Реферат Попутный и природный газ. Реферат. "Попутный и природный газ"
 Скачать 53.6 Kb.
|
|
КОМИТЕТ ОБРАЗОВАНИЯ, НАУКИ И МОЛОДЕЖНОЙ ПОЛИТИКИ ВОЛГОГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ государственное бюджетное ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ учреждение «Себряковский технологический техникум» Реферат по специальности "20.02.04 Пожарная безопасность" на тему: "Попутный и природный газ" Выполнил студент группы ПБ-11 Михайленко Артем Сергеевич Михайловка,2022г. Введение Природный газ - один из важнейших видов топлива, занимающий важное место в структуре потребления наряду с нефтью и углем. Основными потребителями природного газа являются такие отрасли, как промышленность и электроэнергетика (44% и 31% соответственно). Другими важными сферами его потребления являются коммунальный сектор и транспорт. За последние годы в мировой экономике и в структуре потребления первичной энергии произошли значительные изменения. Наиболее важным из них является растущее значение природного газа, энергетическая и экологическая эффективность которого предопределяет его роль как доминирующего энергетического ресурса в 21 веке. Так, если за последние 20 лет мировое потребление энергии выросло на 48%, то газа - на 70%, нефти - на 33%, угля - на 46%. С развитием технологий и ежегодно растущими объемами потребления природного газа в России налажено производство сжиженного природного газа (СПГ). Сжиженный газ имеет следующие преимущества перед другими видами топлива: Сжижение природного газа увеличивает его плотность в 600 раз, что упрощает транспортировку и хранение; Появилась возможность создавать запасы и использовать их по мере необходимости; В жидкой форме сжиженный природный газ не способен взорваться или воспламениться; Возможность газификации удаленных объектов; Экономия денег на покупке топлива, так как стоимость эквивалентного количества сжиженного газа ниже, чем на бензин или дизельное топливо; Высокое энергопотребление и высокое октановое число; Самое экологически чистое топливо. Сжиженный природный газ (СПГ) - криогенная жидкость с содержанием метана не менее 86% об. (ТУ 05-03-03-85) и температурой кипения от минус 162 ° С - является перспективным энергоносителем и обеспечивает экономическую и экологическую эффективность по отношению к другим видам топлива. Сжиженный природный газ (СПГ), по мнению энергетиков, является одним из самых перспективных видов топлива. Природный газ уже получил звание топлива 21 века, так как его запасы довольно велики по сравнению с запасами нефти. Динамика роста мирового рынка СПГ составляет примерно 7% в год. Ожидается, что к 2020 году этот показатель удвоится и достигнет 14%. В настоящее время наблюдается рост объемов международной торговли сжиженным природным газом, на долю которого приходится более 24% мировых внешнеторговых поставок природного газа. По прогнозам, к 2010 году объем мировой торговли сжиженным природным газом может вырасти до 150 млрд м3 и более. Уже сейчас в США и Западной Европе доля СПГ в общем потреблении газа превышает 20%. Япония импортирует до 85% (45 млрд м3) природного газа в сжиженном состоянии. Наибольшие мощности по производству сжиженного природного газа в настоящее время сосредоточены в Юго-Восточной Азии, но наиболее динамично их расширение наблюдается в Африке и на Ближнем Востоке. России пока нет в этих списках, хотя с началом нового тысячелетия интерес к использованию СПГ в нашей стране постоянно растет. История производства сжиженного природного газа Первый завод по сжижению природного газа был построен в 1905 году и начал работать пять лет спустя. Завод был экспериментальным и не пригоден для коммерческого использования. Только в 1941 году в Огайо был построен первый полноценный завод СПГ, положивший начало развитию этого сегмента энергетического рынка. Однако завод проработал чуть больше трех лет, когда страшная катастрофа перестала существовать. Цистерна разорвалась, и 4000 кубометров сжиженного газа вылились, испарились и вспыхнули. В результате аварии погибли 128 человек, 400 получили ранения. Пожар бушевал четыре дня. Он нанес огромный материальный ущерб. В 1959 году в Луизиане был построен первый танкер для перевозки СПГ. Это дало возможность поставлять сжиженный природный газ потребителям за пределами США (Япония стала первым импортером СПГ в конце 1960-х годов). Начало использования СПГ в нашей стране относится к 50-м годам прошлого века; В 1954 году на Московском заводе СПГ была введена в эксплуатацию установка по производству 25 тыс. т СПГ в год. В то же время был накоплен опыт использования жидкого метана для газоснабжения сельской местности и топлива для автомобильного и железнодорожного транспорта. Впоследствии интерес к СПГ заметно снизился, сначала из-за открытия месторождения природного газа в Западной Сибири и строительства магистральных газопроводов, а затем из-за сложной экономической ситуации в конце 1980-х и 1990-х годах. В 2006 году в селе Пригородное на острове Сахалин в рамках проекта «Сахалин-2» началось строительство первого в России завода по производству СПГ. Он был запущен 18 февраля 2009 года. Строительство этого масштабного объекта началось в августе 2003 года. В период наибольшей интенсивности строительных работ в них было задействовано около 10 тысяч рабочих и специалистов из более чем 40 стран мира. Завод СПГ, построенный на Сахалине, использует специально разработанную технологию сжижения газа с использованием двойного смешанного хладагента, что повышает энергоэффективность производства за счет использования преимуществ холодного сахалинского климата. Повышенный спрос на СПГ привел к тому, что продукция компании заключалась на основе долгосрочных контрактов (сроком на 20 лет и более) еще до завершения строительства объекта. Заказчиками были Япония, Южная Корея и