CC BY
176
УДК 622.691.6::65.011.44
Сравнительные экономические характеристики гидратной транспортировки природного газа
Ключевые слова:
гидратная
транспортировка
природного газа,
СПГ,
КПГ,
экономический анализ технологий транспортировки.
С.И. Долгаев1*, В.Г. Квон1, В.А. Истомин1, ЮА Герасимов1, А.А. Тройникова1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: S_Dolgaev@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Разработка газовых месторождений связана с экономически обоснованным выбором технологии транспортировки газа. В работе представлен обзор экономических характеристик газотранспортных технологий СПГ (сжиженный природный газ), КПГ (компримированный природный газ) и ГПГ (гидраты природного газа), которые могут рассматриваться в качестве альтернативы газопроводной транспортировке природного газа. Целевым объектом исследования является технология транспортировки природного газа в виде его гидратов - ГПГ.
На основе анализа состава, технических характеристик оборудования и транспортных средств перевозки КПГ, СПГ и ГПГ разработана экономическая модель. Оценка экономической эффективности ГПГ-технологии проводится на основе ее сравнения с газотранспортными технологиями СПГ и КПГ, что является отражением межтопливной конкуренции на газовом рынке. На основе проведенных расчетов определены области эффективной применимости технологий ГПГ и КПГ, СПГ в координатах «объем природного газа - расстояние транспортировки».
В работе анализируются технологии транспортировки сжиженного, компримиро-ванного природного газа и гидратов природного газа, которые рассматриваются как дополнительные к технологии магистральной транспортировки. Основным фактором, определяющим технологические решения в области транспортировки газа, является агрегатное состояние природного газа, которое может изменяться на пути от месторождения до конечного потребителя. Агрегатные состояния транспортируемого газа характеризуются содержанием природного газа, измеряемым в нормальных метрах кубических (н.м3), в единице объема товарной продукции (табл. 1).
Гидратная технология (ГПГ) транспортировки природного газа в отличие от известных технологий СПГ и КПГ является относительно новой. Она разработана в последнее десятилетие, и на данный момент в мире осуществлен только один пилотный проект по перевозке природного газа в гидратном состоянии [1-3]. В настоящее время активно развиваются и проекты по транспортировке КПГ и СПГ. В связи с этим актуален вопрос о потенциальной области применимости ГПГ в сравнении с другими газотранспортными технологиями как для трансконтинентальных поставок природного газа, так и для альтернативного газоснабжения локальных потребителей.
Основой развития ГПГ-технологии являются физико-химические свойства газовых гидратов, позволяющие разрабатывать оригинальные технологические решения.
Таблица 1
Объемное содержание природного газа в подготовленной для его транспортировки
товарной продукции
Технология* Агрегатное состояние Физическая плотность, кг/м3 Объемное содержание газа, н.м3/м3
Компримированный природный газ (КПГ) Газообразное 150...250 < 180
Сжиженный природный газ (СПГ) Жидкое 400... 500 600
Гидраты природного газа (ГПГ) Твердое 900 120.180
Адсорбированный природный газ (АПГ) Сорбированное 400.500 120.200
* Здесь и далее в целях облегчения восприятия текста аббревиатурами СПГ, КПГ и ГПГ обозначены газотранспортные технологии, в рамках которых в качестве товарной продукции выступают соответственно сжиженный природный газ, компримированный природный газ, гидраты природного газа.
К таким свойствам можно отнести твердое агрегатное состояние, значительное удельное газосодержание и длительное сосуществование различных метастабильных фаз, проявляющееся в эффекте замедленного разложения га-зогидратных частиц («самоконсервация» гидратов). Гидрат природного газа является соединением включения, и его можно рассматривать как «молекулярный контейнер», в котором молекулы метана хранятся в клатратных полостях льдоподобного кристаллического каркаса, состоящего из молекул воды [4-7]. За счет ван-дер-ваальсового взаимодействия клатрат-ных молекул газа с молекулами воды кристаллическая структура гидратов природного газа является термодинамически устойчивой в области умеренно высоких давлений и отрицательных и небольших положительных по Цельсию температур.
Идея использования газовых гидратов для транспортировки природного газа имеет давнюю историю и высказывалась еще в середине ХХ в. [8, 9]. В современный период к ней вернулись в контексте транспортировки природного газа с шельфовых месторождений с использованием крупнотоннажных морских танкеров [10]. Существенный прогресс в понимании технологических возможностей газовых гидратов произошел после обнаружения эффекта «самоконсервации» гидратов при атмосферном давлении и отрицательных по Цельсию температурах за счет покрытия гидратных частиц пленкой льда [11-15]. Эффект самоконсервации служит теоретическим фундаментом для дальнейших практических применений транспортировки и хранения природного газа в гидратном состоянии.
Возможность технологических операций с гидратами природного газа вне области высоких давлений существенно расширяет сферу их применения. Твердые газогидраты в виде покрытых льдом сферических гранул позволяют производить технологические операции с содержащимся в них природным газом как с твердым телом: транспортировать при атмосферном давлении, механизировать хранение, погрузку, выгрузку, распределение между потребителями. Такие технологические возможности инициировали разработку новых межконтинентальных и локальных газотранспортных проектов. В последнее время детально исследовались технологические аспекты использования гранулированных гидратов природного газа в проектах морской танкерной
транспортировки природного газа, а также локального газоснабжения [16-19]. Основной акцент в этих исследованиях делался на технологическую часть проектов, в то время как вопросы экономической эффективности уходили на второй план. В условиях инновационного характера первых разработок и недостатка ценовой информации такая ситуация была объяснима. Однако на современном этапе развития ГПГ вопросы экономической эффективности требуют всестороннего анализа для понимания практических перспектив этой газотранспортной технологии.
