CC BY
197
УДК 661.72: 622.279
ПЛАВУЧИЕ ЗАВОДЫ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ПРИРОДНОГО И ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В УСЛОВИЯХ АРКТИКИ
А.Р. ГИМАЕВА, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа И.И. ХАСАНОВ, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: ilnur.mt@mail.ru
А.Р. БАХТИЗИНА, заместитель заведующего сектором
ООО «НИИ Транснефть» (Россия, 117186, Москва, Севастопольский пр., д. 47а).
Статья посвящена актуальной на сегодняшний день проблеме по использованию природного и попутного нефтяного газа арктических месторождений. В статье рассмотрены существующие технологии переработки газов в сжиженный природный газ, метанол и диметиловый эфир непосредственно на месте добычи, а также изучены вопросы, связанные с их размещением. Такое решение особенно рентабельно при утилизации газа одиночных и отдаленных морских месторождений, не оправдывающих строительство газотранспортных систем. Был сделан вывод о возможности переработки природных и попутных газов морских месторождений в перспективные энергоносители (СПГ, метанол и ДМЭ), являющиеся многоцелевыми полупродуктами, на базе которых могут быть получены различные важные химические продукты, а также экологически чистое жидкое топливо. Также была изучена история появления морских плавучих заводов для переработки на месте природного и попутного газа в СПГ, жидкий метанол и ДМЭ, рассмотрены вопросы, связанные с их транспортировкой и хранением в морских условиях.
Ключевые слова: диметиловый эфир, метанол, сжиженный природный газ, плавучая шельфовая установка, попутный нефтяной газ.
Освоение шельфа в последнее десятилетие является одной из самых важных ветвей развития нефтегазовой промышленности в мире. По прогнозам сейсмических исследований, данные о запасах углеводородов на российском шельфе оцениваются в 130 млрд т нефтяного эквивалента (из них нефти и конденсата 47,8 млрд т, все остальное - газ) [1]. Государственная программа освоения континентального шельфа на период до 2030 года, принятая правительством в 2012 году, предусматривает добычу газа -около 230 млрд м3. Речь идет прежде всего об Арктике, ведь именно там сосредоточено больше всего ресурсов. Согласно прогнозным оценкам, шельф в российском секторе Арктики содержит около 90 трлн м3 природного газа.
Арктическая зона России сегодня становится бурно развивающимся промышленным регионом, в котором в ближайшие 10-15 лет будут созданы новые крупные производственные и горнодобывающие центры.
Крупнейшими субъектами, заинтересованными в промышленном освоении Арктики, являются Газпром, НОВАТЭК, Роснефть, Роскосмос, Росатом, РЖД, АЛРОСА, «Норильский никель». По данным Минэкономразвития России, в Арктической зоне России запланирована реализация 152 проектов с общим объемом капитальных вложений 5 трлн руб. [1].
Подавляющую часть нынешней товарной продукции дает небольшое число крупнейших месторождений, составляющее всего несколько процентов от 4,5 тыс. известных газовых месторождений мира [2]. В настоящее время разрабатываются крупные месторождения газа в Северном и Баренцевом морях, в Мексиканском заливе, у побережья Сахалина, Австралии, Малайзии и Индонезии.
Большинство вновь открываемых месторождений относится к малоресурсным. По мере истощения действующих
крупных месторождений проблема разработки малоресурсных, низконапорных и труднодоступных скоплений газа и транспортировки его на мировой рынок будет приобретать все большее значение.
Для освоения северных, шельфовых, а также малоресурсных месторождений необходимы эффективные малотоннажные процессы перевода газа в легко транспортируемые продукты (метанол, диметиловый эфир и СПГ). Особенно важно внедрение простых малотоннажных технологий переработки для России [3]. Создание таких технологий позволило бы решить проблему энергоснабжения богатых газом северных регионов, куда ежегодно завозится более 9 млн т жидкого топлива.
Кроме того, примерно из 760 отечественных месторождений почти 600 относятся к категории мелких с запасами менее 10 млрд м3 и по экономическим условиям не вовлечены в промышленную эксплуатацию [4]. Большинство таких месторождений находится в промышленно развитых регионах России, испытывающих острый дефицит энергоресурсов [5]. Для их разработки необходимы простые малотоннажные технологии, пригодные для эксплуатации в промысловых условиях. Для морских месторождений эта проблема осложняется отсутствием надежных решений по сбору и подготовке газа.
