Сжижение природного газа в условиях Северного Ледовитого океана

1  2

---

Оглавление

 

Введение

Экономика СПГ

Структура рынка СПГ

Экологические последствия и ограничения

Развитие внутреннего рынка СПГ в России

Малые, средние и крупные проекты СПГ

Плавучие заводы СПГ(FLNG)

Потенциал FLNG

Примеры FLNG

Обустройство месторождения, располагающегося в акватории Арктики

Мурманское месторождение

Технологический процесс сжижения природного газа

Ледостойкая буровая установка

Плавучий завод СПГ в арктических условиях

Транспортировка СПГ

Заключение

Список используемой литературы

 

Введение

 

Арктика в истории России всегда играла большую роль. В настоящее время Арктическая зона России становится бурно развивающемся промышленным регионом, в котором в ближайшие 10 лет будут созданы крупные производственные и горнодобывающие центры. Арктическая зона Российской Федерации рассматривается в качестве важнейшего центра производства СПГ.

До последнего времени большинство проектов экономического развития Арктической зоны базировались на использовании нефтепродуктов и угля для транспортного и энергетического обеспечения. Современные требования в части снижения экологических воздействий и рисков заставляют искать альтернативные решения.

Необходимость активного формирования спроса на СПГ на внутреннем рынке была подчеркнута Президентом Российской Федерации В.В. Путиным на совещании при запуске первой линии завода Ямал СПГ. При этом было отмечено, что применение СПГ может быть расширено, в том числе за счет поставок в удаленные населенные пункты, не имеющие сетевого газа, а также за счет перевода общественного транспорта на более чистое, экологичное газомоторное топливо.

Арктическая зона России слабо освоена, в основном экономическое освоение осуществлялось на побережье и вдоль основных сибирских рек. Тем не менее, для обеспечения жизнедеятельности Арктики требуется с одной стороны надежное снабжение, которое называется «Северный завоз» – организация поставки грузов, в основном топлива, в районы Крайнего Севера, Сибири и Дальнего Востока, с другой стороны, экологически наиболее прогрессивное. Замещение поставок угля и дизельного топлива для тепло и энергоснабжения потребителей в Арктике на СПГ позволит снизить транспортные расходы и повысить надежность энергообеспечения с одновременным снижением экологических воздействий и рисков (включая угрозы аварийных разливов нефтепродуктов) по всей цепочке поставки.

 

Для этого требуется не только строительство заводов по производству СПГ, но и формирование флота газовозов и систем хранения СПГ у потребителя. В зависимости от места расположения, объема потребления, для поставки топлива могут использоваться наземные или плавучие решения по хранению, регазификации и производству электрической энергии.

Текущее замещение угля, дров и нефтепродуктов, используемых для тепло и энергоснабжения населенных пунктов в Арктике, обеспечит продажи около 223 тыс. т СПГ. В случае активного использования СПГ при реализации горных проектов в российской Арктике, спрос превысит 500 тыс. т СПГ.

Арктическая стратегия РФ предусматривает мероприятия по обеспечению экологической безопасности и активному использованию местных энергетических ресурсов, что позволяет использовать СПГ в Арктической зоне, как для бункеровки, так и для энергоснабжения населения и промышленных потребителей.

Судоходство на СМП позволит развивать перевозки по крупным сибирским рекам и по направлению море — река (Енисей, Обь, Лена). Это может стать основой для газификации потребителей вдоль рек, опорной точкой для бункеровки океанских и речных судов. Рост конкуренции и давление на производителей на мировом рынке приводит к необходимости поиска новых сегментов рынка СПГ, и внутренний рынок России в лице промышленных потребителей и бункеровки судов может стать эффективным решением для российского СПГ.

Непосредственно в Арктической зоне можно выделить три крупных проекта производства СПГ. Одно время проводилась оценка возможности производства СПГ в районе Норильска. В настоящее время судьба норильского проекта неизвестна. Кроме того, имеются возможности поставки СПГ с Балтийских проектов по Беломоро-Балтийскому каналу, а также по р. Лене с месторождений Западной и Центральной Якутии. Небольшие мощности по производству СПГ могут быть размещены в Анадыре на основе действующей локальной системы добычи и транспортировки газа.

