Сжижение природного газа в условиях Северного Ледовитого океана. Часть 2

1  2

---

Размещение производства СПГ в Арктических районах

 

Большинство существующих крупнотоннажных заводов СПГ построено в теплых климатических условиях. С выходом России на арктический шельф и освоение крупных газовых месторождений Баренцева моря, полуострова Ямал, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции наблюдается тенденция смещения производства СПГ в районы с низкими среднегодовыми температурами и широким диапазоном изменения температур в течение года.

Изменение температуры в широких пределах оказывает негативное влияние на работоспособность холодильных циклов, компрессоров и турбин, поэтому требует адаптированной стратегии охлаждения природного газа и более совершенных конструкций оборудования. В холодном климате меняются условия обслуживания и ремонта оборудования, поэтому будут востребованы, в первую очередь, модульность связки драйвер/компрессор.

Изменение окружающих температур оказывает двойственное влияние на процесс сжижения. С одной стороны, природный газ должен быть охлажден от температуры окружающей среды до температуры конденсации. Если окружающая температура падает, снижается нагрузка на холодильные циклы. Для технологического процесса сжижения, предусматривающего предварительное охлаждение газа, нагрузка между циклом предварительного охлаждения и циклом сжижения должна быть перераспределена, включая возможность снижения температуры предварительного охлаждения.

С другой стороны, изменение температуры окружающей среды меняет кривую работы компрессора, что должно учитываться заводскими системами контроля технологических процессов. Одним из способов реагирования на изменение температуры воздуха является корректировка скорости компрессора. Это возможно осуществить с авиационной газовой турбиной, с паровой турбиной или электродвигателем. Промышленные газовые турбины не обладают широким диапазоном скоростей.

На примере производственного объекта в Арктике в виде плавучего завода СПГ можно понять, какие вопросы при этом необходимо рассматривать:

1. Плавучий завод изготавливается на соответствующем основании, доставляется на место установки водным путем, но затем может оставаться в плавучем состоянии или устанавливаться на грунт.
2. Выбор варианта постановки плавучего завода определяется географическими условиями (закрытая или открытая акватория), глубинами в месте установки, возможными воздействиями со стороны льда, ветра, волнения, течения.
3. Плавучий завод может формироваться в виде одного комплексного объекта или состоять из ряда отдельных компонентов, например технологического, энергетического, хранилища, жилого и др., связанных между собой переходными мостиками. Выбор связан как с размерами плавучего завода, так и с размерами акватории.
4. Плавучее основание, на котором будет размещено оборудование технологического и иного назначения, может изготавливаться стальным или железобетонным. Для арктических условий большинство преимуществ обеспечивает изготовление опорного плавучего основания из железобетона.

Исключительно важным аргументом в пользу плавучих производственных комплексов является возможность их демобилизации с места установки, например, после окончания выработки какого-либо месторождения.

В России только для двух проектов рассматривались возможности размещения производства СПГ на плавучих основаниях. К этим проектам относятся СПГ-Горская и Печора СПГ.

СПГ Горская

Проект «СПГ Горская» был первым российским частным проектом производства СПГ в плавучем исполнении. Проект опирался на применение собственной азотной технологии ожижения газа.

Планы предусматривают строительство плавучего завода мощностью 1,26 млн. т СПГ в год, флота судов-бункеровщиков, пирса, наливной эстакады, газопровода, а также организацию нескольких газовых терминалов за рубежом: в Финляндии, Германии и Швеции.

«СПГ Горская» включает в себя терминалы по распределению СПГ в Санкт-Петербурге, Усть-Луге, Выборге, Балтийске, которые должны выполнять функции сателлитных терминалов и иметь функцию обслуживания криогенных цистернконтейнеров.

Проект в качестве целевого рынка рассматривал рынок бункеровки в Балтийском море. Для распределения СПГ и бункеровки в контур проекта включались 12 судов бункеровщиков емкостью до 2,5 тыс. тонн СПГ каждый и два газовоза емкостью 6 000 тонн каждый. В настоящее время проект приостановлен.