В связи с этим в последнее время в топливно-энергетическом комплексе идут непрерывные обсуждения и поиск перспективных вариантов транспортировки природного газа, альтернативных трубопроводному транспорту, к местам его потребления.
В качестве перспективного способа транспортировки углеводородного потенциала природного газа из арктических регионов России в настоящее время рассматривается возможность его конверсии в жидкие или более легко
сжижаемые продукты, такие как сжиженныи природным газ (СПГ), метанол, диметиловый эфир (ДМЭ), непосредственно в районах добычи и перевозка этих жидких продуктов морским надводным или подводным транспортом.
Таким образом, существует три варианта получения потребителем углеводородного газового сырья с арктических месторождений:
- СПГ;
- метанол;
- ДМЭ.
1. СПГ как топливо на морских судах используется уже многие годы. Проекты СПГ введены в эксплуатацию в значительном количестве. Но в последнее время наблюдается повышенный интерес к СПГ как к топливу на судах в Европе. Это обусловлено ужесточением экологических требований к выбросам в европейских портах [6].
Согласно данным компании Ernst & Young, прогноз спроса на СПГ в мире к 2030 году составит свыше 500 млн т/ год (рис. 1).
Строительство заводов по сжижению газа морских месторождений будет требовать огромного финансирования для прокладки морских трубопроводов. С экономической точки зрения такой вариант является невыгодным, поскольку растет стоимость СПГ. Однако это нерентабельно и при разработки малых газовых месторождений шельфа в силу их удаленности от берега. В этом случае возникают трудности при строительстве фабрик по сжижению газа, а также всей необходимой инфраструктуры.
Разработка шельфа требует наличия оборудования, зачастую сравнимого по сложности с космическими кораблями. При этом спрос на подобное уникальное оборудование будет расти.
Для таких месторождений крупными компаниями-разработчиками были предложены плавучие заводы-хранилища СПГ.
Существующий плавучий завод Prelude FLNG, разработанный в 2011 году компанией Royal Dutch Shell, - первый в мире завод по производству сжиженного природного газа (рис. 2).
На сегодняшний день Prelude является самым большим плавучим объектом. Вес завода составляет 260 тыс. т. Он имеет длину 488 м, эквивалентную четырем футбольным полям, расположенным в ряд. Водоизмещение при полной загрузке 600 000 т, что в 6 раз больше, чем водоизмещение самого большого авианосца. Плавучий завод СПГ компании Shell будет обслуживать открытое в 2007 году
I Рис. 1. Прогноз мирового спроса СПГ
600-
Рис. 2. Схема устройства платформы Prelude
400-
200-
0
I I I I I
2013 2015 2020 2025 2030 млн т Годы
месторождение Prelude, запасы которого могут достигать 85 млрд м3. В июле 2017 года компания Shell Australia объявила, что ее плавучий завод по добыче сжиженного природного газа (FLNG) Prelude прибыл в австралийские воды.
Завод Prelude будет функционировать на данном месторождении в течение 25 лет. В дальнейшем возможно его использование на других месторождениях Австралии, где Shell имеет долю.
В 2014 году на верфи Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering (DSME) в южнокорейском городе Окпо был заложен киль новой плавучей платформы-завода СПГ, называемой PETRONAS FLNG 1. Это второй плавучий СПГ-завод в мире.
Водоизмещение постройки составило 125 тыс. т, длина -365 м. Мощность - 1,2 млн т СПГ в год. Работает платформа у побережья Малайзии, штат Саравак (остров Калимантан).
Еще несколько проектов находятся на стадии рассмотрения. В частности, таким же образом планируется транспортировать газ с израильского месторождения Tamar.
Еще один арктический проект ПАО «НОВАТЭК» - «Арктик СПГ-2» находится на ранней стадии проработки. «Арктик СПГ-2» владеет лицензией на Салмановский (Утренний) участок с доказанными запасами 235 млрд м3 газа и 9 млн т жидких углеводородов. На базе этого месторождения на морских платформах в Обской губе (Карское море) вблизи полуострова Гыдан в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) планируется построить второй в регионе СПГ-завод. Начало строительства «Арктик СПГ-2» запланировано на 2019 год.
