CC BY
327
УДК 661.93.
А. Г. Гречко, А. И. Новиков
ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ РАЗРАБОТКЕ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Производство сжиженного природного газа при разработке морских месторождений может быть оптимизировано за счет использования плавучих заводов сжиженного природного газа, представляющих собой технологическое судно с устройством для стыковки со скважиной, системой подготовки и очистки газа, заводом сжижения газа, хранилищем газа и сопутствующих углеводородов, системой отгрузки. Плавучие заводы сжиженного природного газа позволяют осваивать небольшие газовые морские месторождения, их можно использовать на первых этапах освоения крупных месторождений или по другим схемам. Рассмотрены особенности наиболее интересных проектов плавучих заводов таких фирм, как Air Products, Shell, FLEX LNG, SBM Offshore и Linde, INPEX и др.
E-mail: A.Gretchko@adm.gazprom.ru; A.Novikov@adm.gazprom.ru
Ключевые слова: сжиженный природный газ, ожижение, плавучий завод, шельф, морское месторождение.
Открытие богатых месторождений газа на шельфе обусловило бурный рост морских нефтегазовых сооружений во всем мире: Северном и Баренцевом морях, Мексиканском заливе, морской акватории Катара, Малайзии, Индонезии, Австралии, Сахалина, Нигера и др. В настоящее время разрабатываются в основном крупные газовые морские месторождения, эксплуатация которых рассчитана на десятилетия. При этом строится дорогая инфраструктура: платформы и подводные комплексы, морские трубопроводы от месторождения до берега, наземный завод сжиженного природного газа (СПГ) и порт с отгрузочными терминалами. Все это требует вложений больших средств, и строительства такого комплекса растягивается на годы.
На шельфе имеется множество небольших и средних месторождений газа, разработка которых традиционными методами нерентабельна из-за их удаленности и небольших размеров. Строить морской трубопровод и наземный завод СПГ невыгодно, так как месторождения небольшие и довольно быстро будут исчерпаны.
Согласно данным работы [1], суммарные запасы этих месторождений (размером менее 140 млрд м3) соизмеримы с суммарными запасами крупных месторождений газа. На рис. 1 показано распределение месторождений по размерам.
Для таких месторождений экономически выгодно применение плавучих заводов (ПЗ) СПГ (LNG Floating Production Storage and
Рис. 1. Распределение морских газовых месторождений по размерам [1]
Offloading — LNG FPSO). Такой завод представляет собой судно (или баржу), имеющее устройство для стыковки со скважиной, систему подготовки и очистки газа, завод сжижения природного газа, теплоизолированные хранилища СПГ и сопутствующих сжиженных углеводородов, систему причаливания танкеров СПГ и терминал отгрузки. С помощью таких мобильных заводов СПГ можно осваивать небольшие газовые морские месторождения, а также использовать их на первых этапах освоения крупных месторождений.
Плавучие заводы СПГ могут обеспечить:
— монетизацию небольших морских газовых месторождений, разработка которых в настоящее время экономически не выгодна из-за малых размеров, удаленности 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, для Штокмановского месторождения;
— возможность использования больших месторождений. Экономия достигается за счет уменьшения сроков начала эксплуатации и отсутствия необходимости в строительстве добычных платформ, морских трубопроводов от месторождения до берега, наземного завода СПГ и порта с отгрузочными терминалами.
Преимущества ПЗ по сравнению с наземными заводами СПГ следующие:
— малое время строительства;
— низкая стоимость капитальных затрат на тонну СПГ по сравнению с очень сильно возросшей за последние годы стоимостью наземных заводов СПГ (рис.2) [2];
— использование проверенных и надежных технологий ожижения;
2,000
1 1,800
1-1 PQ 1,600
fe О 1,400
н 1,200
О 1,000
& 800
g
о tí 600
400
300
0
------Index FLNG
/Gladstone-Santos-.(~$3'800/Tonne>
_ ! (2014) i • \ \
- \ \ \ \ Angola \
- (2012) \ \ e • \
_ Pluto LNG !