Обзор экономических исследований гидратной технологии
Следует отметить, что проблема определения «экономических ниш» применения ГПГ поднималась уже в первых работах, рассматривающих гидратный способ транспортировки природного газа [20]. Обсуждение проводилось в контексте технологических возможностей освоения шельфовых месторождений, отдаленных от действующих газопроводов, или же средних или малых газовых месторождений на суше, разработка которых с использованием трубопроводной транспортировки природного газа является нерентабельной по причине высоких капитальных и операционных затрат.
В англоязычной литературе для определения природного газа таких месторождений используются специальные термины: «stranded» -труднодоступный; «marginal» - «малодоходный», или «маргинальный».
Доставка такого газа на рынки представляет определенную проблему и требует разработки новых технологических решений в области его транспортировки и хранения. В качестве технологий доставки газа рассматривались танкерная перевозка КПГ и СПГ, а также технология англ. «gas to liquid» (GTL) - переработка газа в синтетическое жидкое топливо (СЖТ). Что касается транспортировки гидратов природного газа, то первоначально обсуждалась технологическая возможность танкерной их перевозки в виде жидкой гидрато-водяной массы (льдо-гидратной водяной шуги, англ. slurry). Впоследствии был предложен более технологичный способ транспортировки покрытых оболочкой льда гранул, основывающийся на эффекте «самоконсервации» гидратов при отрицательных по Цельсию температурах. В качестве конкретных примеров
рассматривались варианты транспортировки газа с месторождений норвежского сектора Баренцева моря на европейский рынок [20] и с месторождений Индонезии на газовый рынок Японии. Естественной технологией для сравнения явилась технология СПГ. Рассматривались проекты танкерной поставки 4,1 млрд м3 природного газа в год на расстояние 6500 км из Норвегии в континентальную Европу. По результатам расчетов, капитальные затраты ГПГ-проекта оказались на 24 % ниже, чем СПГ-проекта той же производительности (табл. 2).
Оценка капитальных затрат для локальных ценовых условий газотранспортных цепочек ГПГ с годовыми производительностями, эквивалентными производительности цепочек СПГ, проведена совместно независимыми группами исследователей из Норвегии (судостроительная компания Aker Kvaerner) и Японии (генерирующая компания J-Power) (табл. 3) [21].
Полученные норвежскими исследователями данные о зависимости капитальных затрат от дальности транспортировки природного газа при реализации технологий СПГ, ГПГ, СЖТ и трубопроводного транспорта представлены на рис. 1 [20].
Специалисты японской судостроительной корпорации Mitsui Engineering & Shipbuilding провели сравнительную оценку капитальных затрат на производство, транспортировку
и регазификацию танкерных поставок ГПГ и СПГ [22]. Также оценивалась себестоимость перевозки ГПГ и СПГ для двух газотранспортных проектов с внутренней нормой доходности (ВНД) 10 % (табл. 4, рис. 2) [22]. Исследователи пришли к выводам, что себестоимость природного газа, поставляемого в виде ГПГ, меньше по сравнению с СПГ и ГПГ-поставки газа в объемах менее 1 млн т в год в СПГ-эквиваленте являются
и 4 ч
о
«
&
3
I I
Г О
§ 2 X
— рубопровод :жт :пг "ПГ |
— — — I
0 2 4 6 8 10 12
Расстояние транспортировки, тыс. км
Рис. 1. Капитальные затраты на проекты транспортировки газа в зависимости от расстояния
1
0
Таблица 2
Сравнительные капитальные затраты СПГ- и ГПГ-проектов, млн долл. (%) в год,
поставки 4,1 млрд м3 природного газа на расстояние 6500 км [20]
Технологический этап СПГ ГПГ Экономия при использовании ГПГ в сравнении с СПГ
Производство 1220 (51) 792 (44) 428 (35)
Танкеры 750(32) 704 (39) 46 (6)
Регазификация 400 (17) 317 (17) 83 (21)
Всего 2370 (100) 1813 (100) 557 (24)
Таблица 3
Капитальные затраты ГПГ-проектов разной производительности, млн долл.
Технологический этап По оценкам Производительность п роекта, млн т СПГ / год
0,5 1 2 3
Производство Aker 284 456 743 992
J-Power - 325 567 788
Танкеры Aker 269 359 538 628
J-Power - 360 720 1080
Регазификация Aker 83 116 174 218
J-Power - 63 110 152
Всего Aker 636 931 1455 1838
J-Power - 748 1397 2020
Таблица 4
Расчет капитальных затрат для двух газотранспортных проектов
Показатель Проект 1 Проект 2
ГПГ СПГ ГПГ СПГ
Расстояние транспортировки, км 2800 2800 6500 6500
Годовой объем газа млн т СПГ 0,4 0,4 1,0 1,0
млрд м3 0,552 0,552 1,380 1,380
Масса перевозимой товарной продукции, млн т / год 3,0 0,4 8,0 1,0
Отгрузочные емкости, м3 2x50000 1x30000 4x55000 1x125000
Дедвейт танкеров, т 2x60000 1x30000 4x130000 1x125000
Приемные емкости, м3 2x50000 1x30000 4x55000 1x125000
Капитальные затраты, млн долл. производство и хранение 180 230 330 450
танкерная транспортировка 80 100 240 180
регазификация 60 110 110 250
всего 320 440 680 880
JS 0,32 -
о
0,24
0,16
0,08
1,4
0,9 1,3
1,2 4,0 4,0
11
JS 0,32 -
о
0,24
0,16
0,08
0,7 1,2 0,9
1,5
II
ГПГ
СПГ
ГПГ
СПГ
0
0
■ производство ■ транспортировка ■ регазификация
Рис. 2. Вклад технологических этапов в удельную себестоимость ГПГ- и СПГ-проектов:
а - проект 1; б - проект 2 (см. табл. 4)
более эффективными по сравнению с поставками СПГ для приемных терминалов малой производительности. По мнению специалистов Mitsui, ГПГ-транспортировка перспективна для разработки малых и средних по запасам газовых месторождений Юго-Восточной Азии, а также для поставок газа этих месторождений малым потребителям, в особенности генерирующим компаниям и коммунальным предприятиям, расположенным в прибрежной зоне.