2. Общемировое производство метанола - около 40 млн т в год, и этот показатель растет ежегодно на 4%. Специалисты видят в нем перспективное топливо для автотранспорта. Огромные запасы природного газа и расширение его применения (в любом виде) как автомобильного топлива делают инвестиции в газовую инфраструктуру (заправочные станции и др.) вполне оправданными.
На метан, только в сжиженном виде, можно переводить и морские суда. В Европе первой компанией, обратившейся к этому виду топлива, стала финская Viking Line с ее паромом Viking Grace [7].
В России имеются хорошо отлаженные технологии производства с удовлетворительными технико-экономическими показателями [2, 7].
К положительным сторонам метанола относят то, что при нормальных условиях он является жидкостью, это значит, что его хранение на борту транспортного средства не затруднено.
Так как некоторые физические свойства метилового спирта (за исключением токсичности) слабо отличаются от свойств светлых нефтепродуктов, то танкеры для транспорта сырой нефти со стандартным оборудованием, а также системой хранения, слива и налива пригодны для транспорта и обработки метанола. Для транспорта метанола на таких маршрутах, как Персидский залив - США, могут с успехом использоваться супертанкеры. Стоимость транспорта метанола, особенно на большие расстояния, значительно ниже стоимости перевозок СПГ [5]. Таким образом, имеются неплохие перспективы перевозки метанола на океанских линиях большой протяженности (рис. 3).
Опыт строительства плавучих заводов по производству метанола берет свое начало с 1997 года, когда Дж. Аббатом был разработан и представлен на конференции по нефтехимии в Хьюстоне вариант плавучей морской установки по получению метанола, которую можно разместить рядом с нефтедобывающей платформой.
С этого времени технология производства, хранения и отгрузки метанола на таких морских платформах непрерывно совершенствовалась, применяемые процессы получения метанола были сходными, но различались применяемыми катализаторами и различной конструкцией рифор-меров и реакторов.
В 2003 году южноафриканская компания PetrоWоrld в союзе с тремя международными компаниями разработала первый крупномасштабный плавучий метанольный завод для переработки на месте природного и попутного газов отдаленных месторождений в жидкий метанол мощностью около 12 000-15 000 т/сут [8].
Компания Davy Process Тес1ппо1оду спроектировала в 2016 году плавучую систему для производства, хранения и выгрузки метанола (ПСПХВ).
ПСПХВ представляет собой судно (рис. 4) со всем необходимым для переработки нефти и газа и производства метанола. Судно оснащено системой швартовки для сохранения местоположения, оборудованием для переработки газа, производства метанола и хранения продукции, линиями
Рис. 3. Удельные затраты на перевозку СПГ и метанола
Рис. 4. Плавучая система для производства метанола Davy Pmcess Technоlоgy
Удельная стоимость центы/млн ккал
640
560
480
400
320
240
Протяженность
0 3,2 9,6 16,0 22,4 маршрута
коммуникации, помещениями для проживания команды и операторов.
Технологическая установка и все коммуникации устанавливаются на надводной части платформы, а хранилище находится ниже палубы. Такое судно подвижно и предназначается для использования на месторождениях с ограниченными сроками эксплуатации. Большинство установок по производству метанола используют паровой рифор-минг (обычный или комбинированный). Установки парового риформинга обладают значительными размерами и массой. Также огнеупорные системы и подвесной механизм труб не подходят для двигающихся платформ, таких как ПСПХВ. Очень крупный огневой подогреватель, необходимый для автотермического риформинга, также не приспособлен для подобного движения. В результате остаются две технологии, которые могут быть использованы на ПСПХВ: компактный риформинг и риформинг с газовым обогревом. Эти технологии также обладают преимуществом экономного использования пространства и массы.
3. Не менее перспективным направлением переработки природного газа отдаленных месторождений в настоящее время является его переработка в диметиловый эфир (ДМЭ).
Как топливо диметиловый эфир интересен не только универсальностью его применения и высокими экологическими характеристиками, но в первую очередь реализацией процесса переработки природного газа в высококачественное жидкое топливо. Диметиловый эфир позволит утилизировать сжигаемый сегодня попутный нефтяной газ, разрабатывать удаленные от магистрального газопровода месторождения газа и обеспечит топливом для местных нужд. Установки производства диметилового эфира могут быть построены непосредственно на месторождениях.