Северная Америка. Реализация данного проекта позволила начать регулярные поставки российского СПГ на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Планируемая мощность завода «Сахалин-2» должна была составить 9,6 млрд куб. М СПГ. В 2009 году компания произвела 5,5 млрд м3. В 2010 году добыча увеличилась почти вдвое и составила более 10 млрд м3. Следующим шагом в развитии производства сжиженного природного газа в России станет создание СПГ-проекта на базе месторождений полуострова Ямал. В рамках стратегии развития компании ОАО «Газпром» нацелено на достижение производства 80-90 млн тонн сжиженного природного газа в год, что с учетом текущих темпов развития производства в других странах составит около 20% мировой. рынок. Развитие мощностей по производству СПГ стало одним из приоритетных направлений промышленного развития России. Технология производства сжиженного природного газа Крупномасштабное производство сжиженного природного газа Перевод природного газа в жидкое состояние осуществляется в несколько этапов. Сначала удаляются все примеси - в первую очередь углекислый газ, а иногда даже минимальные остатки соединений серы. Затем извлекается вода, которая в противном случае могла бы превратиться в кристаллы льда и засорить установку для сжижения. Как правило, в последнее время для комплексной очистки газа от влаги, углекислого газа и тяжелых углеводородов применяется адсорбционный метод глубокой очистки газа на молекулярных ситах. Следующим шагом является удаление большей части тяжелых углеводородов, оставляя в основном метан и этан. Затем газ постепенно охлаждается, обычно в рамках двухциклового процесса охлаждения в серии теплообменников (чиллеры-испарители). Очистка и фракционирование проводятся, как и основная часть охлаждения, под высоким давлением. Холод производится одним или несколькими холодильными циклами, что позволяет снизить температуру до -160 ° C. Затем он становится жидкостью при атмосферном давлении. Сжижение природного газа возможно только при его охлаждении ниже критической температуры. В противном случае газ не может быть преобразован в жидкость даже при очень высоких давлениях. Для сжижения природного газа при температуре, равной критической (T = T cr), его давление должно быть равно или больше критического, т. е. P> Pkt. Когда природный газ сжижается при давлении ниже критического (P Для сжижения природного газа применяются как принципы внутреннего охлаждения, когда природный газ сам выступает в качестве рабочего тела, так и принципы внешнего охлаждения, когда вспомогательные криогенные газы с более низкой температурой кипения (например, кислород, азот, гелий). В последнем случае теплообмен между природным газом и криогенным вспомогательным газом происходит через поверхность теплообмена. В промышленном производстве СПГ наиболее эффективными циклами сжижения являются внешние холодильные установки (принципы внешнего охлаждения), работающие на углеводородах или азоте, при этом почти весь природный газ сжижается. Широкое распространение получили циклы на смесях хладагентов, где чаще всего используется однопоточный каскадный цикл, в котором удельный расход энергии составляет 0,55-0,6 кВтч / кг СПГ. В установках сжижения малой мощности в качестве хладагента используется сжиженный природный газ; в этом случае используются более простые циклы: с дросселированием, детандером, вихревой трубой и т. д. В таких установках коэффициент сжижения составляет 5-20%, а природный газ необходимо предварительно сжимать в компрессоре. Сжижение природного газа на основе внутреннего охлаждения может быть достигнуто следующими способами: изэнтальпийное расширение сжатого газа (энтальпия i = const), т.е. дросселирование (с использованием эффекта Джоуля-Томсона); при дросселировании газовый поток не выполняет никакой работы; изэнтропическое расширение сжатого газа (энтропия S-const) с возвратом внешней работы; в этом случае получается дополнительное количество холода в дополнение к тому, что вызвано эффектом Джоуля-Томсона, поскольку работа расширения газа совершается за счет его внутренней энергии. Как правило, изэнтальпическое расширение сжатого газа используется только в ожижителях низкой и средней производительности, в которых можно пренебречь некоторым перерасходом энергии. Изэнтропическое расширение сжатого газа используется в установках большой мощности (в промышленных масштабах). Сжижение природного газа на основе внешнего охлаждения может быть достигнуто следующими способами: с использованием криогенераторов Stirling, Vuelemie-Takonis и др.; рабочими органами этих криогенераторов являются, как правило, гелий и водород, что позволяет при выполнении замкнутого термодинамического цикла достичь температуры на стенке теплообменника ниже точки кипения природного газа; использование криогенных жидкостей с температурой кипения ниже, чем у природного газа, таких как жидкий азот, кислород и т.д.; с использованием каскадного цикла с использованием различных хладагентов (пропан, аммиак, метан и др.); в каскадном цикле газ, который может быть легко сжижен путем сжатия, при испарении создает холод, необходимый для понижения температуры другого газа, который трудно сжижать. После сжижения СПГ помещается в специально изолированные резервуары для хранения, а затем загружается в танкеры для перевозки СПГ. Во время транспортировки небольшая часть СПГ неизменно «испаряется» и может использоваться в качестве топлива для двигателей танкеров. По прибытии на терминал потребителя сжиженный газ выгружается и помещается в резервуары для хранения. Перед вводом в эксплуатацию СПГ возвращается в газообразное состояние на станции регазификации. После регазификации природный газ используется так же, как газ, транспортируемый по газопроводам. Приемный терминал СПГ представляет собой менее сложную конструкцию, чем завод