- SX (Woodside2011) !
- • FLEX LNG Р
_ (2011) / ALNG \
((Trinidad 2003)1
• у
i i ----"*■" i i i
1 2 3 4 5 6
Производительность по СПГ, Мт/ч
Рис.2. Сравнение удельной капитальной стоимости строительства ПЗ СПГ фирмы FLEX LNG с другими проектами [2]
— внедрение технологий наземных заводов СПГ путем упрощения конструктивных решений.
Разумеется, такое перспективное направление не могло не остаться незамеченным. Целый ряд фирм, таких как Air Products, Shell, FLEX LNG, SBM Offshore и Linde, INPEX и другие, проводят интенсивные разработки в целях создания ПЗ СПГ.
Одним из наиболее интересных и проработанных проектов на наш взгляд является проект ПЗ СПГ фирмы FLEX LNG, ведущей НИР в этом направлении с 2006 г. [3]. Исследования показали экономическую выгоду от внедрения ПЗ СПГ. Фирмой была разработана концепция ПЗ СПГ, и в настоящее время фирма FLEX LNG разместила заказ на строительство четырех ПЗ СПГ на верфи Самсунг Хеви Индастриз (SHI) (Южная Корея) [4], при этом фирма Мицубиси передала фирме SHI технологию изготовления призматических жестких танков для хранения СПГ.
Известный крупный игрок газовой промышленности — фирма Shell, также интенсивно разрабатывает ПЗ СПГ и заключила 15-летний контракт с SHI на строительство ряда ПЗ СПГ [5]. Кроме того, известны аналогичные проекты SBM Offshore в партнерстве с фирмами Linde [6], Hoegh LNG [7], INPEX [8] и др.
Рассмотрим, какие технические решения предлагаются различными фирмами для реализации ПЗ СПГ.
Следует отметить, что холодильные циклы для ПЗ СПГ могут отличаться от циклов для наземных заводов СПГ большой производительности из-за специфических требований к ПЗ СПГ: производительность от 1 Мт/год до нескольких Мт/год; компактность и небольшая
Рис. 3. Схема цикла с двумя азотными детандерами [8]
масса; модульный дизайн; высочайшая безопасность (внутренне присущая безопасность), в том числе вследствие сокращения объемов взрывоопасных хладагентов; работоспособность в морских условиях (качка, соленая вода и т.д.); простота работы; низкая стоимость оборудования; возможность быстрого запуска; высокая надежность.
Для ПЗ СПГ наиболее важны надежность, компактность и безопасность, эффективность цикла тоже важна, но не в ущерб первым трем требованиям.
Плавучие заводы СПГ фирмы FLEX LNG [2, 3] характеризуется адаптацией системы предварительной подготовки газа к специфике месторождения: сепарация и стабилизация конденсата, производство сжиженных нефтяных газов, удаление углекислого газа и его обратная закачка в пласт, удаление азота и др. В результате на ожижительную установку подается газ, эквивалентный трубопроводному газу, обезвоженный и без ртути.
Ожижительный процесс — двойной детандерный цикл с азотом в качестве хладагента, считающийся сегодня одним из самых
перспективных для ПЗ СПГ (рис. 3, 4) [9]. К главным преимуществам цикла относится высокая степень безопасности из-за отсутствия взрывоопасных хладагентов, компактность, отсутствие влияния качки, быстрота пуска-останова. Двойной детандерный азотный цикл является проверенной технологией для малых и сред-
50
н
-200
Энтальпия
Рис. 4. Кривая охлаждения (1) и ожижения (2) природного газа для цикла с двумя азотными детандерами [9]
Рис. 5. Модель ПЗ СПГ фирмы FLEX LNG
них заводов СПГ, для установок обратной конденсации на танкерах СПГ и для устройств СПГ покрытия пиковых нагрузок.