ДМЭ очень схож с СПГ по своим физическим свойствам, и в то же время имеет неоспоримые технологические преимущества перед ним [9]. В связи с этим ДМЭ может являться заменителем сжиженного природного газа в качестве моторного топлива, топлива для газовых турбин, в коммунальном хозяйстве и быту. ДМЭ имеет существенно более высокую температуру сжижения (-24,5 °С) в сравнении с СПГ, поэтому ДМЭ можно хранить в тех же резервуарах, что и СПГ [10-11].
На востоке России находятся газовые месторождения, для которых применение технологии диметилового эфира
I
Рис. 5. Внешний вид морского плавучего завода по производству ДМЭ
представляется многообещающим. Технологию ДМЭ можно применить на шельфовых нефтегазовых месторождениях европейской части России, где газ может перерабатываться в диметиловый эфир непосредственно на морских платформах с дальнейшей отгрузкой в танкеры-газовозы для транспортировки пропан-бутана.
Daewоо Shipbuilding and Marine Engineering (DSME) и Когеа Gas Согрош^оп (KOGAS) подписали договор о сотрудничестве в области исследования и разработки совместного проекта на судостроительном заводе Окро в 2009 году. DSME и KOGAS договорились о проведении совместного проекта по разработке базовой технологии и оборудования для плавучего завода по производству ДМЭ (Dimethyl Ether FPSO), который предназначен для сжижения природного
газа на своих палубах с целью получения различных химических продуктов [9]. Этот завод (рис. 5) был построен в 2017 году.
Компания KОGAS планирует построить заводы по производству ДМЭ в странах Ближнего Востока и африканских странах, таких как Саудовская Аравия, Мозамбик и Нигерия. Также корейская компания планирует строительство ДМЭ заводов и плавучих заводов (ДМЭ-FPSО) в Малайзии, Австралии и других странах. Компания уже провела предварительные технико-экономические расчеты в месте Tassie Shоal по производству ДМЭ в коммерческих масштабах в Северной Австралии [9].
Таким образом, углеводородные ресурсы Арктики являются основой развития промышленности Арктического региона РФ [12]. Эффективное использование ресурсного потенциала обеспечит устойчивое региональное развитие в долгосрочной перспективе. В ближайшие десятилетия северо-запад РФ будет играть существенную роль в развитии нефтегазодобывающего комплекса страны, формировании новых районов добычи ресурсов нефти и газа, межрегиональной транспортной инфраструктуры и арктического транспортного коридора.
В случае же плавучих заводов по производству СПГ, метанола и ДМЭ технология только зарождается, поэтому она будет совершенствоваться, приспосабливаться под различные климатические условия, также будет варьироваться мощность таких заводов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Фишкин Д. О подходах к социально-экономическому развитию Арктической зоны Российской Федерации // Конф. «Международное сотрудничество в Арктике: новые вызовы и векторы развития». М., 12-13 окт. 2016.
2. Agee M A. Economic gas to liquids: A new tool for the energy industry. Natural Gas Conversion V. Studies in Surface Science and Catalysis. Parmaliana A. et al. (Editors) 1998. V. 119. Elsevier. Amsterdam.
3. Технологии для Арктики // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, 2017. № 5 (32). С. 24-25.
4. Скоробогатов В.А., Староселъский В.И., Якушев B.C. Мировые запасы и ресурсы природного газа // Газовая промышленность, 2000. № 7. С. 17-20.
5. Лоренц В.Я., Гриценко А.И., Кубиков В.Б. и др. Концепция развития новых производств в газохимической промышленности // Газовая промышленность. 2003. № 12. С. 80-85.
6. Хасанов И.И., Гимаева А.Р. Особенности бункеровки топлива для судов на сжиженном природном газе // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2017. № 3. С. 19-22.
7. Olah G.A. The methanol economy // Chem. Eng. News. 2003. September 22.
8. Колбановский Ю.А., Платэ НА. Энергетические установки в химической технологии // Нефтехимия. 2000. № 5. С. 323-333.
9. В поисках ДМЭ. URL: http://www.xn--80akymgbc3a.xn--p1ai/article/41938/ (дата обращения 19.09.2017).
10. Розовский А.Я. Диметиловый эфир - топливо XXI века // Тр. III сессии. Междунар. школа повыш. квалиф. «Инженерно-химическая наука для передовых технологий». Казань, 1997. С. 3б-52.
