автореферат диссертации по истории, специальность ВАК РФ 07.00.10
диссертация на тему: Развитие и совершенствование технологий подготовки и производства сжиженного природного газа на южных и северных заводах

Полный текст автореферата диссертации по теме "Развитие и совершенствование технологий подготовки и производства сжиженного природного газа на южных и северных заводах"

На правах рукописи

Дорожкин Всеволод Юрьевич

РАЗВИТИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ПОДГОТОВКИ И ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ЮЖНЫХ И СЕВЕРНЫХ ЗАВОДАХ

Специальности: 07.00.10 - История науки и техники 02.00.13 - Нефтехимия

2 8 НОЯ 2013

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2013

005540588

005540588

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Научный руководитель - Мастобаев Борис Николаевич, доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты: Зенцов Вячеслав Николаевич, доктор технических наук, ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», профессор

Пантелеев Дмитрий Вячеславович,

кандидат технических наук,

ООО «ВолгоУралНИПИгаз», директор

Ведущая организация - ГУП «Институт нефтехимпереработки» РБ

Защита состоится «17» декабря 2013 года в 16:00 на заседании диссертационного совета Д 212.289.01, ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Автореферат разослан «15 » ноября 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета профессор

(7 / А.М. Сыркин

\ /

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Природный газ является сегодня и останется на видимую перспективу жизненно важным компонентом в обеспечении глобальных энергетических потребностей ввиду своих преимуществ перед другими видами ископаемого топлива и в силу постоянно растущей в нем потребности.

Ббльшая часть газа доставляется потребителям по трубопроводам в газообразной форме. В ряде случаев (прежде всего это труднодоступные офшорные месторождения) транспорт сжиженного природного газа (СПГ) оказывается предпочтительнее, чем другие способы доставки. Соответствующие расчеты показали, что перевозка СПГ танкерами оказывается экономически рентабельной при расстояниях от 2500 км (с учетом строительства мощностей сжижения и регазификации). 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 - не простая задача. Важной особенностью заводов СПГ является то, что большинство затратных статей диктуется специфичными параметрами — такими, как: качество сырого газа, природные и климатические условия, топография, объемы морских работ, доступность инфраструктуры, экономические и политические условия. Технический дизайн зачастую может только адаптироваться к подобным параметрам.

Поэтому особый интерес представляют технологии подготовки газа и его сжижения, которые сегодня уже используются на современных заводах. Современные заводы СПГ можно классифицировать по разным признакам. Особенно важно, что существующие заводы можно разделить на две группы - по расположению в южных и более суровых северных широтах. Исходя из этого, можно проанализировать различия этих двух групп, учесть особенности и недостатки каждой, применить опьгг 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 снижение затрат. Поэтому такие технологические идеи, как проекты плавучих установок СПГ, направленные на снижение материальных, финансовых, трудовых и временных затрат, привлекают к себе все большее внимание.

Целью настоящей работы является исследование вопросов производства сжиженного природного газа на крупных заводах СПГ в южных (ОАЭ, Иран, Катар, Оман) и северных регионах (США, Норвегия, Россия) планеты.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

- исследовать процесс и хронологию развития производства СПГ, а также его особенности на южпых и северных заводах СПГ;

- провести анализ технологий подготовки и сжижения газа, используемых на вышеуказанных заводах;

- определить зависимость номенклатуры производимых побочных продуктов от свойств газа, используемого на заводах СПГ;

- изучить возможности применения плавучих установок СПГ в арктических условиях России на основе имеющегося опыта эксплуатации плавучих установок по обработке углеводородов.

Научная повизна. В данном исследовании впервые проведен комплексный анализ научных и документальных материалов по становлению, развитию и эксплуатации ряда заводов СПГ; акцент при этом делался на их особенностях и различиях. Проведен анализ спектра производимых на этих заводах побочных продуктов в зависимости от свойств используемого газа и их влияния на выбор применяемых технологий. В ходе анализа выявлены различия южных и северных заводов СПГ по технологиям подготовки и сжижения газа. Дана оценка перспектив их дальнейшего применения в арктических условиях России.

В историко-техническом плане впервые рассмотрены конструкционные и эксплуатационные характеристики плавучих установок СПГ. Проведен анализ технологий и технических средств по подготовке и сжижению газа при производстве СПГ в море; при этом выявлены особенности отгрузки и транспортировки сжиженного газа в этих условиях потребителю. Дана оценка перспектив дальнейшего применения этих технологий в арктических условиях России.

Практическая значимость. Основные положения работы используются в Уфимском государственном нефтяном техническом университете при подготовке магистров и аспирантов по направлению «Нефтегазовое дело» и могут быть востребованы другими техническими вузами и научно-исследовательскими институтами.

Материалы работы могут пайти применение на российских предприятиях газообеспечения при проектировании, строительстве и эксплуатации новых заводов СПГ, при решении задач оптимизации объектов СПГ, при разработке установок СПГ, адаптированных к арктическим условиям России и российского шельфа.

Представленные в диссертации материалы по эксплуатации заводов СПГ будут полезны для создания обобщающих историко-технических трудов, посвященных развитию газового дела в России и за рубежом.

Апробация работы. Результаты диссертационного исследования представлены на: 39-ой международной конференции ICOHTEC (Барселона, Испания, 2012); 63-ей научно-технической конференции студептов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 2012); XII Международной научной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела» (Уфа, 2012); VIII международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт» (Уфа, 2012).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 9 научных работ, в том числе 5 статей, опубликованных в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с перечнем ВАК, статьи в сборниках научных трудов (2), тезисы докладов (2).

Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения; содержит. 173 страницы текста, в том числе 24 таблицы, 62 рисунка, библиографический список использованной литературы из 139 наименований.

ОСНОВНОЕ СОД ЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе дан обзор литературы по современному состоянию производства СПГ, освещены проблемы и особенности становления и развития отрасли, а также ее возможного будущего.

Вторая глава посвящена описанию, анализу и сравнению технологий подготовки газа к сжижению и свойств газа, используемого на южных и северных заводах СПГ.

В третьей главе рассмотрены процессы сжижения газа на этих заводах; выявлены отличия, недостатки и преимущества этих процессов. Проведен анализ и определены зависимости выбора того или иного процесса сжижения газа для различных климатических условий и объемов запасов газа.

В четвертой главе выявляются особенности технологий подготовки и сжижения газа на плавучих установках и их конструкций в море; дается оценка возможностей использования плавучих и береговых установок СПГ в условиях северного российского шельфа.

1. Истории и развитие промышленного производства СПГ

Эксперименты по сжижению природного газа начались в конце 19-го века. Но только в 1941 году 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 году. Первым экспортным заводом СПГ с базисной нагрузкой стал проект «Camel» в Арзеве (Алжир), который был запущен в 1964 году. Первым заводом, где в 1969 году 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 таблице 1.