Специалистами Mitsui выполнена также сравнительная экономическая оценка проектов (срок - 20 лет, норма дисконта - 10 %) морской ГПГ-, СПГ- и КПГ-транспортировки 1 млн т газа в СПГ-эквиваленте по общим
затратам на проект в сумме капитальных затрат CAPEX (от англ. capital expenditures) и операционных расходов OPEX (от англ. operating expenses) (рис. 3) [23]. За 100 % приняты затраты ГПГ-проекта, при этом затраты СПГ-проекта составили 116 %, а КПГ-проекта - 126 %. Таким образом, по сравнению с СПГ и КПГ технология ГПГ характеризуется меньшими затратами.
Дальнейший анализ ГПГ выявил ее относительную доходность по сравнению с традиционными технологиями [23]. На рис. 4 и 5 приведены зависимости ВНД1 СПГ-, ГПГ-
Графики на рис. 4, 5 и далее гистограмма на рис. 7 являются схематичными и носят качественный сравнительный характер. Шкала ВНД является относительной.
^ 140 120 100 80 60 40 20 0
116 .
54
12 11
100
32
36 6
26
126
48
СПГ
гпг
62 6
кпг
■ производство ■ транспортировка
■ отгрузочный ■ приемный
терминал терминал
Рис. 3. Сравнение затрат жизненного цикла поставок СПГ, КПГ и ГПГ [23]
К m
1 1 1 ¡¡in
2 3
Объем транспортировки, млн т СПГ
Рис. 4. Зависимость ВНД СПГ-, КПГ- и ГПГ-проектов от объема транспортировки [23]
40
Рис. 5. Зависимость ВНД СПГ-, КПГ- и ГПГ-проектов от дальности транспортировки [23]
и КПГ-проектов от объема и дальности транспортировки.
Норма рентабельности проектов естественным образом снижается при увеличении дальности транспортировки. Тем не менее по этому параметру ГПГ демонстрирует лучшие показатели по сравнению с конкурирующими технологиями СПГ и КПГ (см. рис. 5). Важно отметить, что для расстояний до 3600 км достаточную доходность демонстрирует транспортировка природного газа в сжатом виде, однако
с увеличением расстояния ВНД быстро падает и применение технологии КПГ становится низкодоходным.
Обобщенные оценки капитальных затрат танкерной транспортировки СПГ и КПГ приведены в работе [24]. Табл. 5 показывает, что капитальные затраты на реализацию технологии КПГ в разы ниже, чем для технологии СПГ.
Исследователи в рамках германского гид-ратного проекта SUGAR (англ. Submarine GAs hydrate Reservoirs) произвели оценку энергетических и экономических характеристик гидратной танкерной транспортировки природного газа в сравнении с трубопроводной, СПГ и КПГ. Параметры модели приведены в табл. 6 [25].
На рис. 6 сравнивается энергоэффективность СПГ-, КПГ- и ГПГ-технологий транспортировки природного газа как энергоносителя на расстояние 1000 км при производительности транспортного цикла 175 млн м3 газа в год. На этапе производства расход энергии на получение КПГ в разы меньше, чем на получение СПГ и ГПГ. Энергозатраты на сжижение газа и производство гранул ГПГ (получение ги-дратной массы ~ 41 %, гранулирование ~ 35 %, охлаждение гранул ~ 15 %) оцениваются примерно как равные. С другой стороны, расход энергии при транспортировке КПГ и ГПГ в разы больше, чем для СПГ. Это связано с тем, что при КПГ- и ГПГ-транспортировке метан составляет 10 и 12 % вес. транспортируемого
Таблица 5
Капитальные затраты на СПГ- и КПГ-транспортировку газа, млн долл.
Статья расходов СПГ КПГ
минимальные максимальные минимальные максимальные
Производство 1500 3000 0 100
Загрузочный морской модуль 0 0 15 50
Танкеры 175 440 200 900
Приемный терминал 325 500 0 100
Разгрузочный морской модуль 0 0 15 50
Всего 2000 3920 230 1200
Таблица 6
Параметры расчетной модели по транспортировке природного газа
Переменные:
Объем транспортировки, млн м3/год 180; 440; 880; 4400; 7000
Дальность транспортировки, км 200; 500; 1000; 2000; 5000; 10000
Физические и технические константы:
Низшая теплота сгорания метана, кВт-ч/кг 13,9
Низшая теплота сгорания танкерного топлива, кВт-ч/кг 11,9
Плотность метана, кг/н.м3 0,72
Плотность ГПГ, кг/м3 929
Энергосодержание ГПГ, кВт-ч/кг 0,95
Скорость танкера, км/ч 35
КПД двигателя танкера 0,3
Суточные потери газа 0,002
Коэффициент заполнения гранулами ГПГ 0,78
Экономические константы:
Курс, долл./евро 1,33
Отпускная цена газа, евро/кг 0,153
Цена газа на рынке, евро/кг 0,182
Цена топлива, евро/кг 0,378
Число рабочих дней в году 333
Срок амортизации, лет 20
Ставка кредитования, % в год 7
груза, а остальной вес приходится на баллоны (КПГ) и воду (ГПГ), несмотря на то что ГПГ характеризуется потерями газа (за счет разложения гранул) на уровне потерь на испарение СПГ. В итоге для перевозки сопоставимого количества газа в формах КПГ и ГПГ танкеру приходится выполнять в несколько раз больше рейсов по сравнению с СПГ.
На этапе регазификации для подачи газа в газораспределительную сеть ГПГ характеризуется большим расходом энергии по сравнению с КПГ и СПГ, а наиболее высокую энергоэффективность демонстрирует технология СПГ за счет простоты регазификации при испарении сжиженного газа. В результате для рассмотренного газотранспортного проекта СПГ-и КПГ-технологии характеризуются примерно равной энергоэффективностью (~ 88.89 %), которая выше этой характеристики для ГПГ
(~ 76 %). Другими словами, на транспортировку природного газа в форме ГПГ расходуется около 25 % передаваемой энергии, в формах СПГ и КПГ - приблизительно 10 %. Таким образом, при заданных условиях ГПГ характеризуется невысокой энергоэффективностью в сравнении с альтернативными технологиями.
