CC BY
119Перспективы плавучих заводов по производству СПГ
А.Г. Гречко,
главный технолог ОАО «Газпром», д.т.н.,
А.И. Новиков,
начальник отдела ОАО «Газпром»
В статье приведен обзор проектов плавучих заводов (ПЗ) сжиженного природного газа (СПГ). ПЗ СПГ представляет собой судно или баржу с устройством для стыковки со скважиной, с системой подготовки и очистки газа, заводом сжижения газа, хранилищем СПГ и сопутствующих сжиженных углеводородов, системой отгрузки СПГ. ПЗ СПГ позволяют осваивать небольшие газовые морские месторождения, их также можно использовать на первых этапах освоения крупных месторождений или по другим схемам. Рассмотрены особенности наиболее интересных проектов ПЗ СПГ фирм Air Products, Shell, Flex LNG, SBM Offshore - Linde, INPEX и других.
Ключевые слова: СПГ, плавучие заводы по производству СПГ.
Prospects for Liquid Natural Gas Floating Production Storage and Offloading Systems (LNG FPSO)
A.G. Grechko, A.I. Novikov
Review of LNG FPSO projects is presented. LNG FPSO is self-propelled offshore vessel or barge for offshore LNG production which contains connection with subsea production system, gas treating system, LNG plant, LNG and condensate storages, unloading system. LNG FPSO provide capability for small offshore gas fields development and monetization, for application at early stages of large gas fields development or for others schemes of application. Features of the most interesting LNG FPSO projects such as Air Products, Shell, Flex LNG, SBM Offshore и Linde, INPEX and others are considered.
Keywords: LNG, FPSO, offshore LNG production, LNG plant.
Открытие крупных месторождений газа на шельфе во второй половине 90-х гг. прошлого века обусловило бурный рост морских нефтегазовых сооружений во всем мире: Северное и Баренцево моря, Мексиканский залив, морские акватории Катара, Малайзии, Индонезии, Австралии, Сахалина, Нигерии и др. В настоящее время разрабатываются в основном крупные газовые морские
месторождения, эксплуатация которых рассчитана на десятилетия. При этом строятся дорогая береговая и морская инфраструктуры: добычные платформы и подводные добычные комплексы, морские трубопроводы от месторождения до берега, наземный завод СПГ, порт с отгрузочными терминалами, дороги, энергоснабжение, требующие больших вложений финансовых затрат.
Вместе с тем на шельфе имеется множество месторождений, разработка которых традиционными методами нерентабельна из-за их удаленности и небольших объемов углеводородов. Строить морской трубопровод и наземный завод СПГ невыгодно, так как месторождения небольшие и довольно быстро будут исчерпаны.
Для таких месторождений экономически целесообразно применение плавучих заводов СПГ (LNG Floating Production Storage and Offloading - LNG FPSO).
ПЗ СПГ может обеспечить:
■ монетизацию небольших морских газовых месторождений, разработка которых в настоящее время экономически невыгодна из-за малых размеров, удаленности от мест потребления и отсутствия трубопроводной инфраструктуры;
■ монетизацию попутного газа с нефтяных морских месторождений, который сегодня сжигается или закачивается обратно;
■ производство СПГ на ранних этапах разработки месторождения, пока береговой завод СПГ оценивается или строится (например, Шток-мановское месторождение).
Несколько ПЗ СПГ или плавучие заводы большой производительности могут быть использованы на больших месторождениях. При этом экономия достигается за счет сокращения сроков ввода в эксплуатацию и исключения необходимости строительства добычных платформ, морских трубопроводов от месторождения до берега, наземного завода СПГ и порта с отгрузочными терминалами.
Преимущества ПЗ СПГ:
■ малая продолжительность строительства;
■ конкурентоспособная стоимость 1 т СПГ, произведенной на ПЗ СПГ, в сравнении с очень сильно возросшей стоимостью 1 т СПГ, произведенной наземными заводами;
■ полный цикл изготовления и пусконаладочных испытаний на заводе-верфи;
■ мобильность - после исчерпания запасов газа возможность использования на других месторождениях;
■ минимизация ликвидационных фондов;
■ внедрение технологий наземных заводов СПГ путем упрощения конструктивных решений.
Разумеется, такое перспективное направление не могло не остаться незамеченным. Компании Air Products, Shell, Flex LNG, SBM Offshore - Linde, INPEX и другие проводят интенсивные разработки с целью создания ПЗ СПГ.