(2 Параметры проекта и район размещения уточняются. 3 Проект приостановлен.)

 

Экономика СПГ

Структура рынка СПГ

 

Несмотря на большую роль природного газа в снижении загрязнения окружающей среды, имеются экономические, финансовые аспекты и вопросы безопасности, которые ограничивают использование газа. В большинстве регионов цены на сетевой природный газ регулируются государством, при этом практика регулирования цен в сегменте СПГ в России ограничена. При этом в регионах страны, для которых осуществляется регулирование цены на газ, цена на регазифицированный СПГ приравнивается к цене сетевого газа, что может стать серьезным барьером для использования СПГ в Арктике. Традиционным топливом для Севера является уголь, цена на который, как правило, ниже газа. Тем не менее, и в мире, и в России разница в ценах между углем и газом снижается, но уголь остается более конкурентоспособным, даже принимая во внимание более высокий КПД газовых станций. Однако в Арктике генерирующие мощности, как правило, устаревшие или имеют низкий уровень загрузки, что существенно снижает КПД генерирующих мощностей и дает дополнительное преимущество газу. СПГ для Арктики и для России является новым видом топлива. Для потребителя в суровых климатических условиях особое значение приобретает безопасность поставок. Несмотря на большие ресурсы газа в Арктике, доступность СПГ для поставки на внутренний рынок ограничена. Это связано с поставками газа по долгосрочным контрактам на экспорт, так и с отсутствием планов по поставке газа на внутренний рынок. Следует ожидать, что растущий уровень конкуренции на мировых рынках СПГ изменит эту ситуацию, и крупнейшие российские операторы СПГ проектов в поиске новых рынков обратят внимание на потенциал внутреннего рынка.

Регион имеет слаборазвитую инфраструктуру, это касается и инфраструктуры по передаче, распределению и хранению газа. Требуются громадные инвестиции для ее развития. Строительство осложняет повсеместное распространение многолетнемерзлых пород и ограниченные периоды навигации, как для мобилизации техники и людей для строительства, так и для последующего завоза СПГ. FSRU и FPGU могут обеспечить жизнеспособное решение, обеспечивая поставки газа и электрической энергии потребителю по относительно низким ценам. При этом работы непосредственно на берегу минимизируются, что позволяет существенно сократить срок строительства и пуско-наладочных работ. В СССР имелся уникальный опыт строительства плавучих электростанций, способных использовать как газ, так и нефтяные топлива. При проектировании плавучих решений следует внимательно изучить этот опыт и условия в арктических портах и населенных пунктах, что должно обеспечить возможность размещения мощностей СПГ без существенных инвестиций в портовую инфраструктуру. Затраты также могут минимизироваться путем переоборудования старых судов в плавучие хранилища, заводы и электростанции.

Проекты производства СПГ технически сложные, до недавнего времени они реализовывались исключительно в тесной связке между крупным месторождением газа, крупнотоннажным производством и покупателем, который принимал на себя обязательства гарантированного приобретения СПГ и самостоятельно развивал терминальную, а зачастую и газотранспортную инфраструктуру. Проекты реализовывались при заключении долгосрочных контрактов на поставку СПГ.

Однако рынок СПГ меняется. Высокие цены на СПГ привлекают на рынок новых участников, и все большее количество проектов по производству СПГ выходит на рынок. Высокий спрос на СПГ, расширение перечня производителей СПГ, высокие экологические характеристики и стабильная конкурентоспособность по сравнению с нефтью привели на рынок новых покупателей. В результате рынок СПГ существенно изменился (Рисунок 1):

— средний срок контрактов снизился с 18 до 7 лет;

— средний объем контракта снизился с 2,3 до 0,8 млн. т/год;

— на рынке увеличилась доля потребителей из стран с кредитным рейтингом не-инвестиционного уровня (до 50 %).

Новые проекты производства СПГ должны принимать во внимание снижение продолжительности контрактов, их объемов и низкие кредитные рейтинги новых покупателей – ведь это непосредственно сказывается на возможностях и стоимости привлечения финансирования для реализации проектов.