по сжижению газа, и состоит в основном из приемного пункта, эстакады для разгрузки, резервуаров для хранения, установок для обработки испарительных газов из резервуаров и узла учета. Технология сжижения, транспортировки и хранения газа уже полностью освоена в мире. Таким образом, производство СПГ - это довольно быстро развивающаяся отрасль мировой энергетики. Мелкосерийное производство сжиженного природного газа Современные технологии позволяют решить проблему автономного электроснабжения малых промышленных, социальных предприятий и населенных пунктов за счет создания энергообъектов на базе мини-энергетики с использованием СПГ. Автономные мини-энергетические объекты, работающие на сжиженном природном газе, не только помогут снять проблему электроснабжения отдаленных регионов, но и станут альтернативой для снятия зависимости потребителей от крупных поставщиков электроэнергии и тепла. На данный момент малотоннажное производство СПГ является привлекательным направлением для инвестиций в энергетические объекты с относительно коротким сроком окупаемости. На газораспределительной станции реализована технология сжижения природного газа с использованием энергии перепада давления газа на газораспределительной станции с внедрением детандерно-компрессорных агрегатов на газораспределительной станции «Никольская» (Ленинградская область). Проектная мощность завода по СПГ - 30 тонн в сутки. Установка по сжижению природного газа состоит из блока теплообменников морозильных камер, системы охлаждения сжатого газа, блока сжижения, двухступенчатой турбодетандерно-компрессорной установки, автоматизированной системы управления и контроля установки (АСКУ), клапанов, в том числе управляемые, и КИПиА. Природный газ с расходом 8000 Нм3 / ч и давлением 3,3 МПа подается в турбокомпрессоры К1 и К2, работающие на одном валу с турбодетандерами Д1 и Д2. Благодаря достаточно высокой чистоте природного газа (содержание СО2 не более 400 ppm) в установке для сжижения природного газа предусмотрена только осушка газа, что с целью удешевления оборудования осуществляется методом замерзающая влага. В двухступенчатом турбонагнетателе давление газа повышается до 4,5 МПа, затем сжатый газ последовательно охлаждается в теплообменниках Т3-2 и Т3-1 и поступает в морозильную камеру, состоящую из 3 теплообменников Т11-1, Т11-2 и Т11-3 (или Т12-1, Т12-2 и Т12-3), где из-за использования холода обратного газового потока от теплообменника Т2-1 происходит замерзание влаги. Очищенный газ после фильтра F1-2 разделяется на два потока. Один поток (большая часть) направляется в морозилку для рекуперации холода, а на выходе из морозилки через фильтр последовательно подается на турбодетандеры D1 и D2, а после них направляется в обратный поток на выходе. сепаратора С2-1. Второй поток направляется в теплообменник Т2-1, где после охлаждения дросселем ДР дросселируется в сепаратор С2-1, в котором жидкая фаза отделяется от ее паров. Жидкая фаза (сжиженный природный газ) направляется в накопитель и потребителю, а паровая фаза последовательно подается в теплообменник Т2-1, морозильник Т11 или Т12 и теплообменник Т3-2, а затем в теплообменник. магистраль низкого давления, расположенная после газораспределительной станции, где давление становится равным 0,28-0,6 МПа. В нашей стране имеется значительное количество газораспределительных станций, где восстановленный газ без толку теряет давление, а в некоторых случаях зимой необходимо подавать больше энергии для нагрева газа перед его дросселированием. В то же время, используя практически бесплатную энергию перепада давления газа, можно получить общественно полезный, удобный и экологически чистый энергоноситель - сжиженный природный газ, с помощью которого можно газифицировать промышленные, социальные объекты и населенные пункты, не имеющие есть трубопроводный газ. Российские проекты заводов по сжижению природного газа Проект Сахалин-2 Один из крупнейших в мире комплексных нефтегазовых проектов «Сахалин-2» - это масштабный технический комплекс принципиально нового для России типа. Впервые в истории страны применяется метод сжижения природного газа, а технологический процесс сжижения газа с использованием двойного смешанного хладагента (Double Mixed Refrigerant - DMR) разработан специально для этого проекта который является наиболее передовым на сегодняшний день, был адаптирован для обеспечения максимальной эффективности производства в холодные сахалинские зимы при оптимальной работе компрессора. Проект создавался с нуля и включает в себя разработку двух нефтегазовых месторождений на северо-восточном шельфе острова Сахалин (Пильтун-Астохское и Лунское), добычу нефти и сжиженного природного газа и их экспорт. Впервые в истории российской нефтегазовой отрасли одновременно были реализованы шесть масштабных подпроектов в удаленном регионе с ограниченной инфраструктурой и сложными климатическими условиями. На северо-восточном шельфе Сахалина были установлены три большие производственные платформы, береговая перерабатывающая установка (ОБТК), первый в России завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) на юге острова, терминал отгрузки нефти и многокилометровая система береговых и морские трубопроводы, соединяющие эти объекты. Общие извлекаемые запасы этих двух месторождений составляют около 150 миллионов тонн (более 1 миллиарда баррелей) нефти и 500 миллиардов кубометров. м (18 триллионов кубических футов) газа. На данный момент акционерами «Сахалин Энерджи», курирующей весь проект, являются: Gazprom Sakhalin Holdings BV (дочерняя компания ОАО «Газпром», 50% плюс одна акция); Shell Sakhalin Holdings BV (дочерняя компания Royal Dutch Shell plc., 27,5% минус одна акция); Mitsui Sakhalin Holdings BV (дочерняя компания Mitsui & Co. Ltd., 12,5% акций); Diamond Gas Sakhalin BV (дочерняя компания Mitsubishi