Таблица 1 - Введение в эксплуатацию заводов СПГ в мире

J6 Страна Год Компании № Страна Год KoMiraHHH № Сграна Год KoMnaHHH

1 Алжир, г.Ару / г. Скихда 1964 / 1972 "Sonatrach" / "Saipcm-Chiyoda" 12 Тр. и Тобаго 1999 "BP", "BG", "Repsol", "Tractebel" 23 Россия, Сахалин 2009 "Gasprom", "Shell"

2 США, г.Кенай 1969 "ConocoPhillips, Marathon" 13 Нигерия 1999 "NNPC", "Shell", "Total", "Eni" 24 Катаргаз2 2009 "Qatar Petroleum", "ExxonMobil"

3 Ливия, Марсаэль Брега 1971 "Exxon", "Sirte Oü" 14 Катар, Расгаз 1999 "Qatar Petroleum", "ExxonMobil" 25 Йемен, Балхаф 2009 "Total", "Hunt Oil", "Yemen Gas", "Kogas", "Hyundai", "SK Corp", "GASSP"

4 Бруней, Лумуг 1972 "Shell" 15 Оман/ Оыаи Калхат 2000 / 2006 •TOO", "Shell", "Fenosa". "Itochu", "Osaka gas", "Total", "Korea LNG", "Partex", "Itochu" 26 Катар, Расгаз 2 2009 "Qatar Petroleum", "ExxonMobil"

6 ОАЭ 1977 "BP", "Total", "ADNOC" 16 Малайзия, Тита 2003 "Petronas", "Shell", "JX Nippon", "Diamond Gas" 27 Катар, Расгаз 3 2009 "Qatar Petroleum", "ExxonMobil"

7 Индонезия, Бокганг, о.Борнео 1977 "Pertamina", "Total" 17 Египет, Damictta (SEGAS) 2004 "Union Fenosa", "Eni", "EGAS". "EGPC" 28 Норвегия, Risavika, Scangass LNO 2009 "Scangass (Lyse)"

8 Индонезия, Арун, сев. Суматра 1978 "Pertamina", "Mobil LNG Indonesia", "JILCO" 18 Египет. Idtu (Egyptian LNG) 2005 "BG", "Petronas", "EGAS/EGPC" 29 Перу 2010 "Hunt Oil", "Repsol", "SK Corp", "Marubeni""

9 Малайзия, Сату 1983 "Petronas", "Shell" 19 Австралия, Дарвин 2006 "Kenai LNG", "ConocoPhillips", "Santos", "Inpex", "Eni", "TEPCO" 30 КетвргаэЗ,4 2010 "ConocoPhillips", "Qatar Petroleum", "Shell"

10 Австралия, Сев.3вп. Шельф 1989 "Woodside", "Shell", "ВНР", "BP", "Chevron", "Mitsubishi"/ "Mitsui" 20 Экв. Гвиния.0. Биоко 2007 "Marathon", "GE Petrol" 31 Австралия, Pluto 2012 "Woodside"

9 Малайзия, Дуа 1995 "Petronas", "Shell" 21 Норвегия, о. Мелкойя, Сновнт 2007 "StatoiP, "Petoro", "Total" 32 Ангола, Soya 2013 "Chevron", "Sonangol", "BP", "Eni", "Total"

И Катлргаз1 1997 "Qatar Petroleum", "ExxonMobil" 22 Индонезия, Ириан-Джая, Taray 2009 "BP", "CNOOC", "INPEX", "LNO Japan", "JX Nippon Oil & Energy". "KG Beratl", "Talisman" 33

На начало ноября 2013 года действовало 32 завода СПГ в 19 странах мира; 11 производств СПГ в 5 странах мира находятся в стадии строительства; в 8 странах проектируется строительство еще 16 Заводов СПГ.

В России, кроме завода СПГ на о. Сахалин, существует проект строительства завода «Балтийский СПГ» в Ленинградской области, запланирован завод СПГ на Ямале с привлечением иностранных партнёров. 12 мая 2009 года на российско-японском бизнес-форуме, В.В. Путин заявил, что в Приморье также будет построен завод СПГ. Есть предложения по строительству мощностей СПГ для разработки Штокмановского, Южно-тамбейского месторождений и для реализации проектов "Сахалин-1", "Сахалин-3".

Среди мпогих зарубежных ученых, занимавшихся вопросами, касающимися СПГ, следует назвать прежде всего таких, как Д.Л. Андресс, К. Арнольд, Д. Вуд, А. Кваерпер, С. Мохатаб, Р.К. Нагельвоорт, P.C. Хейерштед, М.С. Чой, М.Д. Экономидес.

В России над решением проблем этой индустрии в разные годы работали: Н.М. Байков, И.В. Бармин, А.Б. Брагинский, Е.В. Веселков, B.C. Вовк, А.Г. Гречко, И.А. Грицай, Е.И. Зоря, М.В. Елистратов, В.В. Имшенецкий, Р.Г. Касаткин, И.Д., Г.Е. Коробков, И.Д. Кунис, C.B. Ларионов, М. Майорец, Б.Н. Мастобаев, Б.А. Никитин, Ю.Н. Орлов, Б.С. Рачевский, A.B. Резер, С.М. Резер, К.В. Симонов, Р.К. Терегулов, Д.А. Удалов, К.Ю. Чириков, Л.А. Шелыгин, Г.С. Широкова, А.Л. Яковлев и другие. В проектах, связанных со сжиженным газом, был задействован целый ряд российских организаций: институт ОАО «Газпром» ООО «ВНИИгаз», Московский газоперерабатывающий завод, Сосногорский и Оренбургский ГПЗ, ОАО «Машиностроительный завод «Арсенал»», ОАО «НПО Гелиймаш», ООО «ИИЦ «Стирлинг-технологии»», Ленхиммаш, ОАО «Криогенмаш», ОАО «Уралкриомаш» и т.д.

Вся система СПГ включает в себя 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 первых прибылей. 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 (расстояние до морского порта или до пристани).

За прошедшие 50 лет индустрия СПГ сделала большой скачок. Если совокупность всех усовершенствований за указанный период условно обозначить, как 100%, то 15% - это

улучшение процесса, еще 15% - улучшение оборудования, а 70% приходится на теплоэнергетическую интеграцию. За прошедшие годы капитальные затраты снизились на 30%, также произошло снижение расходов на транспорт СПГ. Есть явный тренд в сторону увеличения объемов технологических линий. С 1964 года мощность отдельно взятой технологической линии увеличилась в 20 раз. При этом по нынешнему состоянию экономики и технологий газовые ресурсы, которые оцениваются как труднодоступные, оцениваются в 127,5 трлн. м3. Проблема заключается в транспортировке сжатого топлива на большие дистанции и через значительные водные пространства. Поставщики газа уже сейчас конкурируют между собой. При неравномерном распределении ресурсов природного газа в мире задача монетизации этих ресурсов посредством трубопроводов может оказаться невыполнимой или экономически непривлекательной. Для рынков удаленных более чем на 1500 миль (>2500 км) СПГ оказался экономичным вариантом. Во многом по этой причине с 2005 по 2018 год объемы глобальных поставок СПГ должны удвоиться.

Спотовых продаж практически не было, за исключением необходимости реализовать выпадавшие из долгосрочных планов объемы. Рынки СПГ находились в основном в местах с высоким индустриальным ростом. Некоторые контракты заключались по фиксированным ценам, что изменилось в 1991 году, когда стоимость СПГ начали привязывать к нефти и нефтепродуктам. Пропорция торговли на рынке спот увеличилась с 4% в 1990 году до 18% к 2012 году. В разных концах планеты одновременно несколько покупателей и продавцов конкурируют в борьбе за одну и ту же поставку.

Вместе с тем многое осталось неизменным: стоимость большей части СПГ по-прежнему привязывается к нефти и нефтепродуктам, большая часть газа идет на азиатский рынок (60% в 2010 году), большинство контрактов являются долгосрочными (82% контрактов заключается на срок от 5 и более лет).

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 тонн в год. В основе технологических процессов с объемами от 3 до 10 млн тонн 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 не намного 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. Поэтому индустрия СПГ остается весьма капиталоемкой.

Вполне возможно, что индустрия 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 активпости 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 положепие в обозримом будущем.

2. 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, который затем стабилизируется. Поскольку большая часть примесей (вода, С02, H2S, Hg, N2, Не, карбонилсульфид COS, меркаптаны RSH и т.д.) замерзает при температурах СПГ 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 таблице 2 представлены сводные данные по углеводородному сырью, используемому на всех рассматриваемых заводах.

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. Причем содержание азота варьируется в пределах 0,1-4,56%, а наличие С02 меняется от 0,07 до 8%. Содержание жирпого газа колеблется от 1% на заводе СПГ в ОАЭ до 511% 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 Катаргаз-2. Присутствие RSH, COS подтверждено в газе проекта СПГ Ирана.