В последние годы для крупнотоннажных проектов уже привычными стали сдвиг сроков реализации проектов и превышение смет. Причинами этого являются технологические сложности, а также реализация интегрированных проектов, при которых необходимо предварительное проведение обустройства месторождения. Поэтому в современных условиях востребованными становятся новые стратегии реализации СПГ проектов.

Конкурентоспособность СПГ обеспечивается несколькими факторами:

1. Практически полное равенство абсолютных цен СПГ в сравнении с альтернативными топливами;
2. В подавляющем большинстве случаев стоимость единицы энергии СПГ ниже альтернативных топлив.

Значительной разницы в эксплуатационных затратах на плавучих и береговых установках не будет. Основная разница будет заключаться в дополнительном периодическом обслуживании судна. Главные преимущества СПГ в рассматриваемом регионе составляют малое транспортное плечо поставки и ожидаемая доступность. Именно в надежности поставки топлива и в ценовой конкурентоспособности заключаются экономические преимущества СПГ. Дополнительным плюсом является сохранность СПГ и отсутствие даже на теоретическом уровне воровства топлива.

Российские проекты производства СПГ в Арктике за счет использования новых месторождений мирового уровня и холода окружающей среды позволяют получать СПГ по конкурентоспособным ценам. Это повышает доступность СПГ для национальных потребителей СПГ.

Сдерживающие факторы масштабного использования СПГ связаны с неразвитостью инфраструктуры хранения и распределения СПГ, высокими капитальными затратами на переход с традиционного топлива на СПГ, не стимулирующей государственной ценовой политикой в части ценообразования СПГ.

 

Экологические последствия и ограничения

 

Использование СПГ вместо нефтяных топлив и угля позволяет существенно снизить выбросы в атмосферу и предотвратить загрязнение окружающей среды, сопровождающееся при разливах при перевалке нефтяных топлив. СПГ для Арктики фактически является местным видом ресурсов, что позволяет экономить большие ресурсы на обеспечение «Северного завоза». Наличие нескольких центров поставки СПГ обеспечит конкуренцию и надежность энергообеспечения потребителей.

Разливы нефтепродуктов и нефти очень опасны для природы Арктики. Разливы оказывает немедленное и пролонгированное воздействие. Климатические условия, необходимость мобилизации техники и людей с перемещениями на большие расстояния существенно затрудняют ликвидацию разливов нефти и нефтепродуктов. Это касается разливов как на воде или льду, так и разливов на грунт. Крайне сложна ликвидация разлива нефти на льду, имеется очень небольшое количество методов ликвидации подобных разливов. За счет своих физических свойств при разливе, как на грунт, так на лед и на воду, СПГ не загрязняет окружающую среду, как нефть. За время использования и эксплуатации СПГ в мире не было значительных аварий с разливом большого количества СПГ на грунт или на воду. По данным DNV за все время морской транспортировки СПГ максимальный объем разлива был 40 м3. Температура хранения СПГ существенно ниже температур окружающей среды, даже зимой в Арктике. Поэтому при возможном разливе СПГ в течение непродолжительного времени испаряется и растворяется в атмосфере. Использование СПГ существенно снизит масштаб загрязнения окружающей среды в Арктике.

Использование СПГ в качестве энергоносителя существенно снизит выбросы в атмосферу при замене нефтяных топлив. Использование газа в качестве топлива в любом случае приводит к снижению выбросов в атмосферу. Наибольшее снижение происходит в области SO_x, твердых частиц, выбросы NO_x снижаются на 80 %. Выбросы парниковых газов (GHG) от использования СПГ меньше.

 

Развитие внутреннего рынка СПГ в России

 

В настоящее время в мире продолжается развитие топливного и энергетического рынка, связанного с использованием СПГ. Российская Федерация с ее обширными территориями, значительным удалением промышленных и населенных пунктов друг от друга, протяженностью транспортных путей также заинтересована в развитии использования СПГ на внутреннем рынке, что в частности неоднократно подчеркивалось руководством страны.

По проведенной оценке, потенциал рынка СПГ в Российской Федерации составляет более 11 млн. т в год, в том числе:

• для газоснабжения автономных потребителей – 4,6 млн т;
• в качестве резервного и аварийного топлива – 1 млн. т;
• в качестве моторного топлива – до 5,4 млн. т.