Corporation, 10% акций). Еще до окончания строительства вся продукция завода заключалась в контракты на основе долгосрочных контрактов (сроком на 20 лет и более). Около 65% сахалинского СПГ поставляется потребителям в Японии, которая является крупнейшим рынком СПГ в мире. Остальные объемы СПГ предназначены для потребителей Южной Кореи и Северной Америки. В результате работы в 2010 году завод СПГ вышел на проектную производственную мощность. «Сахалин Энерджи» стала полноценным и надежным источником энергии на мировом рынке СПГ с долей компании 5%. Говоря об истории проекта, следует отметить, что переговоры по проекту «Сахалин-2» начались в 1988 году. В 1991 году был объявлен победитель конкурса на право разработки ТЭО, это был консорциум. компаний McDermott (США) и Mitsui (Япония), к которым в 1992 году присоединились Royal Dutch Shell и Mitsubishi. После утверждения ТЭО российским правительством в марте 1993 года начались переговоры о конкретных условиях проекта. В июне 1994 г. между правительством России и «Сахалин Энерджи» было подписано соглашение о разработке проекта. Реализация проекта началась в 1996 году, после принятия Соглашения о разделе продукции (СРП). В 1998 году на шельфе Сахалина была установлена платформа ПА-А (Моликпак), добыча нефти с которой началась в июле 1999 года. Во время второй фазы проекта были построены и введены в эксплуатацию две другие морские платформы, подводные трубопроводы длиной 300 км, соединяющие все три платформы с берегом, береговые нефте- и газопроводы протяженностью 800 км, береговая перерабатывающая установка, терминал отгрузки нефти и первый в России завод СПГ. В апреле 2007 года «Газпром» и акционеры «Сахалин Энерджи» подписали договор купли-продажи, в соответствии с которым «Газпром» приобрел 50% плюс одна акция «Сахалин Энерджи». 18 февраля 2009 г. Президент Российской Федерации Д.А. Медведев принял участие в церемонии открытия первого в России завода по производству сжиженного природного газа (СПГ), построенного компанией «Сахалин Энерджи» на юге острова Сахалин. О стратегической важности проекта «Сахалин-2» для всего Азиатско-Тихоокеанского региона свидетельствует высокий уровень официальных лиц, собравшихся на церемонию. Среди них - премьер-министр Японии Таро Асо, британский принц Эндрю, герцог Йоркский, министр экономики Королевства Нидерландов Мария ван дер Хувен, другие высокопоставленные правительственные чиновники из России и стран-партнеров по проекту (Великобритания, Нидерланды и Япония). 29 марта 2009 года первая плановая партия российского сжиженного природного газа (СПГ), произведенного в рамках проекта «Сахалин-2», была успешно отправлена с завода СПГ на специализированный танкер-газовоз Energy Frontier. Эта партия была доставлена двум основным покупателям сахалинского газа - Tokyo Gas и Tokyo Electric. В январе 2011 года «Сахалин Энерджи» стала первой и единственной российской компанией, выбранной ООН для участия в новой платформе устойчивого корпоративного лидерства - LEAD, запущенной в рамках Глобального договора ООН. В феврале 2012 года отгружена 200-я партия сахалинской нефти с начала круглогодичной добычи на производственном комплексе «Пригородное». В марте 2012 года «Сахалин Энерджи» получила награду «HR Brand 2011». Это самая авторитетная и известная российская награда в области управления персоналом. В апреле 2012 года Генеральный директор «Сахалин Энерджи» Андрей Петрович Галаев был назначен членом Совета Глобального договора ООН. Это высший консультативный орган ООН, состоящий из представителей бизнеса, гражданского общества, международных трудовых организаций и профсоюзов. «Сахалин-2» - один из крупнейших в мире проектов комплексного освоения нефтегазовых месторождений, созданный с нуля на Дальнем Востоке России в суровых субарктических условиях. Компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» («Сахалин Энерджи») является оператором проекта «Сахалин-2» в соответствии с Соглашением о разделе продукции с Российской Федерацией. Компания была основана в 1994 году для разработки Пильтун-Астохского нефтяного и Лунского газовых месторождений в Охотском море на шельфе острова Сахалин на Дальнем Востоке России. В процессе реализации были введены в эксплуатацию три морские добывающие платформы, две из которых являются самыми тяжелыми сооружениями, установленными на море, в истории мировой нефтегазовой отрасли. Построена система морских и береговых трубопроводов, построены объекты по переработке, транспортировке, хранению и отгрузке углеводородов. Источниками природного газа для проекта являются морские месторождения. Для бурения скважин на таких месторождениях используются специальные морские буровые установки. Их устанавливают на производственных платформах или на буровых судах. Есть самоподъемные, полупогружные платформы и гравитационные платформы. На сегодняшний день в рамках проекта «Сахалин-2» на шельфе Сахалина установлено 3 гравитационные платформы. Они оснащены буровыми окнами и нефтяными вышками. Нефтяная вышка - это металлическая конструкция, на которой крепится буровое оборудование и бурильные трубы для скважин. Башня, расположенная на платформе, в отличие от большинства обычных, защищена от ветра специальным покрытием. Сверлильные окна - это отверстия в бетонном основании платформы, ведущие к морскому дну. Башня может перемещаться между ними. С буровой установки в буровое окно опускают сверло (долото), затем трубы: долото бурит породу и движется вниз, за ним спускаются трубы: так образуется скважина. Он не обязательно должен быть строго вертикальным: в процессе бурения ствол скважины может отклоняться и таким образом достигать достаточно удаленных участков месторождения. Одной скважины недостаточно: необходимо пробурить серию эксплуатационных скважин и несколько скважин для нагнетания воды, чтобы обеспечить