Одним из наиболее интересных и проработанных проектов, на наш взгляд, является проект ПЗ СПГ компании Flex LNG, ведущей научно-исследовательские работы в этом направлении с 2006 г. [1, 2]. Ее исследования показали экономическую выгоду от внедрения плавучих заводов. Фирмой была разработана концепция ПЗ СПГ, и в настоящее время Flex LNG разместила заказ на строительство четырех ПЗ СПГ на верфи Samsung Heavy Industries (SHI, Южная Корея) [3], при этом фирма Mitsubishi передала SHI технологию изготовления призматических жестких танков для хранения СПГ.
Известный крупный игрок газовой промышленности компания Shell, также интенсивно разрабатывающая тему ПЗ СПГ, заключила 15-летний контракт с фирмой SHI на строительство ряда ПЗ СПГ [4]. Кроме того, известны аналогичные проекты таких компаний как SBM Offshore в партнерстве с Linde [5], Hoegh LNG [6], INPEX [7], CB&I [8] и др.
Рассмотрим технические решения, предлагаемые различными фирмами для реализации ПЗ СПГ.
Следует отметить, что холодильные циклы для ПЗ СПГ могут отличаться от циклов для наземных
Рис. 1. Схема цикла с двумя азотными детандерами [9]
заводов СПГ большой производительности из-за специфических требований к ПЗ СПГ:
■ производительность от одного до нескольких Мт/г.;
■ компактность и небольшая масса;
■ модульный дизайн;
■ высочайшая безопасность, в том числе за счет сокращения количества 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 важна надежность, компактность и безопасность, эффективность цикла здесь тоже важна, но не в ущерб первым трем требованиям.
ПЗ СПГ фирмы FLEX LNG [1, 2] характеризуются адаптацией системы предварительной подготовки газа к специфике месторождения:
Рис. 2. Модель ПЗ СПГ фирмы Flex LNG
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 очищенному трубопроводному.
Ожижительный процесс - двойной детандерный цикл с азотом в качестве хладагента, считающийся на сегодняшний день одним из самых перспективных для ПЗ СПГ (рис. 1). К главным преимуществам цикла относятся 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 средних заводов СПГ, для установок обратной конденсации на танкерах СПГ и устройств покрытия пиковых нагрузок.
ПЗ СПГ фирмы FLEX LNG (рис. 2) предназначен для работы в широком диапазоне состава газа с номинальной суммарной производительностью (две линии) 1,7-1,95 Мт/год. Основные характеристики судна:
■ двойные борта;
■ вместимость хранилища СПГ призматического типа - 170 тыс. м3;
Рис. 4. ПЗ СПГ SBM Offshore - Linde на 2,5 Мт/год
■ вместимость хранилища конденсата - 50 тыс. 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 поворотного буя типа БТР;
■ 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/СНГ.
Преимущества призматических танков для хранения СПГ типа IHI-SPB:
■ устойчивость к воздействию волн;
■ большая ровная свободная палуба для оборудования верхних строений;
■ материал - нержавеющая криогенная сталь типа российского аналога 12Х18Н10Т;
■ 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 - в 2013 г.
Фирма Shell начала работы по ПЗ СПГ в 1997 г. На сегодня Shell подписала рамочное соглашение с консорциумом из компаний Technip и Samsung на разработку, строительство и установку десяти ПЗ СПГ на период до 15 лет (это крупнейший контракт в истории судостроения на сумму 50 млрд долл. США) [10], а также контракт на выполнение дизайна (FEED) для ПЗ СПГ на 3,5 Мт/год, массой конструкций 200 тыс. т, длиной 456 м, шириной 74 м и высотой
1-я ступав
к&мпозссорл
кпадзгантэ
2-я ступень KOMflpÜCtüpí
хладагента
-
Рис. 5. Улучшенный холодильный цикл фирмы Linde [5]
до 100 м (рис. 3). Как известно, фирма Shell использует на своих заводах СПГ процесс ожижения с двумя смесевыми хладагентами (DMR) [11]. Прорабатывается вопрос внедрения ПЗ СПГ для месторождений Prelude (60-85 млрд м3) и Greater Sunrise (225 млрд м3) в Австралии. Начало эксплуатации планировалось в 2012 г., но возможно оно будет сдвинуто на 2016 г.
ПЗ СПГ фирм SBM Offshore - Linde (рис. 4) спроектирован на
производительность 2,5 Мт/год и использует проверенный улучшенный холодильный цикл Линде с одним смесевым хладагентом для месторождений с запасами более 30 млрд м3 [5]. Планируемый ввод в строй первого ПЗ СПГ - 2012 г.