Малые, средние и крупные проекты СПГ

 

Также немаловажную роль играет тоннажность проектов СПГ. В Таблице 1 приведено сравнение малотоннажных, среднетоннажных и крупнотоннажных проектов СПГ в России.

Строительство крупнотоннажных производств в мире было определяющей тенденцией развития отрасли до 2018 г. Тем не менее, отрасль меняется, и все большее значение приобретают среднетоннажные производства в т.ч. по причине того, что строительство нескольких среднетоннажных очередей становится распространенной моделью.

Российские среднетоннажные проекты используют различные бизнес-модели, распространенные в мире (Таблица 29).

 

Плавучие заводы СПГ(FLNG)

Потенциал FLNG

 

Открытие крупных месторождений газа на шельфе во второй половине 90-х гг. прошлого века обусловило бурный рост морских нефтегазовых сооружений во всем мире: Северное и Баренцево моря, Мексиканский залив, морские акватории Катара, Малайзии, Индонезии, Австралии, Сахалина, Нигерии и др. В настоящее время разрабатываются в основном крупные газовые морские месторождения, эксплуатация которых рассчитана на десятилетия. При этом строятся дорогая береговая и морская инфраструктуры: добычные платформы и подводные добычные комплексы, морские трубопроводы от месторождения до берега, наземный завод СПГ, порт с отгрузочными терминалами, дороги, энергоснабжение, требующие больших вложений финансовых затрат.

Вместе с тем на шельфе имеется множество месторождений, разработка которых традиционными методами нерентабельна из-за их удаленности и небольших объемов углеводородов. Строить морской трубопровод и наземный завод СПГ невыгодно, так как месторождения небольшие и довольно быстро будут исчерпаны.

Для таких месторождений экономически целесообразно применение плавучих заводов СПГ (FLNG).

ПЗ СПГ может обеспечить:

• монетизацию небольших морских газовых месторождений, разработка которых в настоящее время экономически невыгодна из-за малых размеров, удаленности от мест потребления и отсутствия трубопроводной инфраструктуры;
• монетизацию попутного газа с нефтяных морских месторождений, который сегодня сжигается или закачивается обратно;
• производство СПГ на ранних этапах разработки месторождения, пока береговой завод СПГ оценивается или строится (например, Штокмановское месторождение).

Несколько ПЗ СПГ или плавучие заводы большой производительности могут быть использованы на больших месторождениях. При этом экономия достигается за счет сокращения сроков ввода в эксплуатацию и исключения необходимости строительства морских трубопроводов от месторождения до берега, наземного завода СПГ и порта с отгрузочными терминалами.

Преимущества ПЗ СПГ:

• малая продолжительность строительства;
• конкурентоспособная стоимость 1 т СПГ, произведенной на ПЗ СПГ, в сравнении с очень сильно возросшей стоимостью 1 т СПГ, произведенной наземными заводами;
• полный цикл изготовления и пусконаладочных испытаний на заводе-верфи;
• мобильность – после исчерпания запасов газа возможность использования на других месторождениях;
• минимизация ликвидационных фондов;
• внедрение технологий наземных заводов СПГ путем упрощения конструктивных решений.

В настоящее время определено около ста перспективных проектов плавучих заводов с производительностью в 1 млн. т в год и выше. При этом рассматриваются не только месторождения газа и газоконденсата, но и нефтяные месторождения с высоким газовым фактором — для сжижения попутного нефтяного газа. Свои проекты по постройке плавучих заводов предлагают компании Shell, Air Products, FLEX LNG, SBM Offshore-Linde и др.

Проекты плавающих заводов включают технологические линии производительностью от 1 до 4,5 млн. т в год. Хотя наземные заводы успешно эксплуатируются уже более 40 лет, существует масса проблем, связанных с выбором и компоновкой оборудования на плавающих объектах и создания наиболее надежных и безопасных технологий для морских условий.

Концепция производства СПГ на плавучих установках имеет достаточно продолжительную историю. В основе плавучих производств лежит идея переработки газа шельфовых месторождений, снижения капитальных затрат при строительстве и операционных затрат при эксплуатации подводных газопроводов, возможность перемещения завода при истощении месторождения или изменения рыночной ситуации.