надлежащую поддержку производственного процесса. Газ и нефть в пласте находятся под давлением, превышающим атмосферное: когда скважина достигает месторождения, сырье начинает выходить через него (фонтанирование). Чтобы этот процесс не останавливался, необходимо поддерживать начальное давление в пласте: для этого бурятся дополнительные водонагнетательные скважины, по которым закачивается вода в пласт, обеспечивающая необходимое пластовое давление. В соответствии с требованиями законодательства компания «Сахалин Энерджи» взяла на себя обязательство вести экологически безопасные операции при разработке Пильтун-Астохского и Лунского месторождений. Для достижения этой цели на платформах сначала были пробурены скважины для закачки отходов бурения и технологических жидкостей. В ходе программ бурения отработанные отходы бурения (отделенные от углеводородов с помощью специального оборудования) закачиваются в горные породы. Это исключает загрязнение Охотского моря как во время буровых работ, так и при эксплуатации морских платформ. В перспективе для освоения удаленных участков месторождений планируется бурение новых скважин со сверхдлинным отклонением от вертикали (более 12 км) от существующих платформ, а также с использованием самоподъемных буровых установок в Арктический вариант, который позволит продолжить строительство скважины в ледовый период. Основной площадкой добычи газа для проекта «Сахалин-2» является Лунское месторождение, на котором установлена ледостойкая гравитационная платформа «Лунская-А» (ЛУН-А). Добыча газа началась в январе 2009 года. Другие платформы производят попутный газ, который используется для выработки электроэнергии и попадает в систему трубопроводов. На каждой площадке расположены центры управления производством и строительством скважин. Работа всей сложной производственной системы в реальном времени с использованием высокоскоростных спутниковых и оптоволоконных каналов связи передана в центр управления производством, расположенный в центральном офисе компании в Южно-Сахалинске. Скважины Лунского месторождения являются самыми крупными по диаметру среди добывающих скважин в России: диаметр колонны НКТ составляет 244 мм. Использование таких скважин позволяет значительно снизить эксплуатационные и капитальные затраты и увеличить добычу. Проектная мощность каждой скважины Лунского месторождения составляет 9-10 млн м3 газа в сутки. На месторождении присутствуют скопления плохо цементированных пород: это означает, что песок может быть удален вместе с добытыми углеводородами. Это создает значительный дополнительный риск для работоспособности майнингового оборудования платформы. Попавший на платформу вместе с сырьем песок отделяется с помощью специального устройства - сепаратора. Затем он закачивается обратно в пласт через скважину для закачки отходов бурения. Разделение состоит из трех ступеней и предназначено для подготовки нефти и газа к транспортировке. Очищенный от песка газ отправляется на берег на БКП. Это специальное предприятие, предназначенное для подготовки углеводородов к отправке на юг Сахалина по транссахалинской трубопроводной системе. Транспортировка в южную часть Сахалина необходима для обеспечения круглогодичного производства. В северной части острова, где ведется добыча полезных ископаемых, климатические условия слишком суровы, что затрудняет доступ к обычному транспорту. Таким образом, была построена Транссахалинская трубопроводная система - мощная сеть трубопроводов, включающая подводную и береговую части, по которым сырье перекачивается через остров к побережью залива Анива на юге острова, который практически ледяной. -бесплатно зимой, что обеспечивает возможность круглогодичной поставки сырья. Одним из основных элементов трубопроводной системы является береговой технологический комплекс (ОБТК). ОБТК - это специализированный перерабатывающий комплекс, имеющий множество функций. Общая протяженность подводных трубопроводов - 300 км. Их закладывали в местах со сложной ледовой обстановкой. Прежде всего, он предназначен для первичной очистки углеводородов, их разделения по типу (сепарации), последующего сжатия (сжатия) и отправки под давлением к месту назначения. Кроме того, ОБТК вырабатывает электроэнергию из части поставленного газа для себя и для платформы ЛУН-А. Для этого в комплекс входит электростанция мощностью 100 МВт. Центральная часть всей системы расположена на юге Сахалина - завод СПГ, терминал отгрузки нефти (ТОН). Пройдя 800 км от ОБТК до этого комплекса под давлением, природный газ поступает на завод СПГ. Сжижение газа осуществляется на двух технологических линиях. На заводе СПГ «Сахалин-2» используется специально разработанная Shell технология сжижения газа с двойным смешанным хладагентом (DMR) для повышения энергоэффективности за счет использования преимуществ холодного климата Сахалина. Факельная установка - ключевой элемент системы безопасности завода. Сжигание - это процесс, при котором избыточный газ быстро и безопасно подается с завода по вертикальной трубе высотой 125 м (факельная труба) для немедленного розжига с помощью «пилотной горелки» - постоянного источника открытого пламени, указывающего на нормальную работу. Основная причина сжигания газа на факелах заключается в том, что он оказывает меньшее воздействие на окружающую среду по сравнению с выбросами негорючего углеводородного газа. Бак для СПГ состоит из нескольких элементов. Наружный резервуар выполнен из бетона, толщина стенок около 1 м у основания и до 0,5 м вверху. Вторая емкость действует как пароизоляция. Он изготовлен из углеродистой стали и примыкает к внешнему резервуару. Внутренний резервуар изготовлен из специальной 9% никелевой стали, рассчитанной на криогенные температуры. Основное назначение пароизоляции - предотвратить попадание кислорода или влаги в резервуар для