Таблица 2 - Составы газа на северных и южных заводах

N9 Компонент Сырой газ на южных заводах СЛГ Сырой газ на северных ззводэх СЛГ

ОАЭ (усредненный поток) Оман (усредненный поток) Катар Иран (м. Южный Парс) Кенай, США Мелкойл, Норвегия (усредненный поток) Сахалин, Россия

Сухой газ Жирный газ

1 С]. % 68,7 87,1 82,8 82,8-97,4 99,7 83,5 п п

2 с,.% 12,0 7,1 5,2 8,4-11,5 0,07 1,4 п п

3 с,.% 6,5 2,2 2,0 0,06 2,2 п п

4 с,,% 2,6 1.3 1,1 2,2 п п

5 Cs, % 0,7 0,8 0,6 1,2 п п

6 cv.% 0,3 0,5 2,6 8,6 п п

7 H,S. % 2,9 0 0,5 0,5-1,21 0,01 нет ни п

8 СОз, % 6,1 1 1,8 1,8-2,53 0,07 0,4 5-8% 0,7

9 N,.% 0,1 0,1 3,3 3,3-4,56 0,1 0,5 0,8-3,6» <0,5

10 Нв НИ п П П НИ НИ П П

11 Не НИ ни П НИ НИ НИ НИ НИ

12 COS, млн.долей НИ ни НИ 3 НИ НИ НИ НИ

13 RSH, млн. долей ни ни НИ 232 НИ ни НИ ни

14 Н,0 п п П П п п П п

Примечание: ни - нет точной информации; П - присутствует

Состав и объемы газа влияют не только на количество производимого СПГ, но и на объемы и разнообразие побочных продуктов, что показано в таблице 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.

В таблице 4 представлены процессы, которые используются на заводах СПГ для обработки газа. Для удаления кислых газов на заводе в ОАЭ используется процесс «Ш-Риге». Это комбинация процесса с растворителем на основе К2СО3 для удаления основного объема СОг и процесса с аминовым растворителем на основе ДЭА (диэтаноламина) для удаления остающейся части С02 и Н23. Основные химические реакции при использовании обоих растворителей - это реакции с Н25 и СОг.

Химическая реакция К2СО3 с НгЭ:

К2С03 + Я25 'КНБ + КНС03

Таблица 3 - Побочные продукты в составе газа на рассматриваемых заводах СПГ

Побочный продукт

СНГ

Конденсат

ОАЭ

Нет

Да

Оман

Нет

Да

Катар

Да

Да

Иран

Нет

Да

Кенай, США

НИ

НИ

Мелкойя, Норвегия

Да

Да

Сахалин, Россия

НИ

Да

Сера

Этан

Пропан

Бутан

Да

Нет

Да

Да

Нет

Да

Да

НИ

Нет

Нет

Нет

НИ

Нет

Нет

Да

НИ

Нет

Нет

Да

НИ

Нет

Да Да

Нет

НИ

НИ

НИ

НИ

Нафта

Керосин

Газойль Гелий

Нет

Нет

Нет НИ

Нет

Да

Нет

НИ

Нет

Да

Нет

НИ

Нет НИ

Да Да

Нет НИ

НИ НИ

Нет

Нет

Нет НИ

НИ НИ

ни ни

Химическая реакция К2СОз с С02:

К2С03 + С0г + Н20 '2КНСП3

Таблица 4 - Последовательность и технологии подготовки газа на заводах СПГ

№ Завод СПГ H,S СО, N, Hg Не COS карбонил сульфида RSH неркаланы, клн. долей Н,0 Предварительное охлаждение Тяжелые углеводороды

1 Последовательность этапа обработки та в процессе подготовки к сжижению 1 нлнЗ кли 4 I или 3 или 4 НИ ни ни ни НИ 1,2 или 3 или 4 2 клн 3 или 4 3

Кенай НИ НИ НИ НИ ни ни НИ НИ Пропан НИ

2 Последовательность этапа обработки газа в процессе подготовки к сжижению 1 1 ни 3 ни НИ НИ 2 НИ 4

Сахалин "Su[finol-D"; "fiMDEA" ни НИ ни ни НИ НИ Этан, пропан НИ

3 Последовательность этапа обработки газа в процессе подготовки к сжижению 1Ш I б 3 ни ни НИ 2 4 3

"HMDEA" "aMDEA" ни ни ни ни НИ НИ Метан, май, пропан, азот Фракционирование

4 Последовательность этапа обработки газа в процессе подготовки к сжижению 1 1 ни ни ни ни 3 3 НИ ни

СПГ Ирана "aMDEA" "аМППА" ни . ни ни ни Микрофильтр "Zeochem"; "Lurgi Puriral" Микрофнлыр "Zcochem" Метая, э-пш, пропал, азот НИ

5 Тоследовательность этапа обработки газа в процессе подготовки к сжижению НИ НИ ни ни ни ни НИ ни НИ НИ

Кат*рга>2 "aMDEA" "aMDEA" ни ни ни ни НИ НИ Пропан НИ

6 Последовательность »тала обработки газа в процессе подготовки к сжижению 1 1 ни ни ни ни НИ 3 4 5

ОАЭ "Hi-Риге" карбонатный процесс грубой очистки; ДЭА) ни ни ни ни НИ НИ Пропан Фракционирование

7 Последовательное» этапа збрабопси газа в процессе подготовки к сжижению НИ НИ ни ни ни ни НИ ни НИ НИ

1 Оман "ADIP-X" "aMDEA") "AD1P-X" "aMDEA") П ни ни ни НИ ни Пропан НИ

примечание: ни - нет точной информации; П»последний этап »технологическом процессе . последний эта в технологичес ом процессе

Карбонат трансформируется в бикарбонат во время абсорбционного цикла. Во время регеиерационного цикла бикарбонат снова трансформируется в карбонат после того, как удаляется С02.

К преимуществам процесса обработки газа с К2СО3 относится то, что этот процесс не подвержен воздействию кислорода, при этом хорошо удаляются COS и сернистый углерод (CS2); процесс подходит для объемного удаления С02, свободного от H2S или сырого газа с высоким отношением C02/H2S; также может удаляться часть меркаптанов.

Однако процесс с использованием горячего раствора активированного углекислого калия не подходит для очистки смесей газа, в которых нет С02 или содержится малое его количество. Кроме того, когда H2S в сочетании с С02 присутствует в сыром газе, соли серы, образующиеся от реакции с сероводородом, сложно регенерировать, что в результате влияет на полезную загрузку раствора, который теряет впоследствии свою эффективность. Таким образом, процесс не подходит для избирательного удаления С02, когда H2S присутствует в сыром газе в пренебрежимо малых количествах.

ДЭА - органическое соединение, представляющее собой вторичный амин и диалкоголь. Как и другие амины, диэтаноламин действует как слабое основание. С H2S ДЭА реагирует быстрее, чем с С02. Реакция с H2S происходит с образованием бисульфида этаноламина:

R2NH + H:S , —'R;NH?HS

Химическая абсорбция С02 более сложная. Двуокись углерода реагирует с ДЭА с образованием соли карбаминовой кислоты:

2R2NH + С02 'R2NCOOR7NH,

В водном растворе органическая кислота (С02+Н20) реагирует с ДЭА с образованием соли бикарбоната:

R2NH+ Н20+ С02 __ZZ:R2NH2HC03, где R=C2H4OH.

Все приведенные реакции обратимы. Они экзотермические слева направо (абсорбция) и эндотермические справа налево (регенерация).

Преимуществом ДЭА является то, что это органическое соединение лучше реагирует с С02, чем третичные амины; продукты разложения гораздо менее коррозионны, чем в случае с метилэтаноламином (МЭА). ДЭА подходит для эксплуатации в условиях низких давлений, требует меньших затрат тепла, чем МЭА, не нуждается в модуле восстановления для удаления твердых солей, относительно дешев; H2S и С02 удаляются до таких малых долей, насколько необходимо.