Общие требования к плавучим заводам СПГ

Плавучие заводы по производству СПГ вводят более строгие требования безопасности в связи с тесным расположением заводской зоны, хранилищ и зоны персонала. Пространство, доступное для размещения оборудования на плавучем заводе, в разы меньше пространства, отводимого под него на суше. Оптимальное конструкторское решение будет сосредоточено на сведении к минимуму размеров и веса оборудования. Оборудование должно быть устойчивым к движениям судна и приведено в соответствие с нормативно-технической документацией, которой регламентируются объекты, расположенные на суше. Важной задачей проектирования и строительства плавучих заводов по производству СПГ является успешная интеграция надпалубных строений (непосредственно перерабатывающих установок и основных коммунальных услуг) с корпусом и судовыми системами. В решении этой задачи ключевую роль играют судостроители.

Строительство плавучих заводов должно осуществляться по модульному принципу, с минимально возможным числом единиц оборудования. Разбиение на модули обеспечивает экономию капитальных затрат и высокое качество производства. Строительство самого судна и комплекса надпалубных строений может быть выполнено параллельно, сокращая на многие месяцы общее время создания плавучего завода по производству СПГ.

Процессы производства, хранения и выгрузки СПГ и другой продукции должны соответствовать высоким нормам безопасности. Эксплуатация технологических установок должна быть также максимально безопасной и осуществляться минимальным количеством обслуживающего персонала.

Первоочередной задачей при проектировании плавучих объектов является борьба с эффектом «слошинга». Плавучие суда должны быть разработаны так, чтобы свободное колебание жидкости в период производства и постепенного заполнения танков не разрушало их.

Должны быть предусмотрены хранилища для сжиженных углеводородных газов, возможности их отгрузки на суда. Хранилища должны быть различных типов и объемов, так как состав газа меняется от месторождения к месторождению.

Для загрузки СПГ танкеров «борт-о-борт» разработаны системы, использующие сочлененный загрузочный рукав и гибкий криогенный трубопровод. Отгрузка «борт-о-борт» возможна только в спокойном море, поставщики технологий в настоящее время активно разрабатывают жесткую систему отгрузки, что позволяет организовать передачу в более суровых погодных условиях.

При детальной разработке проектов инженеры сталкиваются с серьезными техническими проблемами, одна из которых — это совмещение на ограниченной территории технологии добычи, подготовки, сжижения, хранения и морской транспортировки СПГ, увязав между собой все нормативные документы и технические регламенты, и соблюсти при этом все нормы безопасности. Условия эксплуатации судна предполагают его подвижность, возникающую при волнении на море. Движение судна может вызвать разбрызгивание или неравномерное распределение жидкостей в аппаратах, снижающую надежность работы установок. Конструкции контактных устройств колонных аппаратов й теплообменников требуют особого внимания для обеспечения надлежащей эффективности. Снижению эффективности теплообмена при нарушении вертикального положения особенно подвержены спиральновитые теплообменные аппараты.

Эффект выплескивания («слошинга») СПГ в мембранных танках при качке может быть снижен за счёт усиления стенок, изменения геометрии танков и установки центральной продольной перегородки, также выполняющей роль дополнительной опоры для надпалубных строений.

С точки зрения затрат малотоннажные и среднетоннажные заводы имеют более короткий период технического обслуживания, требуют меньше времени на запуск-остановку производства, а значит и меньшие потери в объемах производства СПГ, чем у крупнотоннажных заводов.

Для успешной реализации плавучего среднетоннажного проекта необходимо учитывать следующее:

• Производительность установки. Не всегда максимизация производства является оптимальным решением для достижения экономической эффективности FLNG. Рост мощности может привести к необходимости использования нестандартного оборудования, что приводит к дополнительным рискам и затратам. Очень важно получить преимущество за счет правильного выбора производительности и размера судна.
• Выбор технологии ожижения. Технология должна соответствовать имеющимся возможностям размещения оборудования. Правильный выбор технологии обеспечивает меньшие потери при техническом обслуживании и обеспечивает надежность производства.
• Проект производства. Вспомогательные установки должны быть идеально сопрягаться с основной технологией сжижения и безопасно размещаться на судне.