Удельная стоимость исследуемых газотранспортных проектов на единицу объема (массы) перевезенного газа рассчитывалась на базе показателей САРЕХ и ОРЕХ (рис. 7). Применительно к СПГ-, КПГ- и ГПГ-проектам затраты на технологических этапах производства и регазификации состояли из суммы САРЕХ и ОРЕХ. На этапе транспортировки показатель САРЕХ не учитывался, так как капитальные затраты косвенным образом входили в ОРЕХ с учетом фрахтовых цен. Затраты проекта по трубопроводной транспортировке
кпг 100 %
Производство
Транспортировка
Регазификация
89 %
1,4 %
5,7 %
3,7 %
О
спг 100 %
Производство
11 %
Транспортировка
0,94 %
Регазификация
0,31 %
88 %
гпг 100 %
Производство
Транспортировка
Регазификация
76 %
Рис. 6. Диаграмма Сэнки: энергозатраты на этапах реализации технологий КПГ, СПГ и ГПГ [25]
11 %
4,9 %
8,2 %
Трубо- СПГ КПГ ГПГ проводный транспорт
Рис. 7. Структура затрат при реализации газотранспортных проектов:
производительность транспортного цикла - 175 млн м3 газа в год, дальность транспортировки - 1000 км [25]
представляли собой затраты на сооружение подводного трубопровода.
Качественный анализ структуры затрат дает общую сравнительную картину
особенностей изучаемых технологий. Удельная стоимость газа при транспортировке подводным трубопроводом максимальна и включает в себя по преимуществу CAPEX на создание трубопровода и OPEX на его эксплуатацию (см. рис. 7). Расходы других этапов несущественны. Что касается СПГ, то основные затраты приходятся на CAPEX и OPEX производства, в то время как транспортировка характеризуется относительно небольшими затратами. Для КПГ характерны небольшие затраты на производство, основную часть составляют операционные затраты (с учетом чартерного фрахта). Технология ГПГ характеризуется высокими затратами как на производство, так и на транспортировку. В целом невысокое содержание природного газа в гидратах природного газа приводит к высокой удельной себестоимости газа при гидратной транспортировке, которая практически в два раза может превышать удельную себестоимость газа при транспортировке СПГ и КПГ.
Сравнительный экономический анализ газотранспортных технологий, альтернативных СПГ, таких как GTL, «газ в электроэнергию» (англ. gas to power, GTP), а также КПГ
и ГПГ проведен на примере транспортировки природного газа с шельфовых месторождений Нигерии [26]. С целью определения экономической эффективности технологий при сопоставимых условиях рассчитывались основные экономические характеристики газотранспортных проектов, такие как САРЕХ и ОРЕХ, цены на газ, чистый дисконтированный доход (ЧДД), ВНД, срок окупаемости и норма рентабельности. Расчеты показали, что в условиях рассмотренного газотранспортного проекта КПГ характеризуется наибольшим ЧДД, технология вТР убыточна, а ГПГ и вТЬ продемонстрировали примерно одинаковые ЧДД. Таким образом, транспортировка ГПГ характеризуется меньшей экономической эффективностью по сравнению с КПГ.
Области практической применимости технологий СПГ, КПГ и ГПГ наглядно могут быть представлены на диаграмме в координатах «объем газа - расстояние транспортировки» (рис. 8). Области эффективного применения на диаграмме ограничиваются кривыми нулевой эффективности, которые рассчитываются на основе стоимостных экономических моделей. Важно отметить, что диаграммы эффективной применимости не носят абсолютного характера и зависят от экономических параметров конкретного локального газотранспортного проекта и ценовой ситуации на конкретном рынке. Однако такие диаграммы дают возможность качественно оценить эффективность
применения тех или иных газотранспортных технологий, разумеется, не заменяя детализированных расчетов эффективности проектов в денежном эквиваленте.
Нас интересует, прежде всего, область эффективного применения гидратных газотранспортных технологий с точки зрения оценки перспективности их реализации и возможностей дальнейшего развития. На основе экспертных оценок норвежские исследователи отнесли к области эффективности ГПГ диапазоны объемов газа до 1 млрд м3 и дальности транспортировки до нескольких тысяч километров [20] (см. рис. 8а). Следует отметить выраженную область эффективности СПГ-транспор-тировки в диапазоне больших объемов и расстояний транспортировки [24] (см. рис. 8б).
По данным исследований в рамках германского гидратного проекта SUGAR [25], основным результатом сравнения удельных себесто-имостей газа при заданных условиях реализации газотранспортных проектов является отсутствие области эффективной применимости ГПГ по сравнению с СПГ, КПГ и трубопроводной транспортировкой (рис. 9). Это значит, что при любых объемах и дальностях перевозки себестоимость ГПГ будет превышать себестоимость СПГ и КПГ. Области эффективности транспортировки сжиженного и компри-мированного природного газа выражены и носят взаимодополняющий характер, что показывает возможности рыночной конкуренции этих
101
&
tC 1С
О
100
10-
Трубопроводный транспорт
102
СПГ
Область эффективного применения
КПГ, ГПГ, GTP
СЖТ
103 а
« 6 -
^ /I
ю 4 О
104
Расстояние, км
Область
эффективного
применения:
□ трубопроводный транспорт
□ СПГ
□ КПГ
б
4 5 6 Расстояние, км
Рис. 8. Диаграммы эффективной применимости газотранспортных технологий: а - по данным Дж. Гудмундссона, М. Морка, О. Графа [20]; б - по данным К. Янга и П. Энга [24]
5
3
2
1
0
0
£ 5
1С
О
Трубопр транс оводный ;порт / 1
/ СПГ
/
КПГ^Х
0 12 3 4
Расстояние, тыс. км
Рис. 9. Диаграмма эффективной применимости газотранспортных технологий КПГ и СПГ, построенная на основе сравнения себестоимости газа [25]
технологий. Для объемов более 1 млн т в год эффективными конкурентными технологиями могут быть трубопроводный транспорт или СПГ. Для меньших объемов и расстояний до 2000 км эффективной является КПГ-технология.