Завод предназначен (рис. 5) для работы в широком диапазоне состава газа от богатого до обедненного на номинальную суммарную производительность 1,7... 1,95 Мт/год. Основные характеристики следующие:
— двойные борта;
— вместимость хранилища СПГ призматического типа составляет 170 000 м3 ;
— вместимость хранилища конденсата — 50 000 м3;
— два поворотных движителя 2x4,5 МВт;
— ожижительный цикл с двумя азотными детандерами;
— привод азотных компрессоров от газовой турбины;
— подсоединение к скважине с помощью внутреннего отсоединяемого поворотного буя типа STP;
— оборудование в виде стандартизированных модулей;
— специальные модули для подготовки газа, адаптированные к месторождению;
— отгрузка СПГ с помощью стандартного терминала "борт к борту" или тандемная;
— кормовая отгрузка конденсата СПГ.
Преимущества призматических танков для хранения СПГ типа IHI-SPB:
— устойчивость к всплескам СПГ внутри танка;
— большая гладкая палуба для оборудования верхних строений;
— материал (коррозионно-стойкая сталь);
— проверенная технология в условиях северных морей: 15 лет доставки СПГ с Аляски в Японию.
Планируемое внедрение ПЗ СПГ — шельф Нигерии и Папуа Новая Гвинея, начало эксплуатации — 2013 г.
Фирма Shell начала работы по созданию ПЗ СПГ в 1997 г. В настоящее время Shell подписала рамочное соглашение с консорциумом из компаний Technip и Samsung на разработку, строительство и установку 10 ПЗ СПГ в период до 15 лет (это крупнейший контракт в истории судостроения объемом 50 млрд долларов США) [5], а также контракт на выполнение дизайна (FEED) для ПЗ СПГ на 3,5 Мт/год, массой конструкций 200 000 т, длиной 456 м, шириной 74 м и высотой 100 м (рис. 6, см. 4-ю полосу обложки). Как известно, Shell использует на своих заводах СПГ процесс ожижения с двумя смесевыми хладагентами (DMR) [10]. Прорабатывается вопрос внедрения ПЗ СПГ для месторождений Австралии Prelude (60... 85 млрд м3) и Greater Sunrise (225 млрд м3) (начало эксплуатации планировалось в 2012 г., но, возможно, будет сдвинуто на 2016 г.).
ПЗ СПГ SBM Offshore и Linde (рис. 7, см. 4-ю полосу обложки) спроектирован на производительность 2,5 Мт/год и использует проверенный улучшенный процесс с одним смесевым хладагентом для месторождений с запасами более 30 млрд м3 [6]. Планируемый ввод в строй первого ПЗ СПГ — 2012 г.
Для ПЗ СПГ фирм SBM Offshore и Linde предлагается улучшенный процесс фирмы Linde с одним смесевым хладагентом для производительности по СПГ от 0,2 до 2,5 Мт/год (рис. 8). Для производительности до 1 Мт/год фирма Linde предлагает процесс LiCooN, использующий цикл азотного детандера с предварительным охлаждением углекислым газом, в котором отсутствуют огнеопасные хладагенты.
Фирма Hoegh LNG (Норвегия) разработала ПЗ СПГ для богатого газа [7]. В июне 2009 г. было получено принципиальное одобрение национального классификационного общества DNV для этого проекта. Плавучий завод СПГ рассчитан для работы в Западной Африке, Средиземном и Карибском морях, производительность его составляет 1,6 Мт/год, терминал отгрузки двух видов: "борт к борту" (side by side — SBS), состоящая из трех загрузочных рукавов для СПГ и двух — для сжиженного нефтяного газа, и тандемная при плохих погодных условиях; скорость загрузки СПГ 10000 м3/ч. Система хранения
/ N
Иллюстрации к статье А.Г. Гречко, А.И. Новикова «Оптимизация производства сжиженного природного газа при разработке морских месторождений»
Рис. 6. Плавучий завод СПГ фирмы Shell на 3,5 Мт/год в виде баржи
Рис. 8. Улучшенный процесс фирмы Linde с одним смесевым хладагентом для производительности по СПГ от 0,2 до 2,5 Мт/год [11]
СПГ — мембранные танки типа NO96 по новой технологии в два ряда (рис. 9), что уменьшает воздействие волн СПГ на стенки танка. В настоящее время рассматривается внедрение таких ПЗ на различных месторождениях.