(43 при условии производства при среднегодовой температуре + 6 оС и 8300 часов в год. 44 при условии производства при среднегодовой температуре + 15 оС)

Печора СПГ

Завод по сжижению природного газа Печора СПГ будет располагаться на участке в районе поселка Индига в незамерзающей части побережья Баренцева моря в 230 км от административного центра округа – города Нарьян-Мар. Рассматривается также возможность строительства плавучего завода СПГ. ПАО «НК «Роснефть» и компания Alltech являются участниками в рамках арктического проекта «Печора СПГ». 50,1 % акций СП принадлежит «Роснефти», остальное – Alltech.

«Печора СПГ» предусматривает разработку Кумжинского и Коровинского газоконденсатных месторождений в Ненецком автономном округе (возможны поставки с Лаявожского месторождения, которое принадлежит ПАО «Газпром»), прокладку газопровода, строительство СПГ-завода, установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и отгрузочного морского терминала. Первая очередь проекта обеспечит переработку 4 млрд. м³ сухого газа в год и производство 2,6 млн. т СПГ. В проект заложены возможности расширения завода по переработке газа до 8 млрд. м³ и увеличение производства СПГ до 5,2 млн.т. Точная информация об объемах производства и о рынках сбыта для данного проекта пока отсутствует. В качестве варианта рассматривается возможность использования технологий плавучих заводов (FLNG), обеспечивающих добычу, переработку, сжижение, хранение и отгрузку с морской акватории. Для обслуживания проекта будут построены несколько танкеров-газовозов арктического ледового класса Arc4 грузовместимостью 180 тыс. м³ каждый. Ранее сообщалось о заключении договора на строительство газовозов для Печора-СПГ с ОАО «Дальневосточный центр судостроения и судоремонта», входящим в состав ОСК. В отношении этого проекта сохраняется большая неопределенность, которая связана с монополией на экспорт СПГ. В феврале 2018 года Комитет по энергетике Государственной Думы Федерального Собрания дал отрицательное заключение на законопроект, который разрешал проекту «Печора СПГ» самостоятельно экспортировать газ. По этой причине собственники рассматривают дополнительные варианты монетизации газа с производством метанола и карбамида.

 

Обустройство месторождения, располагающегося в акватории Арктики

Мурманское месторождение

 

Месторождение открыто в 1983 г. Оно расположено в южной части Баренцева моря, в независимой зоне и имеет определенное стратегическое значение, так как находится относительно близко от Мурманска, в незамерзающей части Баренцева моря (рис. 3). На протяжении последних 10 лет не раз возникали предложения по освоению данного месторождения, одно из них было представлено на международной конференции РАО – CIS Offshore 2013. Сложность освоения Мурманского месторождения связывают с условиями морских глубин, с достаточно большим расстоянием до берега и, соответственно, с установкой добычных платформ, а также с возможными осложнениями из-за прохождения неконсолидированных ледовых поле.

Рис. 3. Мурманское газовое месторождение в Баренцевом море

В тектоническом отношении рассматриваемое месторождение расположено в юго-западной бортовой части Южно-Баренцевской синеклизы.

На месторождении пробурено 9 скважин, максимальная глубина одной из них составила 4373 м. Глубина моря на месторождении колеблется от 70 до 123 м. Промышленная газоносность здесь связана с отложениями среднего и нижнего триаса. Выделены 4 продуктивных горизонта. Средняя глубина залегания продуктивных пластов составляет 2500–2750 м. Пласты характеризуются невыдержанностью толщин, вплоть до выклинивания. Структурная карта по кровле верхнего продуктивного горизонта представлена на рис. 4.

Продуктивные горизонты испытывались в шести скважинах. При испытании в 14 объектах опробования получены промышленные притоки газа. Максимальный дебит – 740 тыс. м3/сут. на штуцере 22 мм, минимальный – 30 м3/сут. Газ сухой, метановый, низкоазотный, бессернистый, низкоуглекислый, с высокой теплотворной способностью.

Коэффициент аномальности пластового давления изменяется от 1,3 до 1,6. Запасы газа по залежам оценены в 120 млрд. кубометров, что позволяет отнести данное месторождение к крупным. Сложное геологическое строение подтверждено данными интерпретации промысловых исследований скважин. Мурманское газовое месторождение может осваиваться с использованием ледостойких платформ, ледостойких буровых судов и современных подводных технологий. При платформенном способе необходимо учитывать возможность сезонного прохождения ледовых полей в течение 2-х месяцев, с частотой 1 раз в 5 лет.