При реализации среднетоннажных СПГ применяются разнообразные модели, включающие толлинг, раздел продукции, вертикальную интеграцию, как в сторону добычи, так и в сторону распределения и использования СПГ, переоборудование старых газовозов в плавучие заводы по производству СПГ, что, в своем роде, является аналогом формата brownfield.

Как и в сегменте малотоннажного СПГ, в среднетоннажном СПГ важную роль играет соответствующая инфраструктура. И пример азиатских стран Индии и Китая показывает важность развития инфраструктуры распределения СПГ.

«Одно из направлений нашей стратегии СПГ – среднетоннажные и малотоннажные проекты, – отметил Председатель Правления «НОВАТЭКа» Леонид Михельсон, – Для нас важно построение эффективных маркетинговых каналов для реализации нашей продукции на различных рынках. Использование СПГ в качестве судового и моторного топлива вместо дизельного топлива и мазута будет способствовать снижению выбросов в атмосферу и улучшению экологии».

 

Примеры FLNG

 

Только в последние годы FLNG вышли на мировой рынок СПГ. Хотя первый плавучий завод был построен на плавучей барже для проекта Carebbian FLNG еще в конце 2016 г., но он достаточно долго простаивал. Только в конце 2018 г. между Exmar и YPF был подписан десятилетний контракт, и завод будет перемещен в Аргентину в порт Баия-Бланка для производства СПГ из газа, добываемого в сланцевой провинции Neuquen (Аргентина). В результате завод сменил название с Caribbean FLNG на Tango FLNG, но еще не введен в эксплуатацию. Таким образом, первый построенный плавучий завод продемонстрировал реализацию одного из преимуществ FLNG – возможность оперативного изменения места производства.

В результате первый FLNG был введен в эксплуатацию в 2017 г. в Малайзии. Второй проект FLNG — Kirbi FLNG производительность 2,4 млн. т СПГ в год начал производство весной 2018 г. в Камеруне. Kirbi FLNG стал первым плавучим заводом, который реализован путем переоборудования газовоза Hilli Episeyo, построенного в 1975 г., емкостью 125 тыс куб. м. В декабре 2018 г. началось производства СПГ на крупнотоннажном плавучем заводе Prelude.

Две компании Petronas и Golar фактически приступили к тиражированию плавучих заводов по производству СПГ. Пока каждая из компаний имеет в активе по одному плавучему заводу СПГ, но планируют увеличить количество плавучих заводов в ближайшее время. При этом Golar активно применяет различные схемы реализации проектов, в т.ч. толлинг отдельных производственных линий, размещенных на одном плавучем заводе СПГ.

Первым проектом Golar было переоборудование старого газовоза Hilli Episeyo с Moss емкостями. Плавучий завод размещен у берегов Камеруна и произвел уже десятки отгрузок СПГ потребителям.

Капиталовложения в переоборудование газовоза Hilli составили около 1,2 млрд. долл. Операционные затраты в сутки составляют 125 тыс долл. Проект сочетает в себе несколько моделей рынка СПГ. Помимо того, что он фактически является проектом плавучего brownfield, на одном плавучем заводе сочетаются модели толлинга производственных мощностей — 50% мощностей передано компании Perenco на 8 лет, а одна производственная линия продана третьему лицу — компании GMLP за 658 млн. долл.

Концепция плавучих заводов в условиях Западной Африки обеспечивает значительную конкурентоспособность, которая позволяет проектам оставаться в зоне прибыльности в условиях нестабильности мировых рынков СПГ, вызванных несколькими волнами новых производств СПГ в США.

Таким образом, Golar демонстрирует реализацию другой идеи концепции плавучих заводов СПГ – экономию на капитальных затратах и доступ к дешевым запасам газа, расположенным на шельфе. Концепция FLNG после успешной реализации нескольких пионерных проектов, продемонстрировавших приемлемый уровень капитальных затрат и реализацию в рамках бюджета и графика, становится достаточно популярной.

Всего в мире на стадии обсуждения находятся 29 плавучих проектов производства СПГ общей мощностью более 170 млн. т/год.

Каждый четвертый заявленный проект СПГ в мире является плавучим, что как ничто подчеркивает рентабельность и целесообразность данных проектов.

---

1  2