В рассмотренных исследованиях [25] для гидратных газотранспортных технологий не определялись области прибыльности проектов в координатах «расстояние транспортировки - объем транспортировки», что в первую очередь связанно с недостаточным уровнем развития технологии ГПГ и неполнотой информации о затратах на соответствующих технологических этапах ГПГ. Далее на основе экономических оценок авторами определены области прибыльности проектов ГПГ-транспортировки газа в сопоставлении с СПГ- и КПГ-транспортировкой.
Экономические характеристики ГПГ в сопоставлении с СПГ и КПГ
Сравнение экономических характеристик ГПГ с СПГ и КПГ целесообразно с точки зрения понимания перспектив развития и экономического обоснования областей применимости ГПГ при решении конкретных задач. Анализ конкурентного потенциала гидратной технологии возможен на основе расчетов прибыльности проектов, которая в значительной степени определяется ценой на природный газ в регионе его поставок.
Сравнительный анализ газотранспортных технологий состоит в определении их технологических этапов с учетом особенностей и экономических характеристик применительно к различным газотранспортным проектам, отличающимся объемами транспортируемого природного газа и дальностью его транспортировки. Транспортировка и хранение природного газа в компримированном, сжиженном и гидратированном состояниях характеризуются общностью технологических подходов. Так, для них можно выделить основные технологические этапы (рис. 10):
• подготовка газа к транспортировке;
• производство природного газа в компри-мированном, сжиженном или гидратированном состояниях;
• загрузка природного газа в виде КПГ, СПГ или ГПГ в транспортную емкость;
• транспортировка емкостей с природным газом наземным или морским транспортным средством;
• разгрузка КПГ, СПГ или ГПГ в газохранилище;
• регазификация КПГ, СПГ или ГПГ с целью подачи природного газа в газораспределительную сеть.
ГПГ
Газ-»- Подготовка газа - Синтез ГПГ -гранулирование - Наземная или морская транспортировка - Хранение - Регазификация
СПГ
Газ->- Подготовка газа - Сжижение - Наземная или морская транспортировка - Хранение - Регазификация
КПГ
Газ->- Подготовка газа - Компримирование - Наземная или морская транспортировка - Хранение - Декомпримирование
-Газ
-Газ
-Газ
Рис. 10. Технологические этапы ГПГ-, КПГ- и СПГ-транспортировки
4
3
2
1
0
Для проведения сравнительного анализа целесообразна разработка экономической модели газотранспортных технологий с учетом всех затрат на каждом из этапов технологической цепочки. Задача формулируется следующим образом: «В течение года из точки А в точку Б, удаленную на 1000 км, транспортируется 1 млрд м3 природного газа. Какая из газотранспортных технологий - ГПГ, СПГ или КПГ -обеспечит наибольшую прибыльность проекта, или ЧДД в денежном выражении (максимальную ВНД)»?
Поставленная задача сводится к подсчету баланса прибыли и расходов (как капитальных, так и эксплуатационных) при реализации проектов КПГ-, СПГ- или ГПГ-транспортировки. Баланс между САРЕХ и ОРЕХ и доходами от продажи природного газа определяет возможность эффективного применения той или иной газотранспортной технологии. В условиях межтопливной конкуренции на рынке в качестве меры экономической эффективности рассматриваемых газотранспортных технологий выступает себестоимость транспортировки.
Следует отметить, что расчеты экономической эффективности технологий КПГ-, СПГ-и ГПГ-транспортировки носят оценочный характер. Особенную важность для соблюдения адекватности таких оценок представляют ценовые характеристики оборудования и затраты на каждом этапе логистической цепочки, определение которых применительно к гидрат-ной технологии является наиболее сложным моментом. Это обусловлено тем, что гидрат-ная технология находится в стадии формирования и в мире реализован только один пилотный проект (Япония, 2004-2014 гг.) наземной (автомобильной) транспортировки небольших объемов (порядка 1000 н.м3) природного газа в газо-гидратной форме. Проекты морской транспортировки природного газа в гидратированном виде в настоящий момент в мировой практике реализованы не были. По своей сути первые проекты в области ГПГ-транспортировки нацелены на демонстрацию технических возможностей данного вида газотранспортных технологий. Основные усилия разработчиков ГПГ направлены на оптимизацию технических и технологических параметров процессов. Большая часть оборудования изготовлена в единичном экземпляре, что обусловливает высокую себестоимость его производства. Однако именно реализованные проекты закладывают основу
для реалистических оценок экономической эффективности газотранспортных технологий. Естественными точками отсчета для анализа и сравнения эффективности проектов ГПГ-транспортировки служат проекты транспортировки газа в компримированном и сжиженном виде с равной годовой производительностью.
Авторами проведен сравнительный анализ капитальных (необходимый объем инвестиционных средств) и операционных затрат для каждой газотранспортной технологии в зависимости от годовых объемов транспортировки, рассчитаны потоки денежных средств и норма доходности проектов. Для этого на базе программного продукта Microsoft Excel разработана сравнительная экономическая модель, учитывающая все затраты и потоки денежных средств по каждой газотранспортной технологии. Ее применение для анализа экономических характеристик проектов дает основу для сравнения технологий СПГ, КПГ и ГПГ по прибыльности и удельной себестоимости. Структура модели отражает капитальные и эксплуатационные затраты этапов газотранспортной цепочки. В модель заложены переменные параметры, характеризующие этапы газотранспортных проектов: в качестве транспортной единицы выбран танкер-газовоз; срок проекта - 10 лет; норма дисконта - 12 %; удельные затраты рассчитывались в долларах на 1000 м3 природного газа. Основные параметры модели: отпускная цена природного газа; цена продажи; объем годовой транспортировки, 103 м3; дальность транспортировки, км; стоимость отпускных и приемных терминалов; стоимость транспортных единиц; удельные операционные затраты на переработку в СПГ, КПГ и ГПГ тысячи метров кубических природного газа; удельные операционные затраты на регазифи-кацию СПГ, КПГ и ГПГ.