Таблица №. Основные параметры природных условий

 

Технологический процесс сжижения природного газа

 

Уже с последней декады прошлого столетия компании-разработчики проводили сравнительный анализ технологических процессов сжижения, пригодных для плавучих заводов СПГ. Были попытки адаптировать известные крупнотоннажные технологические процессы к условиям работы на море, исследовались существующие малотоннажные процессы. В ходе систематизации знаний и опыта эксплуатации различных технологий производства СПГ были выработаны основные критерии выбора технологии сжижения газа:

• простота в эксплуатации:
• минимальная зависимость от погодных условий;
• возможность быстрого запуска и остановки;
• сохранение эффективности процесса в широком диапазоне температур окружающего воздуха;
• высокая энергоэффективность;
• адаптивность к изменению производительности;
• хорошая приспособляемость к изменению состава сырьевого газа при переходу от одного месторождения к другому;
• возможность встраивания в технологический процесс узлов выделения ШФЛУ и пропан-бутановой фракции;
• минимальная необходимость работы с потенциально опасными хладагентами.

Технологии сжижения газа разнообразны. Но все они могут быть представлены в виде общей принципиальной схемы, которая включает очистку газа от примесей и последующее охлаждение газа для перевода метана в жидкое агрегатное состояние.

Но мы не будем останавливаться на привычных нам технологиям сжижения природного газа, а приступим сразу к технологиям адаптированным под нашу местность. Мы будем выбирать между тремя принципиально подходящими для наших условий. Тем более что, две из них являются отечественными.

LIBRO FLNG (TOYO + AP + MODEC)

Компания TOYO совместно с MODEC Inc. разработала специальную концепцию LiBro FLNG для плавучих заводов СПГ. Концепт LiBro используетс технологию предварительного охлаждения MODEC и трехконтурный азотный цикл AP-N.

Абсорбционная установка с использованием бромида лития обеспечивает предварительное охлаждение природного газа и азота, что обеспечивает повышение эффективности производства СПГ. Избыток холода применяется для дополнительного охлаждения выхлопных газов газовых турбин, что также приводит к росту энергетической эффективности и росту производительности одной линии. Применение азотного цикла AP-N с витыми теплообменниками (CWHE) обеспечивает повышенную безопасность по сравнению с применением смесевого хладагента.

В результате на судне длиной 300 м и шириной 50 м возможно размещение производственной линии производительностью до 2 млн т/год и хранилища СПГ типа SPB (Self-Supporting Prismatic-Shape IMO Type B) вместимостью 160 000 куб. м.

АРКТИЧЕСКИЙ КАСКАД

Технология была разработана компанией «НОВАТЭК». Основными задачами при разработке технологии являлись:

1. упрощение технологического процесса при сохранении стабильности работы при изменении параметров процесса производства;
2. использование климатических особенностей Арктики и снижение за счет этого капитальных затрат;
3. получение собственной технологии, на которую минимизировано влияние внешних санкций.

Подготовленный природный газ предварительно охлаждают, отделяют этан, переохлаждают сжижаемый газ с использованием охлажденного азота в качестве хладагента, снижают давление сжижаемого газа, отделяют несжиженный газ и отводят сжиженный природный газ (СПГ). Особенностью технологии является компримирование газа перед предварительным охлаждением, выделение этана, который затем используется в качестве хладагента.

Для предварительного охлаждения сырьевого газа используют окружающий воздух или воду водного бассейна арктического, или антарктического, или близких к ним регионов.

Привод всех компрессоров представляет собой газотурбинный двигатель, соединенный с мультипликатором, который подсоединен к каждому компрессору, что позволяет существенно снизить эксплуатационные расходы и упростить строительство.

По сравнению с технологией GMR ПАО «Газпром» (рассматривается далее) «Арктический каскад» в первом контуре ожижения использует чистый хладагент этан вместо смесевого хладагента (MR). Такое решение значительно упрощает процесс сжижения, позволяет применять простые испарители вместо сложных многопоточных теплообменников для смесевого хладагента, расширяет перечень заводов, способных изготовить необходимое оборудование.