Вообще улучшенный холодильный цикл фирмы Linde с одним смесевым хладагентом (рис. 5) можно использовать для диапазона производительности ПЗ СПГ от 0,2 до 2,5 Мт/год. Для производительности до
Рис. 6. Система хранения СПГ фирмы Hoegh LNG
1 Мт/год Линде предлагает процесс LiCooN, использующий цикл азотного детандера с предварительным охлаждением углекислым газом, в котором отсутствуют огнеопасные хладагенты, что делает его более привлекательным для применения на ПЗ СПГ.
Фирма Hoegh LNG (Норвегия) разработала ПЗ СПГ для богатого газа [6]. В июне 2009 г. было получено принципиальное одобрение национального классификационного общества DNV на этот проект. ПЗ СПГ рассчитан для работы в Западной Африке, Средиземном и Карибском морях, с производительностью 1,6 Мт/год. Терминал отгрузки двух видов: борт к борту (side by side - SBS), состоящий из трех загрузочных рукавов для СПГ и двух для СНГ, и тан-демная загрузка при плохих погодных условиях, скорость загрузки СПГ 10 тыс. м3/ч. Система хранения СПГ - мембранные танки типа NO96 по новой технологии в два ряда (рис. 6), что уменьшает воздействие волн СПГ на стенки танка. В настоящее время рассматриваются различные месторождения для внедрения.
Компания INPEX Corporation
(Япония) разрабатывает ПЗ СПГ для морского газового месторождения Abadi (Индонезия) со следующими техническими характеристиками: производительность 4,5 Мт СПГ/год и 13 тыс. брл конденсата в сутки, срок эксплуатации - более 30 лет. Считается, что ПЗ СПГ позволит уменьшить стоимость строительства и эксплуатации, продолжительность строительства и воздействие на окружающую среду. Срок ввода в эксплуатацию - 2016 г. [7].
Фирма Air Products, являющаяся лидером в разработке и изготовлении наземных заводов СПГ, исследует проблемы применения своего оборудования для ПЗ СПГ на
(гаэосэлэрлгор}
Рис. 7. Схема процесса с одним смесевым хладагентом и парожидкостным детандером [13]
протяжении более 20 лет. Для ПЗ СПГ производительностью 0,5-6 Мт/год предлагается процесс с двумя смесе-выми хладагентами (DMR), в котором первый хладагент используется для предварительного охлаждения, а второй - для ожижения и переохлаждения ПГ [12]. 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 исключает хранение больших объемов пропана. Так, установка производительностью 3 Мт/год с двумя витыми теплообменниками и тремя газовыми турбинами LM6000 фирмы General Electric для привода компрессоров вписывается в площадку 48x56 м.
Для производительности 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 [13] процесс с одним смесевым хладагентом и парожидкостным детандером (рис. 7). Смесевой хладагент (СХ), состоящий из азота, метана, этана, пропана и н-бутана, сжимается в двух ступенях компрессора хладагента. После ступеней компрессии требуется межступенчатое охлаждение хладагента и после сжатия. СХ высокого давления частично конденсируется в автокулере (теплообменник после последней ступени сжатия) перед входом в главный спиральновитой криогенный теплообменник. Применение паро-жидкостного детандера позволяет существенно улучшить эффективность процесса за счет полной конденсации СХ на выходе детандера.
Для охлаждения газа после ступеней компрессора на заводе морского базирования используют охлаждение морской водой, позволяющее сделать конструкцию теплообменников компактной и эффективной. Наилучшим решением считается использование коррозионно-устой-чивых титановых теплообменников. Следует отметить, что технологии по получению изделий из титана
относятся к высоким технологиям, и на Западе титановые теплообменники производятся ограниченным числом компаний, что может приводить к задержкам в поставке. В нашей стране эти технологии были освоены для строительства подводных лодок и могли быть задействованы для производства морских теплообменников.
Каскадный цикл СопосоРЫШрз, 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 [14]. Хотя удельные затраты энергии малы, но завод с большим количеством оборудования требует значительной площади для размещения, а хладагенты, завозимые с берега, - отдельных хранилищ.
Особое внимание следует уделять влиянию качки на характеристики теплообменного оборудования, особенно для циклов со смесевыми хладагентами (1Щ С31Щ DMR). Под
вопросом остается их работоспособность при качке из-за возможных проблем с равномерным распределением двухфазных потоков [15]. Кроме того, эти циклы чувствительны к составу сжижаемого ПГ. Состав смесевого хладагента должен быть адаптирован к месторождению, что может быть проблемой при работе на различных месторождениях.