Компания INPEX Corporation (Япония) разрабатывает ПЗ СПГ для морского газового месторождения Abadi (Индонезия) (рис. 10, 11) со следующими техническими характеристиками: производительность 4,5 Мт/год и 13000 баррелей конденсата в день, срок эксплуатации более 30 лет. Считается, что ПЗ СПГ позволит снизить стоимость строительства и эксплуатации, время строительства и минимизировать воздействие на окружающую среду. Срок ввода в эксплуатацию — 2016г. [8].
Фирма Air Products, являющая лидером в наземных заводах СПГ, исследует вопросы применения своего оборудования для ПЗ СПГ на протяжении более 20 лет. Для ПЗ СПГ производительностью в диапазоне от 0,5 до 6 Мт/год предлагается процесс с двумя смесевыми хладагентами (DMR), первый хладагент используется для предварительного охлаждения, а второй — для ожижения и переохлаждения природного газа [11]. По эффективности этот процесс приближается к наиболее популярному для наземных заводов процессу C3MR, но требует меньшего числа компонентов, занимает меньше места на палубе и улучшает безопасность, так как не требуется хранение больших объемов пропана. Так, установка производительностью 3 Мт/год с двумя витыми теплообменниками и тремя газовыми турбинами LM6000
Рис. 9. Система хранения СПГ фирмы Hoegh LNG — мембранные танки типа N096 по новой технологии в два ряда
Рис. 10. Общий вид ПЗ СПГ производительностью 4,5 Мт/год фирмы INPEX
фирмы General Electric для привода компрессоров вписывается в площадку 48 х 56 м (рис. 12).
Для производительностей более 6 Мт/год можно использовать высокоэффективный и экономичный процесс AP-X с двумя смесевыми хладагентами.
Фирма Air Products гарантирует, что волна и качка не скажутся на теплообменных и прочностных характеристиках поставляемого оборудования.
Фирма Foster Wheller для ПЗ СПГ предлагает [12] процесс с одним смесевым хладагентом (СХ) и парожидкостным детандером
Рис. 11. Компоновка оборудования ПЗ СПГ фирмы INPEX с габаритными размерами судна 500 x82 м
Рис. 12. Установка фирмы Air Products для ПЗ СПГ производительностью 3 Мт/год на основе процесса с двумя смесевыми хладагентами
(рис. 13). Смесевой хладагент, состоящий из азота, метана, этана, пропана и нормального бутана, сжимается в двух ступенях компрессора хладагента. После ступеней компрессии требуется межступенчатое охлаждение хладагента и охлаждение после сжатия. Смесевой хладагент высокого давления частично конденсируется в афтокулере (теплообменник после последней ступени сжатия) перед входом в главный спиральновитой криогенный теплообменник (MCHE). Применение парожидкостного детандера позволяет существенно улучшить эффективность процесса за счет полной конденсации СХ на выходе детандера.
Рис. 13. Схема процесса с одним смесевым хладагентом и парожидкостным детандером [5]
В качестве теплообменников после ступеней компрессора на заводе морского базирования целесообразно использовать охлаждение морской водой, позволяющее сделать компактную и эффективную конструкцию теплообменников. Для этих целей наилучшим решением считается использование корозийно-устойчивых титановых теплообменников. Титановые технологии относятся к высоким технологиям (High Tech) и на Западе производятся ограниченным числом компаний, что может приводить к задержкам в поставке. В нашей стране эти технологии были освоены в большом масштабе для строительства подводных лодок и других изделий оборонной промышленности.