Для оценки эффективности проекта ги-дратной танкерной транспортировки природного газа проведен анализ соответствующих денежных потоков. Так, проект гидратной транспортировки природного газа, показанный на рис. 11, выходит на окупаемость, начиная с пятого года реализации. Экономические расчеты свидетельствуют, что данный проект демонстрирует достаточную доходность инвестиций (рис. 12). При увеличении дальности транспортировки прибыльность проекта естественным образом снижается, что характерно также для СПГ и КПГ (рис. 13).
Рис. 11. ЧДД гидратного газотранспортного проекта (объем транспортировки -2 млрд м3 газа в год, расстояние транспортировки - 1000 км) в течение 10 лет после освоения капитальных затрат (3 года отводится на создание транспортной инфраструктуры)
Рис. 13. Зависимость ВНД гидратного
газотранспортного проекта от расстояния транспортировки (объем транспортировки - 2 млрд м3 газа в год)
На рис. 14 представлены области «прибыльности» и «убыточности» гидратного танкерного транспортного проекта в координатах «расстояние - годовой объем газа». Расчет производился при условии прибыльности проекта по окончании 10 лет его реализации при цене газа 0,5 тыс. долл. за 1000 н.м3 (данные
Объем транспортировки, млрд м3
Рис. 12. Зависимость ВНД гидратного газотранспортного проекта от объема транспортируемого природного газа (дальность транспортировки - 1000 км)
условия выбраны исключительно в целях унификации сравнительной базы). Критерием прибыльности служила неотрицательность (включая равенство нулю) значения ЧДД в последний год реализации проекта. Результаты расчетов, представленные на рис. 14, можно интерпретировать следующим образом: выгодно транспортировать большие объемы ГПГ на короткие расстояния и невыгодно транспортировать малые объемы газа на дальние расстояния. Такой вывод характерен также для технологий СПГ и КПГ, т.е. для тех случаев, когда естественным источником дохода является продажа транспортируемого товара, а источником расходов - капитальные и операционные затраты в процессе транспортировки.
Результаты моделирования (рис. 15) показывают, что технологии СПГ, КПГ и ГПГ имеют выраженные области экономической эффективности, определяемые рыночными ценами на газовую продукцию. Так, СПГ-технология вне зависимости от дальности транспортировки обладает достаточно высоким минимальным объемом безубыточной транспортировки, для выбранных ценовых условий составляющим около 1,5 млрд м3 газа в год. Следует отметить, что порог безубыточности КПГ ниже. К характерным чертам ГПГ-технологии можно отнести ее применимость для поставок
Рис. 14. Область рентабельности гидратного газотранспортного проекта
Рис. 15. Кривые нулевой рентабельности и зоны эффективности газотранспортных технологий: выше каждой кривой для соответствующей технологии располагается область прибыльности, ниже - область убыточности
газа на относительно короткие расстояния -до 1000 км. Таким образом, гидратная транспортировка ориентирована на локальное газоснабжение и небольшие объемы поставляемого газа. СПГ-транспортировка более эффективна при поставке значительных объемов газа на дальние расстояния, например, для трансконтинентальных проектов. Промежуточное положение занимает КПГ. От СПГ она отличается достаточно низким порогом рентабельности по объему природного газа - около 1 млрд м3 в год для выбранных ценовых условий. В то же время она эффективна для транспортировки природного газа на большие расстояния.
С точки зрения эффективной применимости СПГ-, КПГ- и ГПГ-технологий можно выделить характерные «критические» расстояния и объемы транспортируемого газа. Для заданной ценовой ситуации, согласно оценкам, подобное критическое расстояние применительно к гидратной технологии составляет около 1000 км. Так, при всех практических объемах газа ГПГ-транспортировка на расстояние более 1000 км является убыточной. Впрочем, такое деление на «зоны рентабельной транспортировки» условно и определяется техническими особенностями той или иной газотранспортной технологии и отпускными ценами на газ.
Оно привязано к конкретной реализации технологии, ее техническим возможностям и носит сравнительный, утилитарный характер.
Важнейшим параметром, определяющим конфигурацию зон прибыльности газотранспортных технологий, является рыночная цена природного газа для потребителя. В случае автономной газификации наиболее безубыточна КПГ, за ней следует ГПГ. СПГ является более затратной и обеспечивает меньшую
прибыльность поставок природного газа при автономной газификации.
Межтопливная конкуренция СПГ, КПГ и ГПГ на рынках выражается в конкуренции цен в точке продажи природного газа. Конкурентная цена газа напрямую связана с себестоимостью транспортировки газа на рынки. Важной сравнительной характеристикой газотранспортных технологий СПГ, КПГ и ГПГ является добавленная стоимость к отпускной
Рис. 16. Зависимость удельных капитальных (а) и операционных (б) затрат танкерной транспортировки природного газа от объема транспортировки
6 8 10
Объем газа, млрд м3
6 8 10
Объем газа, млрд м3
ГПГ
СПГ
■КПГ
б
а
Рис. 17. Зависимость удельных капитальных (а) и операционных (б) затрат танкерной транспортировки природного газа от расстояния транспортировки
« л ,
и о ft
о
к 5
о J
& 4
fi 3
ю 3 О
ГПГ СПГ
3 4 5 6
Расстояние транспортировки, тыс. км
Рис. 18. Области эффективности технологий танкерной транспортировки СПГ (справа
от кривой) и ГПГ (слева от кривой), выявленные по критерию себестоимости
приводят к потере конкурентоспособности гид-ратных технологий в газотранспортных проектах по сравнению с СПГ- и КПГ-технологиями при всех практически значимых объемах и расстояниях транспортировки природного газа.