Использование для предварительного охлаждения этана вместо MR приводит к снижению капитальных затрат на установку фракционирования хладагента, снижает размеры склада хранилища, исключает из схемы узел смешения чистых хладагентов для приготовления смесевого хладагента.

Энергозатраты на процесс сжижения по технологии «Арктический каскад» для температуры окружающего воздуха +5 °С составляют примерно 240 кВт ч/т СПГ.

GMR

Технология GMR была разработана Газпромом в качестве технологии, на основе которой могут быть реализованы крупные проекты по сжижению газа без привлечения зарубежных производителей оборудования. Технология рассматривалась для реализации Штокмановского проекта производства СПГ.

Предварительно очищенный и осушенный природный газ подают на сжижение и затем охлаждают за счет холода смесевого хладагента в теплообменнике предварительного охлаждения до температуры минус 52-54°С. Двухфазный поток проходит через первый сепаратор, где происходит отделение этановой фракции. Газовый поток направляют в теплообменник сжижения и охлаждают до температуры минус 120-125°С.

Далее сжиженный природный газ (СПГ) переохлаждают в теплообменнике переохлаждения азотом до температуры минус 150-160°С. Давление переохлажденного СПГ, выходящего из теплообменника переохлаждения, снижают в жидкостном детандере до 0,11-0,13 МПа. СПГ низкого давления поступает в сепаратор, и затем его направляют в емкость хранения СПГ.

Сжижение осуществляется путем передачи природному газу холода вначале от контура смесевого хладагента, а затем от контура азотного хладагента. Смесевой хладагент состоит из азота, метана, этана, пропана, бутана и пентана.

Снижение энергетических показателей, затрачиваемых на процесс сжижения газа, достигается за счет использования смесевого хладагента на стадии предварительного охлаждения и сжижения и азотного цикла на стадии переохлаждения. В результате технология GMR за счет высокого КПД, уменьшения количества используемого оборудование и возможности максимизации производства СПГ на единичном витом теплообменнике (CWHE) может быть конкурентоспособна по сравнению с мировыми лидерами.

Процесс GMR адаптирован для холодного климата и использует все преимущества смесевых циклов на стадии предохлаждения. За счет использования двух независимых циклов достигается удобство в эксплуатации и открывается возможность для использования пластинчатых теплообменников на стадии азотного переохлаждения.

Максимальная производительность линии по процессу GMR оценивалась в размере до 2.8 млн. т/год в районе Балтийского побережья.

В Российской Федерации ПАО «НОВАТЭК» и ПАО «Газпром» разработали собственные технологии, которые по энергетической эффективности конкурентоспособны на уровне мировых стандартов.

Как наиболее подходящую технология для наших условий выберем технологию компании «НОВАТЭК». В таблице 18 дано сравнение энергопотребления и производительности вышеописанных технологий сжижения природного газа.

39 только в части холодильного цикла + убрать тоннажность

 

Ледостойкая буровая установка

 

Полупогружные плавучие буровые установки занимают доминирующее положение среди установок, применяемых в практике морского разведочного бурения. Вместе с тем в арктических регионах они до сих пор эксплуатируются относительно редко. Это связано с тем, что использование ППБУ в сложных ледовых условиях по сравнению с их эксплуатацией при отсутствии ледяного покрова требует более значительных капитальных и эксплуатационных затрат. При этом на резкий рост затрат влияет не только необходимость усиления конструкции ППБУ и системы ее удержания (позиционирования) с целью придания установке повышенной ледостойкости, но и потребность использования при эксплуатации в тяжелых ледовых условиях весьма дорогостоящих мощных ледокольных судов с ядерными энергетическими установками для обеспечения непрерывного ледового менеджмента, гарантирующего безопасность эксплуатации.

Именно поэтому обычно стараются избегать круглогодичной эксплуатации ППБУ на точке бурения в чрезмерно сложных ледовых условиях. Ледовые подкрепления большинства созданных установок позволяют буксировать и осуществлять их эксплуатацию в относительно легких ледовых условиях. Для защиты морских водоотделяющих колонн-райзеров ото льда на подобных объектах всегда предусматривается дополнительная центральная колонна (защитный кожух), сквозь которую осуществляется бурение скважины. Такие ППБУ выполняют основные функции только в течение благоприятного «окна» (при отсутствии ледяного покрова с большой толщиной). При этом взвешенно оценивают его продолжительность, исходя из климатических условий акватории и данных метеопрогнозов.