К недостаткам ДЭА можно отнести не самую большую эффективность среди химических процессов, пониженную избирательность, ухудшение качества раствора с повышением температуры; как и другие амины, ДЭА подвергается окислению, подходит для обработки потоков газа с менее строгими спецификациями по СОг.

Стандартная схема аминовой установки представлена на рисунке 1. На заводах СПГ в Иране, Норвегии, Катаре, Омане и на Сахалине применяется система аминовой очистки кислых газов МДЭА (метилдиэтаноламин) с активатором ("аМОЕА"). У этого процесса есть целый 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.

Реакции с основными загрязнителями приведены ниже. МДЭА реагирует с Нгв мгновенно:

Скорость абсорбции СОг с помощью механизма с образованием угольной кислотой ограничивается достаточно медленной гидратацией СО2. Таким образом, пока реакция гидролиза не ускорена с помощью катализатора, уровень поглощения СОг нисколько не возрастает. Поэтому для обеспечения абсорбции СОг необходимо добавление активатора. Наличие активатора (например, пиперазина) позволяет в десятки раз ускорить абсорбцию С02.

д2л/ся3 + я25 ¡шгд2лшсЯзЯ5

Рисунок 1 - Стандартная схема аминовой установки

Сначала третичные амины диссоциируют в воде и образуют гидроксид-ион:

RN + Н20 , Я/УЯ+ + 0Н~

СОг поглощается в основном водой и подвергается гидролизу: С02 + Н20 ' Я+ + НСО3

Гидроксид-ион является тем, что дает щелочность аминам. Поскольку раствор щелочной, то прекрасно поглощает протоны, образующиеся при гидролизе С02. Образующийся бикарбонат легко удаляется из насыщенного раствора с повторным образованием ненасыщенного раствора СОг, что становится единственной важной реакцией:

R2NCH3 + Н20 + СОг 'R2NHCH3HCQ3. где R=C2H4OH.

Все приведенные реакции обратимы.

Преимуществ у процесса МДЭА с активатором очень много. Это лучшая абсорбционная и избирательная способность по сравнению с другими аминами, более низкое давление паров, более оптимальные параметры эксплуатационной температуры и потребления энергии, способность к обработке больших объемов при меньшей скорости и объеме циркуляции, наименьшая коррозионность и наилучшая химическая и термическая стабильность среди всех аминов. Растворы МДЭА не вступают в реакции с СОг с образованием устойчивых солей; могут «подстраиваться» для решения специфичных проблем образования термоустойчивых солей, запенивания, коррозии, аккумулирования СО2 , селективного удаления СОг и H2S и т.д.

У процесса МДЭА, как с активатором, так и без активатора, есть свои недостатки. Процесс МДЭА без активатора не может обеспечить глубокое удаление С02. Но и при использовании активатора достижение спецификации по H2S становится труднодостижимым, если газ па входе содержит около или более 1000 промилле H2S. В некоторых случаях для потоков с низким давлением (из-за меньшей взаимосвязи с H2S, СО2 по сравнению с ДЭА) МДЭА не может производить газ по спецификации, высокое содержание С02 по отношению к H2S может вызывать запенивание.

Процесс "Sulfinol-D" используется только на одном из рассматриваемых заводов - на Сахалине. Причем "Sulfinol-D" используется здесь вместе с aMDEA. "Sulfinol-D", лицензионный продукт компании "Shell", сочетает в себе свойства физических и химических растворителей-абсорбентов. В основу этого процесса закладывается комбинация, сориентированная на потенциал высокой абсорбции алканоламина (химическая абсорбция) и низкую потребность в энергии для регенерации физического раствора (физическая абсорбция). Он представляет собой смесь 40% физического растворителя сульфолана (тетрагидротиофена 1-1 диоксид, C4H8O2S), 45% диизопропаноламина СвН^Ж^ (ДИПА) и 15% воды. Физический растворитель сульфолан обеспечивает системе способность удалять основную массу примесей. Сульфолан — отличный растворитель сернистых веществ — таких, как H2S, COS, CS2. Ароматические и тяжелые углеводороды и С02 растворяются в сульфолане в меньше степени. ДИПА - химический растворитель, вторичный амин. Действует в качестве вторичного очистителя, позволяет достичь требований спецификации. Эффективно удаляет H2S при

высоких давлениях. При низких давлениях селективно удаляет H2S. С увеличением давления селективность процесса уменьшается. "Sulfinol-D" используется, когда необходимо полное удаление H2S и С02 и глубокое удаление COS. "Sulfinol-D" может удалять меркаптаны и апкил-сульфиды. Обычно "Sulfinol-D" применяют, когда соотношение H2S:C02 в составе газа больше, чем 1:1, либо когда уровень удаления С02 не требуется доводить до уровня удаления H2S.

Преимуществами использования процесса "Sulfinol-D" являются то, что он лучше подходит для удаления меркаптанов и COS, чем аминовые системы; раствор стабилен, проблемы, связанные с коррозией, при его применении не являются основными.

Недостатками процесса "Sulfinol-D" является более высокая, чем у амиловых систем, стоимость; он хуже работает при низких парциальпых и эксплуатационных давлениях, избирательность по углеводородам у пего хуже, чем у аминов (хотя лучше, чем у чистых физических растворителей); для обратимости реакций ДИПА требуется модуль восстановления раствора.

Даже короткое сравнение преимуществ и недостатков процессов (таблица 5) показывает, что каждый из них подходит для специфичных свойств газа и условий применения. Вместе с тем это позволяет сделать вывод: наиболее практичными и удобными в использовании являются процесс химической очистки МДЭА с активатором и физический процесс "Sulfinol-D".

Таблица 5 - Сравнение процессов очистки кислых газов

Параметр МЭА ДЭА МДЭА "Sulfinol-D"

1 Концентрация ненасыщенного раствора, % масс. 15-25 25-35 40-60 80

2 Абсорбция углеводородов, СЗ+ нет нет НИ да

3 Иерегенерпрующиеся из-за присутствия COS образования да нет ни нет

4 Минимальное количество кислого газа в обработанном газе, промилле, H2S/C02 1/15 4/200 10/удаление только основной массы НИ

5 Избирательное удаление H2S нет нет да НИ

6 Удаление COS, CS2, меркаптанов Частичное Частичное Небольшое Да

7 Подверженность раствора разложению да (COS, CS2, С02) Частичное (COS, CS2, С02) Нет нет

Можно также отметить, что для каждого нового состава газа требуется своя инфраструктура, при изменении состава газа впоследствии может понадобиться введение дополнительных технологий обработки газа, а объем денежных вложений зависит от выбираемой технологии.

Отделяемые компоненты кислого газа необходимо обрабатывать далее по определенному технологическому процессу. Примером решения этого вопроса является концепт компании "Ьшф", предложенный для использования на заводе СПГ в Иране. Особенность такого подхода заключается в комбинации блока "Рипво!" по восстановлению меркаптанов, процесса производства серы в модифицированном аппарате Клауса и системы сжигания "Ьшф КошЫВигпег". На микрофильтре "геосЬет" удаляются меркаптаны и вода - до необходимой спецификации. После микрофильтра регенерированный газ, насыщенный меркаптанами, обрабатывается на установке отделения меркаптанов "РипзоГ. Регенерированный газ очищается до такого уровня содержания серы, что может быть использован в качестве топливного газа на заводе или в каких-то других целях. Отдельный поток газа, насыщенный на 50-70% меркаптанами, подается на агрегат восстановления серы, состоящий из модернизированной установки Клауса, модуля обработки остаточного газа и системы дегазирования серы ("АрЦВиЬР"). Описанный концепт позволяет достичь 99% отделения серы - от всей серы, имеющейся в сыром газе в начале обработки. Общая ответственность за весь проект (один контракт, общая гарантия и финансовые обязательства, один лицензионный сбор), оптимизированный дизайн и поставка газа из одного источника позволяют существенно сэкономить вложения и эксплуатационные расходы, повысить гибкость работы всего завода.