Области экономической эффективности изучаемых газотранспортных технологий могут быть определены также по критерию минимизации себестоимости транспортировки, которая оценивается как сумма САРЕХ и ОРЕХ. Анализ удельных затрат при танкерной транспортировке СПГ, КПГ и ГПГ показывает, что в диапазоне расстояний до 10 тыс. км и объемов до нескольких миллиардов метров кубических наименьшей себестоимостью характеризуется КПГ. Диаграмма эффективности танкерной транспортировки в координатах «расстояние - объем» при ценовом сравнении технологий СПГ и ГПГ (без учета конкуренции со стороны КПГ) представлена на рис. 18.
цене газа, которую можно оценить как сумму капитальных (САРЕХ) и операционных (ОРЕХ) удельных затрат.
Таким образом, добавленная стоимость для каждой газотранспортной технологии определяется совокупностью стоимостных характеристик технологического оборудования и операционных затрат на каждом из этапов технологической цепочки. Эта характеристика обусловливает минимальную цену продажи газа на рынке. На рис. 16 и 17 представлены зависимости САРЕХ и ОРЕХ для СПГ-, КПГ- и ГПГ-технологий от объема газа и расстояния (танкерная транспортировка).
Оценки показывают достаточно высокие значения суммарных удельных затрат САРЕХ и ОРЕХ при гидратной транспортировке природного газа. Это ухудшает экономические показатели гидратных газотранспортных проектов. Высокие удельные транспортные затраты
Альтернативные трубопроводному транспорту технологии транспортировки КПГ, СПГ и гидратов природного газа раздвигают рамки возможностей реализации газотранспортных проектов, направленных на расширение и диверсификацию рынка природного газа в тех случаях, когда создание магистральных и сетевых трубопроводов нецелесообразно или нерентабельно. Анализ прибыльности газотранспортных проектов показывает, что ГПГ-, СПГ- и КПГ-технологии имеют выраженные области экономической эффективности, определяемые соотношением рыночных цен. Гидратная технология транспортировки природного газа характеризуется высокими значениями удельных затрат САРЕХ и ОРЕХ, что снижает ее конкурентоспособность по сравнению с СПГ и КПГ. Транспортировка ГПГ может использоваться в проектах локальной автономной газификации потребителей.
Список литературы
1. Iwasaki T. Continuous natural gas hydrate pellet production (NGHP) by process development unit (PDU) / T. Iwasaki, Y. Katoh, S. Nagamori et al. // Proc. of the 5th International Conference on Gas Hydrates, Trondheim, Norway, 2005. -C. 1107-1115.
Takahashi M. Development of natural gas hydrate (NGH) pellet production system by bench scale unit for transportation and storage of NGH pellets / M. Takahashi, H. Moriya, Y. Katoh et al. // Proc. of the 6th International Conference on Gas Hydrates, Vancouver, British Columbia, Canada, July 6-10, 2008. - https://open.library.ubc.ca/ cIRcle/collections/59278/items/1.0041049
9
2
* * *
3. Horiguchi K. Completion of natural gas hydrate (NGH) overland transportation demo project / K. Horiguchi, S. Watanabe, H. Moriya et al. // Proc. of 7th International Conference on Gas Hydrates, Edinburgh, Scotland, July 17-21, 2011. - Paper no. P5.053.
4. Дядин Ю.А. Супрамолекулярная химия: клатратные соединения / Ю.А. Дядин // Соросовский образовательный журнал. -1998. - № 2. - C. 79-88.
5. Дядин Ю.А. Газовые гидраты / Ю.А. Дядин,
A. Л. Гущин // Соросовский образовательный журнал. - 1998. - № 3. - C. 55-64.
6. Истомин В.А. Газовые гидраты в природных условиях / В.А. Истомин, В.С. Якушев. -М.: Недра, 1992. - 236 с.
7. Sloan E.D. Clathrate hydrates of natural gases / E.D. Sloan, C.A. Koh. - 3-е изд. - Boca Raton, Florida: CRC Press, 2008. - 722 c.
8. US 2270016 A. The use of gas hydrates in improving the load factor of gas supply systems / M.E. Benesh; первоначальный патентообладатель Chicago By Products Corp; заявл. 25.05.1938; опубл. 13.01.1942.
9. US 2356407. System for forming and storing hydrocarbon hydrates / A.J.L. Hutchinson; патентообладатель Fluor Corp. Ltd; заявл. 15.08.1941; опубл. 22.08.1944.
10. Berner D. The marine transport of natural gas in hydrate form / D. Berner // Proc. of the 2nd International Offshore and Polar Engineering Conference, San Francisco, USA, 1992. -
С. 636-643.
11. Davidson D.W. Laboratory analysis of a naturally-occurring gas hydrate from sediment of the
Gulf of Mexico / D.W. Davidson, S.K. Garg, S.R. Gough et al. // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 1986. - № 50. - С. 619-623.
12. Якушев В. С. Экспериментальное изучение кинетики диссоциации гидрата метана при отрицательных температурах /
B. С. Якушев // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ЭИ ВНИИГАЗ, 1988. - № 4. - С. 11-14.
13. Istomin V.A. Gas-hydrates self-preservation effect / V.A. Istomin, V.S. Yakushev // Physics and Chemistry of Ice / N. Maeno, T. Hondoh (eds,). -Sapporo: Hokkaido University Press, 1992. -
C. 136-140.
14. Takeya S. Self-preservation effect and dissociation rates of CH4 hydrate / S. Takeya, T. Ebinuma,
T. Uchida et al. // Journal of Crystal Growth. -2002. - № 237-239. - С. 379-382.
15. Истомин В.А. Эффект самоконсервации газовых гидратов / В.А. Истомин, В.С. Якушев, В.Г. Квон и др. // Газовая промышленность. - 2006. -Спецвыпуск: Газовые гидраты. - С. 36-46.