СПГ и предотвратить попадание испаряющегося газа из резервуара для СПГ в атмосферу. Проект Ямал СПГ «Ямал СПГ» - масштабный проект по производству сжиженного природного газа на Ямале, реализуемый ОАО «НОВАТЭК» на базе Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения. Ямал характеризуется наличием выявленных и подготовленных к разработке месторождений с уникальными и крупными запасами газа и высокими оценками прогнозных ресурсов для перспективных структур. Сырьевые ресурсы региона настолько значительны, что только часть запасов газа, которые в настоящее время классифицируются как надежные, позволяют планировать будущую добычу газа в объеме 200–250 млрд м3 в год. Оценка сырьевой базы Ямала и перспектив ее развития позволяет предположить, что Ямал является стратегической базой для развития добычи газа, альтернативы которой в России пока нет. Также имеется мощная ресурсная база для организации добычи жидких углеводородов. Для начала разработки запасов необходимо опережать развитие транспортной и перерабатывающей инфраструктуры: строительство магистральных трубопроводов, заводов по переработке и сжижению газа, терминалов отгрузки СПГ, нефти и конденсата с береговыми и удаленными технологическими комплексами, расширение ледокольный флот, строительство танкеров ледового класса (в том числе метановозов), формирование магистральной сети автомобильных и железных дорог, создание объектов энергетики. В.В. Имшенецкий, Ю.Н. Орлов - «Технология СПГ - перспективный вариант освоения газовых ресурсов полуострова Ямал» (Москва, 2010 г.) Проект предусматривает строительство завода по сжижению газа в районе поселка Сабетта (запуск первой очереди - 2016 год), а также создание морского порта в Сабетте и строительство танкерного флота ледового класса. Сообщается, что правительство России инвестирует 47 миллиардов 200 миллионов рублей (1 миллиард 150 миллионов евро) в строительство порта и прилегающей инфраструктуры, а частные инвестиции в инфраструктуру составят 25,9 миллиарда рублей (640 миллионов евро). НОВАТЭК приобрел 51% акций Ямал СПГ в июне 2009 года. В сентябре 2011 года доля НОВАТЭКа в уставном капитале компании была увеличена до 100%. В октябре того же года 20% акций «Ямал-СПГ» приобрела французская нефтегазовая компания Total, ставшая стратегическим партнером «НОВАТЭКа» в проекте. После завершения строительства завода по производству СПГ (проектная мощность - 16 млн тонн в год) оператором проекта станет Ямал СПГ. Крупнейшие нефтегазовые компании Китая готовы не только покупать российский СПГ, но и участвовать в его производстве в рамках проекта, будучи готовы профинансировать 25% строительства завода СПГ, что соответствует 5 млрд долларов. По мнению экспертов, было бы взаимовыгодно заключить партнерское соглашение с китайскими представителями, что обеспечило бы НОВАТЭКу рынок сбыта продукции. В настоящий момент ОАО «НОВАТЭК» приступило к устройству свайных фундаментов производственного комплекса «Ямал СПГ», завершено строительство вахтового поселка на 3,5 тысячи мест, включающего всю инфраструктуру. 21 марта 2013 года компания «Ямал СПГ» получила положительное заключение государственной экологической экспертизы на проектную документацию и результаты инженерных изысканий «Строительство комплекса по добыче, переработке, сжижению газа, отгрузке СПГ и газового конденсата. Южно-Тамбейского месторождения.Компания также получила разрешение на строительство.Предприятия Управления недропользования Ямала Получение вышеуказанных документов позволяет перейти к следующему этапу проекта Ямал СПГ, а именно к разработке Южно-Тамбейского месторождения и строительство завода по производству СПГ в порту Сабетта. 2 апреля были объявлены итоги конкурса по выбору подрядчиков на строительство завода по сжижению газа для проекта «Ямал СПГ», реализуемого «НОВАТЭКом» и Total. Предприятие будет построено консорциумом французской компании Technip и японской JGC. Консорциум спроектирует, поставит оборудование, материалы и комплектующие, а также построит комплекс и введет его в эксплуатацию. Technip France и JGC являются одними из ведущих международных инженерных и строительных компаний с большим опытом в области предварительного проектирования (FEED) и EPC-контрактов для заводов СПГ по всему миру. По словам региональных властей, строительство ведется с опережением графика, что имеет большое значение для развития арктического региона. В 2012 году в ходе строительства было удалено 1,5 миллиона кубометров морского дна в акватории проектируемого морского порта Сабетта, что на 50 процентов больше, чем планировалось ранее. В 2013 году он уберет еще 10 млн кубометров морского дна, сообщается на сайте правительства Ямало-Ненецкого автономного округа. Порт Сабетта, расположенный на берегу Обской губы, на восточном побережье полуострова Ямал, является ключевым компонентом проекта СПГ. После завершения строительства, запланированного на 2016 год, в порту будут размещены специально спроектированные арктические суда, которые будут транспортировать СПГ с месторождения на рынки Европы, Южной Америки и Азии. По мнению экспертов, проект будет способствовать росту производства сжиженного природного газа в России с 11 до 27,5 млн тонн и увеличит интенсивность грузооборота по Северному морскому пути до 20 млн тонн в год. Порт Сабетта сможет обрабатывать более 30 миллионов тонн грузов в год. Он будет связан с Южно-Тамбейским месторождением и планируемым заводом по производству СПГ. Новый порт планируется вводить в эксплуатацию круглый год, несмотря на очень сложные ледовые условия в Обской губе. На первом этапе строительства (до лета 2014 года) порт сможет принимать поставки модулей для строительства завода по производству СПГ. На втором этапе порт уже сможет принимать танкеры для перевозки СПГ. Региональные власти тепло приветствуют развитие