Дня осушки газа на заводах Сахалина, ОАЭ, Ирана, Катара, Норвегии предполагается использование предназначенных для этого микрофильтров. Микрофильтры с размерами пор ЗА и 4А используются для удаления влаги. Удаление серосодержащих компонентов и СО2 происходит на микрофильтрах с порами 5А и 13Х большего размера. Во многих случаях для уменьшения нагрузки на молекулярные сита газ охлаждается при первой низкотемпературной конденсации.

Наличие ртути подтверждается только на заводе Сновит. Стоит отметить, что поскольку последствия от присутствия ртути могут быть очень серьезными, многие операторы заводов СПГ устанавливают систему удаления ртути, даже если ее содержание не было определено в составе газа изначально (пример - завод в ОАЭ).

В случае присутствия в сыром газе достаточно большого количества углеводородов Сг+ добавляется система удаления жидких углеводородов, чтобы обеспечить стандарты по теплотворной способности. Фракционирование более тяжелых углеводородов в том или ином виде учтено на всех заводах.

Объемы газа и наличие мощностей других производств СПГ также влияют на выбор оборудования, что может быть продемонстрировано на примере использования общего

оборудования для побочных продуктов и СПГ в проекте Катара (что не закладывалось дизайном изначально). Подобпый опыт может быть полезен в будущем при разработке крупных месторождений, например при реализации группы проектов СПГ Ирана.

Наш анализ показывает, что последовательность процесса подготовки газа к сжижению одинакова на всех заводах, по которым такая информация имеется. Спачала отделяются кислые газы С02 и Н2Э, затем оставшаяся вода (большая часть воды отделяется еще во входном сепараторе) и другие серосодержащие компоненты, ртуть, после чего происходит процесс предварительного охлаждения и фракционирование, удаление азота.

При подготовке газа все составляющие этого процесса одинаково важны. Выпадение одной из частей описанной цепочки либо возникают проблемы со сжижением газа, либо начинает выходить из строя оборудование, либо нарушается спецификация СПГ на выходе. Все это указывает на интегрированность процесса и его обязательность для эффективной обработки газа.

Проведенный анализ не выявил зависимости технологий обработки и подготовки газа к сжижению от расположения в условиях юга или севера.

3. Сжижение газа

По большинству оценок и наблюдений, па 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 тепло 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 теплом между хладагентами. Многие процессы сжижения отличаются только холодильными циклами.

В таблице б представлены сравнительные характеристики процессов сжижения по всем анализируемым заводам. Схема технологии сжижения «СЗ/МЯ» (рисунок 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.

Таблица 6 - Сводная таблица данных по северным и южным заводам

Количество участников производства СПГ

Северные Заводы СПГ

Количество покупателей СПГ

Длительность контрактов на покупку СПГ, лет

Количество резервуаров СПГ

Объем резервуара, м1

Объем резервуарного парка, м1

Количество танкеров

Вместимость танкеров, м*

Количество _ технологически» линий

Объем одной линии, млн. тонн в год

Общий объем, млн. тонн год

Запасы rasa, млрд. м*

Начало эксплуатации завода

Территория завода, к

Используемая технология _ сжижения

Количество холодильных циклов

Состав первого хладагента. Предварительное охлаждение

Состав второго хладагента

Состав третьего хладагента

Дополнительное охлаждение

Максимальная производительность одной технологической линии по данной технологии сжижения, млн. тонн ___год

"Optimised Cascade"

вода, воздух

Примечание: НИ -нетточной информации

Южные Заводы СПГ

210000270000

уган, пропан

метан, этан, пропан, азот

метан, этан, пропан, азот

метан, этан, пропан, азот

метан, »тан, пропан, вэот

морская »ода

8 - теплый клим#т; 13 -ХОЛОДНЫЙ

климат

метан, зтэи, пропан, азот

метан, этан, пропан, азот

метан, этан, пропан, азот

морская вода, вода, воздух

68000125000

7,6

смешанный хладагент

вода, воздух

8»теплый климат; 13 -

ХОЛОДНЫЙ климвт

пролэн

7% азот, 38Х метан, 41* этан, 14* пропан

смешанный хладагент

морская вода, воздух

Объемы производства и выбор технологии не в последнюю очередь определяется 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 рассмотриваемых технологий сжижения газа на заводах в климатических условиях юга и севера, за исключением новой технологии "DMR", которая была целенаправленно разработана для условий Сахалина. Тем не менее, выбор той или иной технологии для определенного региона влияет на эффективность и энергопотребление при производстве сжиженного газа, 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.

'ar та .[¡ляд, gjg] ISDl,

i .. i. !:1 [>y i>i] ;

¿¿I

ГЗ

. L-

• SSU :v1?y!

при 3l'C |

|06саВвтд gooyo до» |

' L ; Q

lii

'■1-КЧ I

fr.

I

a

Рисунок 2 - Технология сжижения "СЗ/МК" и подготовка газа на заводе СПГ в ОАЭ

Количество участников проекта на южных заводах составляет от 3 до 9, и это в 1,5 раза больше, чем для северных проектов 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, когда 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. тонн в год. Аргументом в пользу такого утверждения служит завод СПГ в г. Кенай (США), где относительно небольшие объемы производства в 1,57 млн. тонн/год и ожидаемое истощение запасов ставит вопрос о целесообразности продолжения проекта после 40 лет успешной эксплуатации.

Дублирование критичного оборудования - такого, как холодильные компрессоры, пе распространено и имеет место только на старейшем заводе СПГ в г. Кенай. 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-го года 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 количество 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 по сравнению с применением 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 количества 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.

Количество 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 года танкеры проекта СПГ Кенай вместимостью 71500 м3 были заменены танкерами вместимостью в 87500 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 новых и ббльших по размеру танкеров и новых танкеров, частично же - 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 усложнённость климатических, ледовых, волновых, ветровых условий при загрузке танкеров на северных заводах СПГ. При арктических условиях для улучшения эффективности первичного холодильного цикла потребуется, скорее всего, замена пропанового контура хладагентом с более низкой точкой кипения. Это может бьггь 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 производства СПГ 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.

4. Производство газа в море

Сегодня происходит переход индустрии офшорных установок СПГ из фазы теоретических исследований в фазу практических разработок и реализации проектов. По мере развития технологий и появления новых возможностей определенное количество береговых проектов будут переведены в офшорные, а также появятся новые офшорные проекты.

Впервые проект плавучей установки был разработан в 1980-х гг. для поставок газа в США (иранский проект "Канган"). Этот проект не был реализован до конца из-за политической нестабильности в стране. И только в мае 2012 года было принято решение об инвестировании в реализацию нового проекта первой плавучей установки под названием "Prelude" компании "Shell".

Важной вехой считается середипа 1980-х, когда нефтяная плавучая установка "Petrojarl-1" была сдана в эксплуатацию в Северном :море. Эта установка подтвердила пригодность плавучих установок с цельным корпусом, сложным технологическим и вспомогательным оборудованием, в том числе с оборудованием хранения и отгрузки СПГ в суровых условиях.

Плавучая установка СПГ - это новый тип плавучей платформы СПГ, которая состоит из платформы добычи, хранения и отгрузки представляет собой корпус судна, оборудованного и установкой сжижения, и емкостями для хранения СПГ. Этот новый вид установки был разработан в качестве альтернативы длинным трубопроводам от удаленных, труднодоступных офшорных месторождений до береговой установки сжижения.