11. Розовский А.Я. Диметиловый эфир и бензин из природного газа // Рос. хим. журн. (Журн. Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева), 2003. Т. XLVII. № 6. С. 53-61.
12. Демидов П.В. Отдельные аспекты правового обеспечения инвестиционных проектов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, 2016. № 3 (23). С. 100-106.
FACTORY SHIPS FOR PROCESSING OF NATURAL AND ASSOCIATED PETROLEUM GAS IN THE ARCTIC
KHASANOV I.I., Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
GIMAEVA A.R., Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan,
Russia). E-mail: ilnur.mt@mail.ru
BAKHTIZINA A.R., Deputy Head of the Sector
Transneft Research Institute for Oil and Oil Products Transportation (Transneft R&D, LLC) (47a Sevastopolskiy pr., 117186, Moscow, Russia).
ABSTRACT
This article is devoted to the actual problem of liquefied natural gas and associated petroleum gas' utilization and usage in Arctic's deposits. The work consider the gas rational usage problems by its refining on liquefied natural gas, methanol and dimethyl ether directly at the production site, and consider the questions of the dislocation. This solution is particularly cost-effective in cases when gas recovered from single and remote offshore deposits, when construction of gas transmission systems is not justified. It was concluded about possibility of liquefied natural gas and associated petroleum gas refining to promising energy, which is a multipurpose semi-product on the basis of which it may be obtained various important chemical products, as well as ecologically clean liquid fuels. It was also studied the history of offshore floating plants' emergence for on-site processing of natural and associated gas in liquefied natural gas, liquid methanol and dimethyl ether and studied the transport and storage's questions on offshore conditions.
Keywords: dimethyl ether, methanol, liquefied natural gas, floating offshore rig, associated petroleum gas. REFERENCES
1.Fishkin D. O podkhodakh k sotsial'no-ekonomicheskomu razvitiyu Arkticheskoy zony Rossiyskoy Federatsii [On approaches to the socio-economic development of the Arctic zone of the Russian Federation]. Trudy conf. «Mezhdunarodnoye sotrudnichestvo v Arktike: novyye vyzovy i vektory razvitiya» [Proc. conf. «International cooperation in the Arctic: new challenges and vectors of development»]. Moscow, 2016.
2.Agee M A. Economic gas to liquids: A new tool for the energy industry. Natural Gas Conversion V. Studies in Surface Science and Catalysis. Amsterdam, Elsevier Publ., 1998.
3.Technologies for the Arctic. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2017, no. 5 (32), pp. 24-25 (In Russian).
4. Skorobogatov V.A., Starosel»skiy V.I., Yakushev B.C. World reserves and resources of natural gas. Gazovaya promyshlennost', 2000, no. 7, pp. 17-20 (In Russian).
5. Lorents V.YA., Gritsenko A.I., Kubikov V.B. The concept of development of new manufactures in the petrochemical industry. Gazovaya promyshlennost', 2003, no. 12, pp. 80-85 (In Russian).
6. Khasanov I.I., Gimayeva A.R. Features of fuel bunkering for ships on liquefied natural gas. Transport i khraneniye nefte-produktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2017, no. 3, pp. 19-22 (In Russian).
7. Olah G.A. The methanol economy. Chem. Eng. News, 2003.
8. Kolbanovskiy YU.A., Plate NA. Power plants in chemical technology. Neftekhimiya, 2000, no. 5, pp. 323-333 (In Russian).
9. V poiskakh DME (In search of DME) Available at: http://www.xn--80akymgbc3a.xn--p1ai/article/41938 (accessed 19 September 2017).
10. Rozovskiy A.YA. Dimetilovyy efir - toplivo KHKHI veka [Dimethyl ether - fuel of the XXI century]. Trydy tret'yey sessii. Mezhdunar. shkolapov. kvalif. «<Inzhenerno - khimicheskaya nauka dlyaperedovykh tekhnologiy» [Proc. third session. International school of excellence, «chemical Engineering science for advanced technologies»]. Kazan, 1997, pp. 36-52.
11. Rozovskiy A.YA. Dimethyl ether and gasoline of natural gas. Ros. khim. zh. (ZH. Ros. khim. ob-va im. D.I. Mendeleyeva), 2003, vol. XLVII, no. 6, pp. 53-61 (In Russian).
12. Demidov P.V. Some aspects of legal support of investment projects. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2016, no. 3 (23), pp. 100-106 (In Russian).