Отмеченные особенности эксплуатации ледостойких ППБУ делают необходимым экономически обоснованный подход к назначению уровня ледостойкости ППБУ и ее обеспечению за счет конструктивных мер. Этот подход включает поиск оптимальных технических решений, обеспечивающих наибольшую экономическую эффективность ППБУ в конкретных условиях эксплуатации, характеризуемых:

• ледовой обстановкой;
• глубиной моря;
• повторяемостью интенсивного волнения;
• удаленностью от места убежища, используемого при плохой ледовой обстановке, и от других объектов инфраструктуры;
• экологической спецификой региона.

Для освоения Мурманского газового месторождения мы выберем полупогружную плавучую буровую установку (ППБУ) «Полярная звезда», проекта Moss Maritime CS 50 Mk II, оснащенную современным комплексом технологического и бурового оборудования. Установка способна проводить разведочное и эксплуатационное бурение нефтяных и газовых скважин глубиной до 7500 метров при глубинах моря от 70 до 500 метров в эксплуатационном диапазоне температур окружающего воздуха от — 30ºС до + 45ºС. Или же ее брата-близнеца — буровую платформу «Северное сияние». Отличительной особенностью данных установок является наличие значительной винтеризации и защиты морского бурового райзера.

Для разведочного и эксплуатационного бурения на Штокмановском месторождении на базе лицензионного проекта полупогружной платформы CS-50 норвежской фирмы «Moss Maritime» (рис. 2) в 2010—2011 гг. были спроектированы Крыловским государственным научным центром и построены две первые отечественные ППБУ «Полярная звезда» и «Северное сияние» (рис. 3). Их создание потребовало новых принципиальных конструктивных решений по обеспечению ледостойкости ППБУ. При этом впервые в отечественной практике этим установкам Российским морским регистром судоходства был присвоен ледовый класс.

Установки рассчитаны на эксплуатацию при толщине ровного льда до 0.8 м и при дрейфующем разреженном льду сплоченностью до 6 баллов при глубине моря до 500 м и глубине бурения до 7500 м. На Штокмановском месторождении платформы имели бы следующие параметры природных условий:

• Скорость ветра: 40 м/с, с порывами 53 м/с
• Минимальная температура воздуха: – 30 °C

ППБУ имеют собственные движительно-рулевые комплексы. Буксировка ледокольным судном установки с применением этих комплексов допускается в сплошном ровном льду толщиной до 0,2 м при скорости около 2 узлов. Защита райзера российской платформы ото льда выполнена в виде специальной центральной колонны, закрепленной с помощью поперечных связей на понтонах (рис. 4). Для снижения ледовых воздействий на ППБУ не использовались (в отличие от базового проекта CS50) подкрепляющие наклонные связи, пересекающие эксплуатационную ватерлинию. В целях повышения жесткости установки предусмотрены дополнительные горизонтальные связи, установленные ниже эксплуатационной ватерлинии и образующие совместно с колоннами и понтонами горизонтальные рамы.

Представляет интерес сравнение платформ CS-50 и «Полярная звезда» по эксплуатационным возможностям и массогабаритным показателям. ППБУ CS-50 норвежской фирмы «Moss Maritime» обладает очень низкой ледостойкостью, дающей возможность эксплуатации объекта только в районах с битым льдом, тем самым ограничивая зону эксплуатации. Именно по этой причине ни одна из восьми построенных по этому проекту установок не получила ледового класса в классификационных обществах, однако все они имели определенное преимущество — относительно низкую материалоемкость. ППБУ этого типа «West Venture» имела длину 117,6 м и ширину 69,7 м. Водоизмещение при осадке 9,8 м составляло 31 250 т.

ППБУ «Полярная звезда» (рис. 3) и «Северное сияние» (длина 118,6 м, ширина верхнего строения 72,7 м, ширина опорного основания 92 м) мало отличаются от проекта «West Venture» по основным габаритным размерам. Однако отечественная платформа существенно превосходит норвежский вариант по водоизмещению при осадке 9,8 м, составлявшему 39 300 т. Такое различие в водоизмещении обусловлено, прежде всего, разными требованиями к ледостойкости, повлекшими увеличение прочности и массы конструкций ледового пояса и системы удержания (позиционирования) ППБУ.