В ближайшие годы описанные технологии будут впервые внедрены на ряде морских месторождений. Ожидаемый экономический эффект от их внедрения для разработки неперспективных, но многочисленных малых и средних морских месторождений, может быть соизмерим с эффектом от разработки больших месторождений.
Создание ПЗ СПГ может быть очень привлекательно и для России, имеющей большое число морских газовых месторождений. При этом можно было бы задействовать мощности отечественных верфей и предприятий криогенной промышленности.
Литература
1. Pastoor, W. Developing the world's first floating LNG production vessels. FPSO 2009 conference, Oslo, Norway, Flex-L-PDF-Flex-LNG.pdf.
2. The FLEX LNG Producer Concept. Sea Asia 2009, Singapure, 23 April 2009, http:// www.flexlng.com/?page=194&news=10&history=archive.
3. FLEX LNG LTD («FLEX LNG») and Mitsubishi Corporation («MC») Provide Update on Progress LNG and Strategic Discussions. Flex LNG Press release. December 2008.
4. SHI 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= ea6912116359 d3a8922e73985d8f7077.
5. Linde LNG. http://www.linde-process-engineering.com/documents/05LNGFPS0 flyer_Final_Nov2007.pdf.
6. The LNG FPSO Project. http://www.hoegh.com/lng/project/fpso_project.
7. INPEX Business Strategy and Two LNG Projects: Ichthys and Abadi. INPEX CORPORATION, July 3, 2009, http://www.inpex.co.jp/english/ir/library/pdf/presentation/e-Presenta-tion20090703-a.pdf.
8. NicheLNG (SM) Floating Production. http://www.cbi.com/technologies-services/ nichelngsm-floating-production.
9. Finn A., Johnson G., Tomlinson T. LNG technology for offshore and mid-scale plants, 79th Annual GPA Convention, Atlanta, March 2000.
10. SHI 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= ea6912116359 d3a8922e73985d8f7077
11. Double mixed refrigerant process for liquefying natural gas. USA Patent specification 6370910.
12. Floating LNG Plant. http://www.airproducts.com/LNG/ProductsandServices/Float-ingLNGPlant.htm
13. Barclay, M., Shukri, T. Enhanced single mixed refrigerant process for stranded gas liquefaction. Fosters Wheeler Energy Limited, http://www.fwc.com/publications/tech_pa-pers/files/ LNG15 SMR LNG Process_0703200760743.pdf.
14. Finn, A. Effective LNG production offshore. GPA LNG 2002, Costain Oil, Gas & Process Ltd. www.costain-floating-lng.com/.../GPALNG2002V2-0.pdf.
15. Waldie, B. Effect of Tilt and Motion on LNG and GTL Process Equipment for Floating Production, GPA Europe Annual Conference, Rome, Italy, Sept. 2002.
//////////////////////ш^^^
Сжижение природного газа и его регазификация в море*
С. Робертсон, Л. Миллер,
компания Douglas-Weswood Ltd.
В настоящей статье проанализированы ключевые рыночные стимулы для разработки проектов получения СПГ на FLNG-терминалах и выполнен краткий обзор некоторых из основных технологий, позволяющих их реализовать. Данные взяты из отчета The World FLNG Marketr Report 2009-2015, опубликованного компанией Douglas-Weswood.
Поскольку спрос на природный газ остается высоким, а строительство заводов СПГ на суше происходит со значительными задержками и увеличением затрат, больше внимания стало уделяться новым потенциальным возможностям получения СПГ на плавучих
* Журнал «Нефтегазовые технологии», 2009, №9
терминалах. В последние годы построено несколько крупных высокопрофильных плавучих терминалов для ре-газификации сжиженного природного газа (СПГ), особенно в США. Уже стали применяться плавучие терминалы ре-газификации СПГ и импорта природного газа. Ожидается, что капитальные затраты на создание таких терминалов
СПГ (floating liquid natural gas - FLNG) вырастут с 695 млн долл. США в 2008 г. почти до 8,5 млрд долл. США в 2015 г.
Стимулы для FLNG-проектов
Существует несколько проблем, с которыми сталкивается сектор СПГ, включая заметно увеличивающиеся затраты на разработку проекта, поставку оборудования и строительство, местную оппозицию строительству на суше СПГ-заводов и геополитические проблемы. Несмотря на значительный спрос на природный газ, эти проблемы приводят к задержке принятия многих окончательных решений по финансированию строительства СПГ-заводов на суше, что ограничивает потребление газа, а значит и темпы развития промышленности. В частности, ужесточение мер по охране и безопасности зон вокруг СПГ-заво-дов, требуемое местными органами управления в Северной Америке и