При строительстве офшорных модулей сжижения газа решается несколько уникальных проектных задач, включая учет воздействия волнения моря на качество работы оборудования, пространственные ограничения и повышенные (в отличие от наземных объектов) требования безопасности - в силу компактного расположения оборудования и ограниченности пространства. Упрощается доставка материалов и дорогого оборудования, выдерживается следование 1рафикам. Владелец плавучей установки может получить контракт, основываясь на твердо фиксированной дате, практически устраняется проблема определения стоимости СПГ на момент запуска. Преимуществами плавучего оффшорного модуля являются также более быстрое возвращение капитальных затрат и более сжатые сроки строительства.

Следует отметить существенные моменты, которые обязательно должны приниматься во внимание при проектировании плавучей установки. Это прежде всего точное понимание

операторами поставленных задач и последовательности их выполнения, конфигурация погрузочно-разгрузочной точки, гидрометеорологические условия, навигационные возможности в этой зоне, расстояние от берега и возможности береговой логистики, размеры танкера СПГ, результаты и потребности моделирования и симуляторов, анализ рисков, ограничения по передвижению, и, наконец, условия конкретного региона, политическая обстановка в нем и требования местного правительства. Для реализации проектов плавучих установок СПГ необходима морская поддержка: ее роль состоит в помощи, защите, обеспечении дополнительными ресурсами, обслуживании и строительстве.

С развитием технологий стало возможным заменить внешний одноточечный причал и внутренние турели (турель - соединительное поворотное устройство для плавучих установок) на погружные турели. Внешний одноточечный причал подходит для использования только в умеренных природных условиях, но не занимает важного пространства на палубе и в корпусе. Дорогие внутренние турели, используемые сегодня в суровых северных условиях, занимают большую часть пространства в корпусе судна, которое можно было бы использовать для размещения резервуаров, мастерских или технологического оборудования.

В процессе загрузки СПГ плавучая установка СПГ и танкер располагаются относительно друг друга либо борт к борту, либо в ряд. Для погрузки может использоваться одноточечная система швартовки (SPM - single point mooring system). Это буй, к которому подсоединяется судно для загрузки или разгрузки регазифицированого СПГ.

Необходимым требованиям для офшорного применения удовлетворяют три типа СПГ-резервуаров. Это самоуравновепшвающийся призматический резервуар типа В (Self supporting Prismatic type В, SPB), резервуар Moss и мембранный резервуар. Для офшорных установок сжижения и регазификации нормальными размерами вместимости считаются объемы в 250000м3 или больше. Эти резервуары разделенны в осповном на 2-4 отсека. При этом вес верхних конструкций - один из наиболее критичных факторов, который необходимо учитывать при оценке потенциала этих конструкций для морского использования.

Другая важная задача - поиск подходящих шлангов для погрузки криогенных жидкостей. На сегодняшний день на рынке существует два совершенно разных вида гибких соединений, зарекомендовавших себя: композитные шланги и гибкие металлические трубы, сконструированные по принципу гофрированных труб.

Плавучая установка СПГ должна проектироваться таким образом, чтобы она могла модифицироваться под состав газа и природные условия любой точки мира, которая характеризуется умеренными ветровыми и волновыми условиями. На плавучей установке предполагается использование того же оборудования по подготовке газа для удаления СОг,

молекулярных сиг для осушки, адсорбера ртути, установки отделения СНГ (сжиженного нефтяного газа), установки сжигания концевых газов с установкой удаления азота, стабилизаторов конденсата, фракционных установок, разгрузочных устройств, испарителя СПГ, большой выводной трубы для сжигания на факеле, опционных установок по регенерированию МЭГ (моноэтиленгликоля), рекомпрессии С02 и сжатию сырого газа и т.д.

В плавучей установке, разработанной для суровых северных условий, снижение содержания СОг предполагается достигать в аминовом растворе. В таких процессах используются тарельчатые колонны для абсорбции и десорбции СОг. Такие колонны в традиционном исполнении особенно чувствительны к постоянному крену, что оборачивается неровным распределением и снижением производимых объемов. Безусловный прогресс в этом направлении был сделан благодаря появлению мембранных технологий, которые вполне способны решить указанную проблему. Тестирование прототипа с такой технологией показало, что требования по нагреванию десорбера становятся значительно ниже, а занимаемое пространство будет также меньше.

Процесс сжижения, используемый на плаву, должен быть простым, компактным с заложенной высокой степенью безопасности. Установка сжижения является основной частью верхних строений и самой дорогой составляющей. Сжижение природного газа в офшоре предполагает другие требования по сравнению с требованиями к процессу на берегу. Термодинамическая эффективность - один из наиболее важных параметров для больших наземных установок. В морских условиях термодинамическая эффективность по-прежнему важна. Но, кроме того, большое значение приобретают такие требовапия как компактность и безопасность. Два процесса, которые были определены для потенциального использования для офшорного сжижения,- это азотный контур с экспандером и циклы с двойным смешанным хладагентом. Цикл "Сз/МЛ" не берется в расчет в основном из-за того, что необходимы значительные запасы пропана, и из-за большой тяжести системы предварительного охлаждения пропаном. Циклы с азотным экспандером привлекают к себе внимание благодаря легкости управления и эксплуатации, возможности модульного исполнения и большой степени свободы размещения. Но в сравнении с циклами с двумя смешанными хладагентами у таких циклов в основпом меньшая эффективность, и они рассматриваются для использования при разработке небольших месторождений. Хотя циклы с одиночным хладагентом не выбирались для береговых установок на протяжении 30 лет, тем не менее эти процессы могут оказаться востребованными в офшоре при улучшившихся характеристиках и других критериях выбора процесса.

При соблюдении всех необходимых дополнительных требований к плавучей установке и их практической реализации, при одновременном решении ледовых проблем ее использования, плавучая установка может оказаться подходящим решением как для разработки удаленных, труднодоступных газовых месторождений в теплых водах, так и для разработки удаленных, труднодоступных офшорных арктических газовых месторождений.

ВЫВОДЫ

1. Показано, что набор установок, их технологические параметры и дизайн, а также ассортимент попутно вырабатываемых продуктов зависят от свойств и объемов используемого газа.

2. Установлена наиболее часто реализуемая на производстве последовательность процессов обработки газа; при этом не выявлено зависимости в последовательности расположения технологических установок, а также зависимости выбора технологий подготовки газа и их функционирования от расположения в южных или северных условиях.

3. Доказано, что 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 очистки МДЭА с активатором и физический процесс "ЗиШпоМО".

4. Выявлено, что есть существенные различия в выборе, дизайне 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.

5. Установлено влияние различных факторов на развитие технологий плавучих установок СПГ, на их строительство и эксплуатацию. Показаны тенденции внедрения плавучих установок СПГ в систему газоснабжения в начале XXI века, а также их эффективность для разработки удаленных офшорных месторождений.

Основное содержапие работы изложено в 9 научных трудах, из них статьи №1-5 в приведенном ниже перечне опубликованы в журналах в соответствии со списком ведущих рецензируемых научных изданий ВАК Минобразования и науки РФ:

1. Дорожкин В.Ю. Заводы по сжижению газа на Ближнем Востоке. Их необходимость, развитие, характеристики / Дорожкин В.Ю., Терегулов Р.К., Мастобаев Б.Н. // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2012. - №3. - С. 4348.

2. Дорожкин В.Ю. Подготовка газа к сжижению в зависимости от его свойств на примере четырех заводов СПГ Ближнего Востока / Дорожкин В.Ю., Терегулов Р.К., Мастобаев Б.Н. И Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2013. - №1. -С. 57-62.

3. Дорожкин В.Ю. Выработка попутных продуктов на заводах сжиженного природного газа (СПГ) Ближнего Востока / Дорожкин В.Ю., Терегулов Р.К., Мастобаев Б.Н. // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2013. - №2. - С. 2933.