Следует отметить, что каскадный цикл ConocoPhillips, показавший хорошие результаты для наземных заводов СПГ, в котором охлаждение осуществляется с помощью двух линий тремя хладагентами: пропаном, этиленом и метаном, каждый со своим компрессором хладагента, признан экономически невыгодным для плавучего применения [13]. Хотя удельные затраты энергии малы, но завод сложный, имеет большое количество оборудования и соответственно необходима большая площадь для размещения, хладагенты требуют отдельных хранилищ и должны завозиться с берега.
Особое внимание следует уделять влиянию качки на характеристики теплообменного оборудования, особенно для циклов со смесевыми хладагентами (MR, С3МЯ, DMR). Под вопросом оказывается их работоспособность при качке из-за возможных проблем с равномерным распределением двухфазных потоков [14]. Кроме того, эти циклы чувствительны к составу сжижаемого природного газа. Состав смесевого хладагента должен быть адаптирован к месторождению, что может быть проблемой при работе на различных месторождениях.
Заключение. Наступает новый этап освоения углеводородных месторождений шельфа — с помощью плавучих заводов СПГ. В ближайшие годы эта технология будет впервые внедрена на ряде морских месторождений. Ожидаемый экономический эффект от внедрения этих технологий для разработки неперспективных ранее, но многочисленных малых и средних морских месторождений, может быть соизмерим с эффектом от разработки больших месторождений.
Хотя в настоящее время у России нет проблем с добычей и поставками газа, тем не менее это перспективное направление нельзя игнорировать. Создание плавучих заводов СПГ может быть очень привлекательно для России, имеющей много морских газовых месторождений. При этом можно было бы задействовать мощности отечественных верфей и предприятий криогенной промышленности.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Floating LNG Production. Poten&Partners // Proc. 7th Annual Doha Gas Conference, MARCH 9-11, 2009.
2. The FLEX LNG Producer Concept. Sea Asia 2009, Singapure, 23 April 2009, http://www.flexlng.com/?page=194&news=10&history=archive.
3. PastoorW. Developing the world's first floating LNG production vessels. FPSO 2009 conference, Oslo, Norway, Flex-L-PDF-Flex-LNG.pdf.
4. F L E X LNG LTD ("FLEX LNG") and Mitsubishi Corporation ("MC") Provide Update on Progress LNG and Strategic Discussions. Flex LNG Press release. December 2008.
5. S H I to Construct as Many as 10 LNG-FPSO for Royal Dutch Shell PLC over Next 15 Years. http://www.shi.samsung.co.kr/Eng/pr/news_view.aspx?Seq=752&mac= ea6912116359d3a8922e73985d8f7077
6. L i n d e LNG. http://www.linde-process-engineering.com/documents/05LNGFPS0-flyer_Final_Nov2007.pdf.
7. The LNG FPSO Project. http://www.hoegh.com/lng/project/fpso_project.
8. IN P E X Business Strategy and Two LNG Projects: Ichthys and Abadi. INPEX CORPORATION, July 3, 2009, http://www.in-pex.co.jp/english/ir/library/pdf/presentation/e-Presentation20090703-a.pdf.
9. F i n n A., J o h n s o n G., T o m l i n s o n T. LNG technology for offshore and mid-scale plants, 79th Annual GPA Convention, Atlanta, March 2000.
10. D o u b l e mixed refrigerant process for liquefying natural gas. USA Patent specification 6370910.
11. Floating LNG Plant. http://www.airproducts.com/LNG/ProductsandServi-ces/FloatingLNGPlant.htm.
12. B a r c l a y M., S h u k r i T. Enhanced single mixed refrigerant process for stranded gas liquefaction. Fosters Wheeler Energy Limited, http://www.fwc.com/publications/tech_papers/files/ LNG15 SMR LNG Process_0703200760743.pdf.
13. F i n n A. Effective LNG production offshore. GPA LNG 2002, Costain Oil, Gas & Process Ltd. www.costain-floating-lng.com/.../GPALNG2002V2-0.pdf.
14. W a l d i e B. Effect of Tilt and Motion on LNG and GTL Process Equipment for Floating Production, GPA Europe Annual Conference, Rome, Italy, Sept. 2002.
Статья поступила в редакцию 1.07.2010