Платформа «Полярная звезда» соответствует требованиям «Правил классификации и постройки и оборудования плавучих буровых установок и ледостойких стационарных платформ» Российского морского регистра судоходства. Основной конструкционный материал — сталь с пределом текучести 355 МПа. Платформа оснащена лебедками, обслуживающими восемь якорных линий по 2200 м, состоящих из стальных цепей NV R5 калибром 84 мм с разрывным усилием 8381 кН каждая.

Для обеспечения ледовой прочности платформы «Полярная звезда» потребовалось создание усиленных корпусных конструкций. Конструкция понтонов ППБУ «Полярная звезда», набранная по продольной системе с диаметральной (продольной) переборкой, включает также продольные и поперечные переборки, выгораживающие отдельные цистерны и специальные помещения. Шпация основного набора понтонов — 640 мм, шпация рамного набора — 1920 мм.

Верхнее строение (см. рис. 5) включает буровое оборудование с вышкой, жилой блок-модуль, рубку и вертолетную площадку. Основу его конструктивно-силовой схемы составляют поперечные переборки, простирающиеся от днища строения до его верхней палубы (высота переборок составляет 9 м). Основные (усиленные) поперечные переборки совмещены со стабилизирующими колоннами. Благодаря им вес верхнего строения порядка 20 000 т передается на стабилизирующие колонны.

 

Плавучий завод СПГ в арктических условиях

 

Основные факторы, оказывающие влияние на выбор типа и основных характеристик морских заводов СПГ на начальной стадии проектирования:

• Объем хранения углеводородов
• Расстояние от берега, глубина моря
• Гидрометеорологические и ледовые условия
• Свойства грунта
• Отгрузка СПГ в ледовых условиях
• Хранение СПГ
• Производственное технологическое оборудование
• Система охлаждения
• Температуры корпуса морского сооружения
• Аварийные утечки СП

Соответствуя данным гидрометеорологическим, ледовым и грунтовым условия Мурманского месторождения(см.?) рассмотрено 4 возможных варианта плавучих установок(FLNG):

• один с «ферменной» системой удержания ФСУ («soft yoke»)
• три с якорной системой удержания ЯСУ

Результаты сравнения плавучих морских заводов СПГ:

• Система удержания плавучих установок судовой формы в Баренцевом море не обеспечивает безопасность при воздействии льда в направлении кормы, требуется битый лед (работа ледоколов).
• Среди плавучих установок только платформы типа «буй» с мощной ЯСУ (например, 32 связи большого калибра) могут противостоять воздействию расчетного тороса.
• Для установок типа «буй» и установок с турелью необходима глубина моря не менее 45 и 60 м соответственно.
• Взаимодействия со льдом:

1. Расчетная нагрузка от торосистого льда на плавучую установку с формой, близкой к кругу диаметром 140 м и с наклонными бортами, в 2-3 раза меньше.
2. нагромождения льда перед плавучей установкой «круглой» формы имеют циклический характер, а для установки судовой формы длиной 300 метров существует опасность постоянного роста ледяных нагромождений.

В конечном итоге рассмотрев несколько вариантов плавучих установок, мы остановимся на сооружении типа «буй» с перекрестной ЯСУ.

Определяющими природными нагрузками морского завода СПГ являются нагрузки зимнего периода (при воздействии дрейфующего льда). Наша установка будет выдерживать следующие условия:

• Температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 33°С
• Расчетная высота волны 3% обеспеченности(1 раз в 100 лет) 6,9 м
• Длина волны 113 м
• Ровный лед 1,2 м
• Торосы с расчетной толщиной консолидированного слоя 1,8 м

Такие условия эксплуатации присутствуют в немалой части Северного Ледовитого океана, что позволяет нашим установкам вступать в большинство арктических проектов, ни секунды не простаивая в порту.