4. Дорожкин В.Ю. Северные и южные заводы по сжижению природного газа. Сравнение технологий подготовки газа / Дорожкин В.Ю., Мастобаев Б.Н. // Башкирский химический журнал. - 2013. - Т.20, №1. - С. 123-134.

5. Дорожкин В.Ю. Технологические процессы сжижения природного газа на северных заводах / Дорожкин В.Ю., Шаммазов А.М., Мастобаев Б.Н., Гимаева А.Р. // История науки и техники. - 2013. - №7. - С. 48-59.

6. Дорожкин В.Ю. Особенности промышленности сжиженного природного газа Ближнего Востока И Материалы 63-ей научно-технической конференции студептов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ: Сб. материалов конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2012. -Книга 1.-С.25-26.

7. Дорожкин В.Ю. История развития северных заводов СПГ / Дорожкин В.Ю., Терегулов Р.К. // Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: Материалы ХП Международной научной конференции. -Уфа: «Реактив», 2012.-С.189-192.

8. Дорожкин В.Ю. Производство и транспорт СПГ на северных заводах / Терегулов Р.К., Дорожкин В.Ю. // Трубопроводный транспорт - 2012: Материалы VIII Международной учебно-научно-праетической конференции. - Уфа: изд-во УГНТУ, 2012. - С.143-145.

9. Vsevolod Dorozhkin. Development of the Technologies and Technical Means for Production, Transportation and Storage of the Liquefied Natural Gas (LNG) / Rim Teregulov, Vsevolod Dorozhkin // 39л Annual ICOHTEC Meeting. - Barcelona, Spam, 10-14 July 2012. - P.66.

Подписано в печать 13.11.2013. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/ц Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1,5 Тираж 90. Заказ 192

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Текст диссертации на тему "Развитие и совершенствование технологий подготовки и производства сжиженного природного газа на южных и северных заводах"

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

04201454266 На правах рукописи

Дорожкин Всеволод Юрьевич

РАЗВИТИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ И ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ЮЖНЫХ И СЕВЕРНЫХ ЗАВОДАХ

Специальность: 07.00.10 - История науки и техники 02.00.13 - Нефтехимия

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Б.Н. Мастобаев

Уфа 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ...........................................................................4

ГЛАВА 1. История и развитие промышленного производства СПГ....................................................................................13

1.1 История становления промышленности СПГ............................13

1.2 Добыча природного газа и потребление СПГ............................15

1.3 Существующие заводы СПГ................................................24

ГЛАВА 2. Подготовка газа к сжижению....................................29

2.1 Южные заводы СПГ...........................................................29

2.1.1 Завод СПГ в ОАЭ........................................................29

2.1.2 Завод СПГ в Катаре......................................................38

2.1.3 Завод СПГ в Иране......................................................49

2.1.4 Завод СПГ в Омане......................................................58

2.2 Северные заводы СПГ.........................................................62

2.2.1 Завод СПГ Кенай, США................................................62

2.2.2 Завод СПГ на о. Мелкойя, Норвегия..................................66

2.2.3 Завод СПГ на о. Сахалин, Россия.....................................75

2.3 Сравнение технологий подготовки газа на южных и северных заводах

СПГ.....................................................................................83

ГЛАВА 3. Сжижение газа............................................................92

3.1 Сжижение газа на южных заводах СПГ....................................92

3.1.1 Завод СПГ в ОАЭ.........................................................92

3.1.2 Завод СПГ в Катаре......................................................94

3.1.3 Завод СПГ в Иране........................................................98

3.1.4 Завод СПГ в Омане.......................................................99

3.2 Сжижение газа на северных заводах СПГ................................103

3.2.1 Завод СПГ Кенай, США................................................103

3.2.2 Завод СПГ на о. Мелкойя, Норвегия.................................112

3.2.3 Завод СПГ на о. Сахалин, Россия.....................................119

3.3 Сравнение технологий сжижения газа на южных и северных заводах

СПГ................................................................................125

ГЛАВА 4. Производство газа в море..........................................132

4.1 Конструкции, устройства, технологии производства газа в море.....132

4.2 Технологии подготовки и сжижения газа в море........................147

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.....................................................................152

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.......................158

ВВЕДЕНИЕ

Система производства сжиженного природного газа (СПГ) включает в себя элементы добычи, обработки, перекачивания, сжижения, хранения, погрузки и разгрузки, перевозки, регазификации. Оборудование на входе завода, как минимум, предполагает наличие манифольда и сепаратора на входе. При офшорном производстве и длинных трубопроводах должны быть камеры приема/пуска скребков и ловушка для конденсата (слагкетчер). На этой стадии вода будет отделяться, а углеводороды будут отправляться далее для стабилизации.

Перед сжижением газ подвергается обработке. При входе на завод обычно происходит первоначальное разделение фракций и отделяется конденсат, который затем стабилизируется. Стабилизация конденсата предполагает наличие

многоступенчатой фракционной колонны и парового компрессора. Типичная

^ 2

спецификация стабилизированного конденсата - это 10 фунтов на дюйм давления паров по Рейду (RVP). RVP - это давление паров конденсата при 100°F, определяемое по методу Рейда. Пары, отводимые сверху колонны, снова компримируются и направляются обратно для смешения с газом в сепараторе для последующей обработки.

Технологические параметры установки для обработки газа определяются требованиями установки сжижения (ограничения по содержанию воды (Н20), двуокиси углерода (С02)), товарной спецификацией СПГ (ограничения по содержанию сероводорода (H2S), карбонилсульфида (COS), других органических сернистых соединений), природоохранными ограничениями (установленные уровни выбросов сернистого ангидрида (SO2), углеводородов и продуктов их сгорания). При обработке входящего газа необходимо, чтобы концентрация H2S была уменьшена до 1-4 промилле, общее содержание серы (H2S +

о

COS+органические серные соединения) <20мг/норм.м , общее содержание серы в топливном газе <300 промилле, выбросы S02 из инсинератора < 250 мг/норм.м , чистота серы на выходе составляла > 99,9% веса, а восстановление серы было от

95 до 99,9%. Таковы типичные рыночные спецификации СПГ. Обычно применяется аминовая система для удаления и H2S, и СО2 из входящего газа.

При высоких концентрациях меркаптанов (RSH) в стабилизированном конденсате может потребоваться система дезодорации. Есть две причины для удаления меркаптанов. Первый - это их коррозионная агрессивность. Если уровень RSH высок, то должны применяться металлы, рекомендуемые Национальной ассоциацией инженеров-специалистов по коррозии (NACE). Вторая причина заключается в том, что RSH будут конденсироваться в потоке конденсата, который в силу этого не пройдет тест на коррозию медной пластинки. То же самое относится и к высоким концентрациям серы. Тем не менее, десульфурация конденсатов может быть достигнута наиболее экономичным способом уже на нефтеперерабатывающем заводе.

Содержание С02 для предотвращения замерзания и отложения в криогенных теплообменниках должно быть менее 30-50 промилле.

Удаляется ртуть, поскольку большинство криогенных теплообменников выполняется из алюминия. Ртуть, которая обычно удаляется с помощью невосстанавливаемого активированного угля или с помощью адсорбентов на алюмино-оксидной (глиноземной) основе, обладает высокими коррозионными свойствами по отношению к алюминию даже в очень малых количествах. Содержание ртути должно быть ниже определяемых пределов, приблизительно 1x10"6 промилле. Капитальные затраты на дегидратацию и удаление ртути зависят от общих объемов обрабатываемого газа.

Другая необходимая составляющая обработки газа - это дегидратация молекулярными ситами. Концентрация водяных паров должна быть уменьшена до 0,1 промилле. Для уменьшения нагрузки на молекулярные сита температура входящего газа снижается на первой ступени охлаждения. Способность газа удерживать водяные пары уменьшается при его сжатии или охлаждении. Поэтому воду можно удалить из газа путем его сжатия или охлаждения. Однако газ все еще насыщен водяными парами, а поэтому дальнейшее уменьшение температуры или увеличение давления может привести к появлению водяного конденсата. Можно

осушить газ до требуемой точки росы с помощью гриэтиленгликоля (ТЭГ) или молекулярных сит. Основная часть влаги будет сконденсирована и удалена в процессе сепарации, что уменьшает размеры более дорогой дегидратационной системы молекулярных сит.

