с запасами 711,2 млрд м3),
3
Киринское (162,5 млрд м
) и Мынгинское (19,8 млрд м3).
17
В 2017 г. суммарное производство СПГ на заводах России составило 11 ,76 млн т в год СПГ, что на 0,83 млн т (+7,6 %) больше, чем в
2016 г. (рис. 2.7).
Рис. 2.7. Производство СПГ в РФ в млн т
На 2018 г. в РФ действует два СПГ-завода.
СПГ-завод проекта «Сахалин-2» запущен в 2009 г. По итогам
2015 г. производство составило 10,8 млн т в год, превысив проектную
мощность на 1,2 млн т в год.
Вторым крупным игроком на рынке российского СПГ становится
компания «Новатэк», которая в январе 2018 г. ввела в эксплуатацию
СПГ- завод на проекте «Ямал-СПГ».
Объем поставок в феврале 2019 г. в страны ЕС с терминала
«Ямал-СПГ» составил 1,41 млн т СПГ, или 19 партий.
По данным Refinitiv Eikon, второе место по поставкам СПГ в
феврале занял Катар с 18 партиями в объеме 1,33 млн т. Алжир и Нигерия поставили в ЕС 18 и 16 партий СПГ соответственно. При этом
поставки СПГ из США составили лишь 0,64 млн т (9 партий), снизившись до наиболее низкого уровня с ноября 2018 г. В январе США
занимали 2-е место по поставкам СПГ в Европу после Катара.
Наибольший объем СПГ из России был поставлен на регазификационные терминалы на северо-западе Европы. По оценкам Reuters,
данная статистика показывает высокую конкурентоспособность российского СПГ в Европе.
18
Контрольные вопросы
1. Назовите действующие проекты производства СПГ в России.
2. Каковы основные риски проекта «Ямал-СПГ»?
3. Назовите основной регион поставок для проекта «Сахалин-2».
4. Какие проекты заводов по производству СПГ существуют в России? В
чем сложности их реализации?
19
3. ТЕХНОЛОГИИ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА
Сжижение газа представляет собой переход вещества из газообразного состояния в жидкое, который относится к фазовым переходам
первого рода. При неизменных параметрах, таких как состав и температура газа, изменяется плотность и, следовательно, объем газа. Фазовый
переход «газ – жидкость» может произойти только при температуре
ниже критической, т.к. при Т > Tк жидкость не может существовать.
3.1. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СЖИЖЕНИЯ ГАЗОВ
Теоретически существуют два способа сжижения газа при минимальных энергозатратах:
1) первый способ. На первой стадии газ изобарно охлаждается
внешним источником охлаждения до температуры начала конденсации. На рис. 3.1 этому процессу соответствует участок 1–2. На второй
стадии газ конденсируется при постоянной температуре, отдавая теплоту тому же внешнему источнику охлаждения. На рис. 3.1 этому
процессу соответствует участок 2–f. Общее количество теплоты, которое необходимо отвести от газа при его сжижении, соответствует
площади ниже линии 1–2–f;
2) второй способ. В этом способе нет внешнего источника охлаждения. Газ переходит в жидкое состояние благодаря процессам сжатия и расширения, происходящих с самим газом. На первой стадии
газ изотермически сжимают, в результате чего увеличивается давление газа (см. рис. 3.1, участок 1–3). На второй стадии изоэнтропически расширяют до полной конденсации (см. рис. 3.1, участок 3–f).
Чтобы вернуть газ из состояния f в состояние 1, необходимо его
нагреть. Сначала надо передать ему тепло испарения (линия f–2,
см. рис. 3.1), а затем нагреть от температуры Тх до температуры Т0
(линия 2–1, см. рис. 3.1). Циркулирующий газ называют рабочим телом или хладагентом холодильного цикла.
20
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]