Рис. 11 Плавучий завод СПГ типа «буй» вид сверху

 

Транспортировка СПГ

 

Транспортировку СПГ с мурманского месторождения могут осуществлять хорошо себя зарекомендовавшие на уникальном газоконденсатном месторождении «Ямал-СПГ» танкеры ледового класса ARC7 – Yamalmax. По российской классификации ARC7 — Самостоятельное плавание в сплочённых однолетних арктических льдах при их толщине до 1,4 м в зимне-весеннюю навигацию и до 1,7 м в летне-осеннюю при эпизодическом преодолении ледяных перемычек набегами. Плавание в канале за ледоколом в однолетних арктических льдах толщиной до 2,0 м в зимне-весеннюю и до 3,2 м в летне-осеннюю навигацию.

В разработке арктического танкера принимали участие российские и зарубежные классификационные общества и ведущие проектные и конструкторские институты, судоверфи и компании-судовладельцы.

При создании танкера использовался накопленный опыт навигации по Северному морскому пути.

Основные характеристики танкера ARC7:

• Грузовместимость около 170 тыс. м3 СПГ;
• Мощность силовой установки 45 МВт;
• Скорость в открытой воде — 19,5 узлов;
• Скорость при ходе во льдах толщиной 1,5 метра — 5,0 узлов;
• Основной вид топлива танкера – СПГ;
• Двухтопливная дизель-электрическая пропульсивная система с тремя установками «Азипод».
• Применяется система двойного действия — передняя часть приспособлена для навигации в открытой воде и в условиях тонкого льда, а кормовая оптимизирована для самостоятельной навигации в сложных ледовых условиях.

Строительством эскадры из 12 ледокольных СПГ-перевозчиков занимается совместное предприятие, созданное компаниями Teekay LNG Partners и China LNG Shipping. Суда изготавливаются на верфях Daewoo Shipbuilding Marine Engineering.

Всего проект «Ямал СПГ» будет обслуживать 15 СПГ-танкеров ледового класса Arc7. Эти перевозчики сжиженного газа емкостью 172,41 кубометров способны проходить льды до 2,1 метра толщиной, что позволяет им круглогодично курсировать по Северному морскому пути.

Суда способны нормально функционировать при температуре минус 50 градусов Цельсия, а их баки – мембранного типа, модели GT NO96 GW, разработанной известной французской компанией GTT.

Рис.12 Танкер ледового класса ARC7

 

Заключение

 

В данной выпускной квалификационной работе подробно рассмотрены общие сведения об обустройстве газового или газоконденсатного месторождения в условиях Северного Ледовитого океана.

В настоящее время уровень добычи нефти и газа в мире по-прежнему превышает уровень ее потребления. Тем не менее, актуальным остается вопрос об источниках поддержания в среднесрочной и долгосрочной перспективе текущего уровня добычи нефти и газа и обеспечения его роста для удовлетворения потребностей мировой экономики.

По оценкам ОПЕК и Международного энергетического агентства, к 2040 г. потребление первичной энергии населением Земли вырастет по сравнению с 2010 г. на 40–60%. При этом нефть в мировом энергобалансе по-прежнему будет занимать ведущее место — на ее долю будет приходиться 25–27%, а на долю газа — 24–26% против нынешних 35% и 26% соответственно. В 2040 г. значительная доля потребления нефти и газа придется на месторождения, которые еще не разведаны.

Прогнозируемый объем неразведанных запасов арктического континентального шельфа сегодня оценивается в 90 млрд. баррелей нефти и 47 трлн. м3 природного газа. С учетом этих оценок морские нефтегазовые ресурсы Арктики в среднесрочной и долгосрочной перспективе могут занять значительное место в поддержании как текущего уровня добычи нефти и газа, так и его роста.

На данный момент экономическая рентабельность и целесообразность рассмотренного проекта может быть не полностью обоснована. Однако уже в ближайшие сроки страны, окружающие Северный Ледовитый Океан начнут выходить на арктический шельф, что повлечет за собой большую перемену в нефтегазовой экономике.

В этом году Президент РФ В.В. Путин поручил правительству представить предложения по стимулированию геологоразведки в Арктике. «Представить предложения о мерах по дальнейшему стимулированию геологоразведочной деятельности в Арктической зоне РФ, ускоренного развития и освоения ресурсной базы для реализации перспективных проектов в сфере производства, транспортировки, хранения и использования СПГ на основе применения современных отечественных технологий», — говорится в поручении на сайте Кремля.

---

1  2