Углеводородная жидкость с низа колонны какой-либо установки для подготовки газа может быть продана как некий смешанный продукт. Нередко экономически более выгодно разделить этот жидкий продукт на различные компоненты и продавать его в виде этана, пропана, бутана и газового бензина. Процесс разделения жидкого продукта на указанные компоненты называется фракционированием. Извлечение сжиженного нефтяного газа может достигаться при использовании колонны для промывки газов или барабанного сепаратора после одной или двух стадий охлаждения — в зависимости от состава газа и парожидкостного равновесия. Цель - конденсация и удаление пропана, бутана и более тяжелых углеводородов в газе для предотвращения его замерзания на этапах процесса сжижения с более низкими температурами. Для газа с высоким содержанием этана может понадобиться система восстановления жидких нефтяных газов с турбодетандером, что позволит достичь высокой степени отделения пропана, вплоть до 99%, чтобы обеспечить существующие стандарты по теплотворной способности (1070 для США и 1100 бр.тепл.ед./ст.фт3 для Европы).

Таким образом, общий вид обработки газа может выглядеть, как показано на рисунке 1 [92].

Также есть пределы по индексу Воббе, ограничивающие теплотворную способность газа, при этом содержание азота (N2) не должно превышать 1%, чтобы, в свою очередь, не допускать уменьшения теплотворной способности.

Этан обычно оставляют вместе с метаном из-за сложностей отдельного транспортирования по причине высокого давления паров и из-за повышенных экономических затрат, связанных с этим. Поэтому высокая степень отделения пропана важна для того, чтобы обеспечить достаточное остаточное количество

этана в СПГ и по-прежнему сохранить соответствие необходимым пределам теплотворной способности [47,77].

Газ »5

Рисунок 1 - Обобщенная схема обработка газа

В стоимостной цепочке СПГ сжижение природного газа является частью, требующей наибольших вложений и эксплуатационных расходов. По большинству оценок и наблюдений, на секцию сжижения приходится 45% капитальных затрат всего завода СПГ, что составляет от 25%-35% всех затрат проекта и до 50% последующих эксплуатационных затрат [90]. В зависимости от типа расчета отклонения в определении объема СПГ на 0,1% вызывает отклонение в 14000-37800$. Одна метрическая тонна СПГ содержит 54,6 млн. фт3

7 3

газа; один миллион метрических тонн СПГ в год, содержит 5,46*10 млн. фт газа

3 3

в год или 1,5x105 млн. фт /день (0,15 млрд. фт /день).

Технология сжижения основана на холодильном цикле, когда хладагент посредством последовательного расширения и сжатия переносит тепло 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 обуславливает более эффективный термодинамический процесс, требующий меньших затрат на единицу производимого СПГ, и это применимо ко всем процессам сжижения. Типичная кривая охлаждения показана на рисунке 2 [90].

При рассмотрении холодильной кривой типичного процесса охлаждения газа могут быть отмечены 3 зоны этого процесса. Зона предварительного охлаждения, зона сжижения и зона охлаждения ниже точки конденсации. Все эти зоны характеризуются различными уклонами кривой, различной удельной теплоемкостью на протяжении процесса. Для того, чтобы подогнать кривую охлаждения, используются специально смешанные многокомпонентные хладагенты, которые соответствуют холодильной кривой на различных стадиях процесса сжижения для достижения высокой холодильной эффективности и снижения потребления энергии.

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

Все части процесса, связанные со сжижением, начиная с теплоизолированных кожухов и заканчивая испарителями, должны быть изготовлены из криогенных материалов и должны быть способны выдерживать термические, в том числе и цикловые, нагрузки.

Удаленноетепло

Рисунок 2 - Типичная кривая охлаждения

Процессы с одним смешанным хладагентом подходят для производственных линий объемом 1-3 млн тонн в год. Благодаря своей простоте и небольшому количеству оборудования они идеально подходят для небольших плавучих заводов СПГ.

В основе технологических процессов с объемами от 3 до 10 млн тонн 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.

Индустрия СПГ, рассматриваемая через призму ее 30-летней истории, может быть охарактеризована как относительно зрелая, а ее показатели в сфере безопасности — как достаточно высокие. Можно утверждать, что индустрия СПГ сделала большой скачок за прошедшие пятьдесят лет. Если взять все сделанные усовершенствования за 100%, то 15% - это улучшение процесса, еще 15% - это улучшение оборудования, а 70% - это теплоэнергетическая интеграция [45].

Актуальность темы. Природный газ является сегодня и останется на видимую перспективу жизненно важным компонентом в обеспечении глобальных энергетических потребностей ввиду своих преимуществ перед другими видами ископаемого топлива и в силу постоянно растущей в нем потребности.

Большая часть газа доставляется потребителям по трубопроводам в газообразной форме. В ряде случаев (прежде всего это труднодоступные офшорные месторождения) транспорт сжиженного природного газа (СПГ) оказывается предпочтительнее, чем другие способы доставки. Соответствующие расчеты показали, что перевозка СПГ танкерами оказывается экономически рентабельной при расстояниях от 2500 км (с учетом строительства мощностей сжижения и регазификации). 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 - не простая задача. Важной особенностью заводов СПГ является то, что большинство затратных статей диктуется специфичными параметрами - такими, как: качество сырого газа, природные и климатические условия, топография, объемы морских работ, доступность инфраструктуры, экономические и политические условия. Технический дизайн зачастую может только адаптироваться к подобным параметрам.

Поэтому особый интерес представляют технологии подготовки газа и его сжижения, которые сегодня уже используются на современных заводах. Современные заводы СПГ можно классифицировать по разным признакам. Особенно важно, что существующие заводы можно разделить на две группы — по расположению в южных и 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 снижение затрат. Поэтому такие технологические идеи, как проекты плавучих установок СПГ, направленные на снижение материальных, финансовых, трудовых и временных затрат, привлекают к себе все большее внимание.

Целыо настоящей работы является исследование вопросов производства сжиженного природного газа на крупных заводах СПГ в южных (ОАЭ, Иран, Катар, Оман) и северных регионах (США, Норвегия, Россия) планеты.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи: - исследовать процесс и хронологию развития производства СПГ, а также его особенности на южных и северных заводах СПГ;

- провести анализ технологий подготовки и сжижения газа, используемых па вышеуказанных заводах;

- определить зависимость номенклатуры производимых побочных продуктов от свойств газа, используемого на заводах СПГ;

- изучить возможности применения плавучих установок СПГ в арктических условиях России на основе имеющегося опыта эксплуатации плавучих установок по обработке углеводородов.

Научная новизна. В данном исследовании впервые проведен комплексный анализ научных и документальных материалов по становлению, развитию и эксплуатации ряда заводов СПГ; акцент при этом делался на их особенностях и различиях. Проведен анализ спектра производимых на этих заводах побочных продуктов в зависимости от свойств используемого газа и их влияния на выбор применяемых технологий. В ходе анализа выявлены различия южных и северных заводов СПГ по технологиям подготовки и сжижения газа. Дана оценка перспектив их дальнейшего применения в арктических условиях России.

В историко-техническом плане впервые рассмотрены конструкционные и эксплуатационные характеристики плавучих установок СПГ. Проведен анализ технологий и технических средств по подготовке и сжижению газа при производстве СПГ в море; при этом выявлены особенности отгрузки и транспортировки сжиженного газа в этих условиях потребителю. Дана оценка перспектив дальнейшего применения этих технологий в арк