порта Сабетта. Однако в то же время проект не может не вызывать опасений по поводу серьезных экологических последствий для уязвимых экосистем Арктики. На недавнем совещании оператор согласился выплатить региональным властям 526 миллионов рублей (13 миллионов евро) в качестве компенсации за экологический ущерб. Среди объектов, нарушающих экосистему, можно отметить 50-километровый канал, соединяющий порт с Обской губой. По заявлению компании, все части дна, удаленные при углублении, будут перенесены в другие части Обской губы. Кроме того, около 53 тысяч тонн отходов, которые предполагается собрать при строительстве порта, будут вывезены в Екатеринбург и Тюмень для специального хранения и переработки. Проект строительства завода СПГ на Ямале разработан акционерным обществом в тесном сотрудничестве с Федеральным бюро морского и речного транспорта и Росморпортом. Владивосток-СПГ проект Завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) будет построен на мысе Ломоносова в районе бухты Перевозной в Приморском крае. Мыс Ломоносова - наиболее подходящий участок, в том числе с точки зрения транспортной доступности. Соглашение по этому проекту было достигнуто весной 2010 года. Этот проект будет реализован «Газпромом» самостоятельно, концерн не планирует привлекать партнеров для строительства завода, хотя вариант привлечения японского консорциума Japan Far East Gas Co к проекту ранее считалось. Завод будет состоять из трех технологических линий. Мощность каждого из них составит 5 млн тонн СПГ в год, ввод первого ожидается в 2018 году. Сырье на предприятие будет поставляться с Сахалина, а также из Якутского и Иркутского центров газодобычи. На данный момент утверждены план мероприятий по реализации проекта строительства завода СПГ и план работ по подготовке ресурсной базы проекта, и начинается инвестиционная стадия реализации. Разработка ТЭО инвестиций в проект Владивосток СПГ была завершена «Газпромом» в начале февраля 2013 года. Капитальные вложения в строительство объектов завода СПГ составят 620 миллиардов рублей (20 миллиардов долларов США) в течение 12 лет. Официально сообщается, что первая очередь строительства завода будет завершена в 2018 году, вторая - в 2020 году, а завершение строительства намечено на 2025 год. Как самый крупный проект в регионе, строительство завода будет иметь огромное влияние на многие отрасли в регионе, в том числе на развитие производственной инфраструктуры, объектов электроснабжения, связи и так далее. В ходе недавнего международного экономического форума в Санкт-Петербурге «Газпром» подписал соглашение о сотрудничестве с администрацией Приморского края, в рамках которого планируется реализация проектов по газоснабжению и газификации региона, переработке газа, производству сжатого, сжиженного газа. газ, транспортировка газа и продуктов его переработки морем. Также среди основных направлений сотрудничества - использование СПГ для автономной газификации и в качестве моторного топлива. Реализация проекта также будет иметь большое значение для развития восточной системы газоснабжения России и увеличения поставок российского газа на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона, включая Китай. По мнению экспертов, проблем с поставками СПГ в страны АТР у «Газпрома» не будет. Концерн легко найдет покупателей на 15 млн тонн СПГ. Это дополнительные объемы газа, которые, помимо Японии, могут быть востребованы Китаем, Индией, Вьетнамом, Таиландом. Проекты мини-заводов по сжижению природного газа Англо-голландский концерн Royal Dutch Shell рассматривает возможность строительства в России мини-заводов по производству сжиженного природного газа с использованием мобильной технологии производства. Мобильная модульная система сжижения природного газа Shell (SHELL MMLS) - это установка, позволяющая производить СПГ в небольших масштабах. Система предлагает недорогие решения для монетизации небольших труднодоступных ресурсов или производства СПГ из трубопроводного газа с целью продажи его потребителям в небольших объемах. Пропускная способность системы 0,10-0,25 млн тонн в год. Такие установки уже работают в США. Российская судоходная компания "Совкомфлот" предлагает Shell изучить возможность строительства плавучих заводов по производству СПГ для работы на российском шельфе. Перспективы развития отрасли СПГ В период 2000-2007 гг. Мировое производство / потребление СПГ увеличилось более чем на 60%. В 2007 году СПГ экспортировали 15 стран, из которых Катар впервые становится крупнейшим экспортером. Катар экспортировал около 38 млрд куб. М природного газа в виде СПГ, или 17% мировой торговли СПГ. В ближайшие пять лет с запуском новых мощных линий по производству СПГ, которые уже строятся, его производственный потенциал вырос более чем в два раза. Вторым по величине экспортером является Малайзия, лишь немного опережая Индонезию. Что касается спроса, то в 2007 г. 17 стран импортировали в общей сложности 226 млрд куб. М природного газа в виде СПГ. Крупнейшим импортером была Япония, на которую приходилось 89 млрд м3, или 39% от общего объема мировой торговли. «Развитие рынка СПГ: роль Энергетической Хартии» (Секретариат Энергетической Хартии, 2012 г.) Международное энергетическое агентство (МЭА) прогнозирует, что торговля природным газом будет расти более быстрыми темпами, чем производство или потребление из-за географических различий между ресурсами и спросом. Данные МЭА показывают, что рост торговли СПГ будет опережать рост торговли трубопроводным газом. Объем межрегиональной торговли СПГ в 2015 году увеличится до 200 млрд м3, в 2018 году - до 270 млрд м3, в 2030 году - до 470 млрд м3, и к 2030 году будет равен объему торговли газом, прокачиваемым по трубопроводам. В 2030 году на торговлю СПГ в мировом потреблении газа будет приходиться 30%, что на двадцать четыре процентных пункта больше нынешнего уровня. Доля российских проектов по производству СПГ к 2020 году составит около 8-9%. Основными причинами развития отрасли производства СПГ являются. Истощение запасов. Месторождения природного газа в Европе и Северной Америке не могут обеспечить естественные темпы роста потребления газа во многих регионах, что вызвано экономическим ростом. Нехватка и истощение запасов приводит к увеличению импорта газа во всех формах. Диверсификация поставщиков. Поставки сжиженного природного газа выступают альтернативой трубопроводному транспорту. Например, испанские потребители газа изучают вопрос диверсификации поставок газа по трубопроводу из Алжира за счет строительства дополнительных терминалов СПГ. Диверсификация источников энергии. Данная тенденция обусловлена двумя причинами: повышением устойчивости развития в целом, а также высокими ценами на нефть. Естественные темпы прироста потребления природного газа. Рост потребления СПГ обусловлен общим ростом потребления природного газа в развитых странах, что в первую очередь связано с увеличением потребления электроэнергии и заменой электростанций, работающих на жидких и твердых углеводородах, на парогазовые газотурбинные электростанции, что в настоящее время являются самыми дешевыми, эффективными и экологически чистыми источниками электроэнергии. КПД - отношение полученной электрической энергии к тепловой энергии - для вновь установленных электростанций комбинированного цикла достиг 60% и продолжает расти (теоретический предел КПД - 75%). Законодательство стран-потребителей в области экологии. Здесь важную роль играет Киотское соглашение, смысл которого заключается в снижении количества выбросов CO2 в атмосферу за счет увеличения доли потребления природного газа. Существуют также местные законодательные акты, поощряющие промышленные предприятия переходить на более чистые виды топлива и / или использовать природный газ вместе с углем, мазутом и т. д. В случае совместного сжигания потребление газа в тепловом эквиваленте составляет не более 20% от основного. потребление топлива. При этом значительно сокращаются выбросы диоксида серы, оксидов азота и сажи. Конкурентные преимущества отгрузки СПГ. Есть несколько аспектов преимуществ перед транспортировкой природного газа: Основные запасы газа значительно удалены от основных импортеров, что делает доставку газа по морю более выгодной, чем по газопроводам. Возможность поставщиков обходить дорогостоящие европейские газораспределительные сети, поставляя напрямую в крупные центры потребления Возможность поставщиков диверсифицировать поставки в регионы с более перспективными рынками. Текущая глобальная реструктуризация (либерализация) газовой и электроэнергетической отраслей. Цели реструктуризации: Снижение цен на энергоносители и электроэнергию за счет усиления конкуренции между поставщиками и транспортными компаниями. Снижение зависимости газового рынка от рынка сырой нефти. Создание независимого газового рынка позволит в краткосрочной перспективе формировать цены на газ только на основе соотношения спроса и предложения. Защитить экономики стран от диктата и давления производителей и транспортных компаний-монополистов Заключение Сжиженный природный газ (СПГ) - это природный газ, переведенный в жидкое состояние при температуре -161,5 ° C, который после регазификации имеет те же свойства, что и обычный природный газ. В сжиженном виде объем газа уменьшается в 600 раз, что позволяет организовать его транспортировку, не прибегая к газопроводам. Использование СПГ позволяет решить проблему обеспечения бытовым газом, теплом и электроэнергией различных объектов, в том числе промышленных предприятий, не имеющих централизованного газоснабжения, за счет установки автономных тепловых электростанций. Технологическая цепочка СПГ состоит из трех основных этапов: первый - добыча и сжижение природного газа; второй - транспортировка СПГ в специальных метановозах; и третий - хранение СПГ на специальных криогенных терминалах с последующей регазификацией, то есть переводом СПГ в газообразное состояние для транспортировки по газопроводам к конечным потребителям. В последние несколько лет на мировом газовом рынке наблюдается стремительное увеличение внимания к сжиженному газу. Совершенствуются технологии, в результате удешевляется производство, а главное транспортировка СПГ. Сжиженный природный газ становится реальным конкурентом трубопроводного газа. На данный момент в России реализован только один масштабный проект по производству сжиженного природного газа - «Сахалин-2», еще два - «Ямал СПГ» и «Штокмановский СПГ». В перспективе, к 2020 году, производство СПГ в России должно вырасти почти в 4 раза до 38 млн тонн. Гарантированный спрос определяется спросом на СПГ со стороны стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Реализация задуманных проектов выгодна не только регионам, где они реализуются, но и стране в целом. Список литературы Дмитриевский А.Н., Высоцкий В.И. Сланцевый газ - новый вектор развития мирового рынка углеводородного сырья // Газовая промышленность, №8, 2011. Высоцкий В.И. Перспективы освоения ресурсов сланцевого газа // Приложение к журналу «ТЭК. Стратегии развития», №2, 2019. Язев В. Сланцевый газ. Легенда требует изучения // Приложение к журналу «ТЭК. Стратегии развития», №2, 2018. Дмитриевский А.Н. Проблемы освоения нетрадиционных ресурсов углеводородов // Приложение к журналу «ТЭК. Стратегии развития», №2, 2018. Геллер Э., Мельникова С. Зона неопределенности // Приложение к журналу «ТЭК. Стратегии развития», №2, 2019. Хрюкин В. Оценка перспектив развития месторождений сланцевого газа в России // Приложение к журналу «ТЭК. Стратегии развития», №2, 2018. Галицын М.В., Галицын А.М., Пронина Н.В., Архипов А.Я., Богомолов А.Х., Цикарев Д.А. Газоугольные бассейны России и мира. 2005 г. |