16. Gudmundsson J. Frozen hydrate for transport
of natural gas / J. Gudmundsson, A. Borrehaug // Proc. of the 2nd International Conference on Gas Hydrates, Toulouse, France, 1996. - C. 415-422.
17. Nakata T. Study of natural gas hydrate (NGH) carriers / T. Nakata, K. Hirai, T. Takaoki // Proc. of the 4th International Conference on Gas Hydrates, Yokohama, Japan, May 19-23, 2002.
18. Takaoki T. Use of hydrate pellets for transportation of natural gas - I - Advantage of pellet form
of natural gas hydrate in sea transportation / T. Takaoki, T. Iwasaki, Y. Katoh et al. // Proc. of the 4th International Conference on Gas Hydrates, Yokogama, Japan, 2002. - C. 982-986.
19. Takaoki T. Study of natural gas hydrate (NGH) carriers / T. Takaoki, K. Hirai, M. Kamei
et al. // Proc. of the 5th International Conference on Gas Hydrates, Trondheim, Norway, 2005. -C. 1258-1265.
20. Gudmundsson J. Hydrate non-pipeline technology / J. Gudmundsson, M. Mork, O. Graf // Proc. of the 4th International Conference on Gas Hydrates, Yokogama, Japan, 2002. - C. 997-1002.
21. Sanden K. Long distance transport of natural gas hydrate to Japan / K. Sanden, P. Rushfeldt, O. Graf et al. // Proc. of the 5th International Conference on Gas Hydrates, Trondheim, Norway, 2005.
22. Kanda H. Economic study on natural gas transportation with natural gas hydrate (NGH) pellets / H. Kanda // Proc. of the 23rd World Gas Conference, Amsterdam, Netherlands, 2006. -http://members.igu.org/html/wgc2006/pdf/paper/ add10399.pdf
23. Nogami T. Development of natural gas ocean transportation chain by means of natural gas hydrate (NGH) / T. Nogami, N. Oya, H. Ishida et al. // Proc. of the 6th International Conference on Gas Hydrates, Vancouver, Canada, 2008. -C. 6-10.
24. Young C. Marine CNG: Technically sounds, commercially viable, and imminent / C. Young, P. Eng // Proc. of Offshore Technology Conference, Houston, TX, USA, 2007. -Doi:10.4043/18677-MS.
25. Rehder G. Methane hydrate pellet transport using the self-preservation effect: a techno-economic analysis / G. Rehder, R. Eckl, M. Elfgen et al. // Energies. - 2012. - T. 5. - № 7. - C. 2499-2523. -doi:10.3390/en5072499. - http://www.mdpi.com/ 1996-1073/5/7/2499/htm
26. Osokogwu U. Economic analysis of GTP, GTL, CNG, NGH for offshore gas development
in Nigeria / U. Osokogwu, M. Ademujimi, J.A. Ajienka // Proc. of Nigeria Annual International Conference and Exhibition, Abuja, Nigeria, 30 July - 3 August 2011. -Doi:10.2118/150756-MS.
Comparative economic study of hydrate transportation technology
S.I. Dolgaev1*, V.G. Kvon1, V.A. Istomin1, Yu.A. Gerasimov1, A.A. Troynikova1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: S_Dolgaev@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Development of gas fields includes the feasible choice of gas transportation technology. An economic model aimed at comparison of various gas transportation technologies (LNG, CNG and NGH - Natural Gas Hydrates) was created basing on the analysis of technical specifications of processing facilities. To evaluate the NGH transportation technology adequately a cost-benefit comparative study of LNG, CNG and NGH transport was applied. The areas of their efficient application, as well as specific capitals and operational costs were determined within the "transport distance - gas volume" coordinates.
Keywords: hydrate technology of natural gas transportation, transportation of LNG and CNG, cost-benefit analysis study.
References
1. IWASAKI, T., Y. KATOH, S. NAGAMORI et al. Continuous natural gas hydrate pellet production (NGHP) by process development unit (PDU). In: International Conference on Gas Hydrates. Trondheim, Norway, 2005, no. 5, pp. 1107-1115.
2. TAKAHASHI, M., H. MORIYA, Y. KATOH et al. Development of natural gas hydrate (NGH) pellet production system by bench scale unit for transportation and storage of NGH pellets [online]. In: International Conference on Gas Hydrates. Vancouver, British Columbia, Canada, July 6-10, 2008, no. 6. Available from: https://open.hbrary.ubc.ca/cIRcle/collections/59278/items/L0041049.
3. HORIGUCHI, K., S. WATANABE, H. MORIYA et al. Completion of natural gas hydrate (NGH) overland transportation demo project. In: International Conference on Gas Hydrates. Edinburgh, Scotland, July 17-21, 2011, no. 7. Paper no. P5.053.
4. DYADIN, Yu.A. Supramolecular chemistry: clathrates [Supramolekulyarnaya khimiya: klatratnyye soyedineniya]. Sorosovskiy obrazovatelnyy zhurnal. 1998, no. 2, pp. 79-88. (Russ.).
5. DYADIN, Yu.A. and A.L. GUSHCHIN. Gas hydrates. [Gazovyye gidraty]. Sorosovskiy obrazovatelnyy zhurnal. 1998, no. 3, pp. 55-64. (Russ.).
6. ISTOMIN, V.A. and V.S. YAKUSHEV. Gas hydrates in natural conditions [Gazovyye gidraty v prirodnykh usloviyakh]. Moscow: Nedra, 1992. (Russ.).
7. SLOAN, E.D. and C.A. KOH. Clathrate hydrates of natural gases. 3rd ed. Boca Raton: CRC Press, 2008.
8. CHICAGO BY PRODUCTS CORP. The use of gas hydrates in improving the load factor of gas supply systems. Inventor: BENESH, M.E. United States. 13 January 1942. Appl: 25 May 1938. US 2270016 A.
9. FLUOR CORP. LTD. System for forming and storing hydrocarbon hydrates. Inventor: HUTCHINSON, A.J.L. California. 22 August 1944. Appl: 15 August 1941. US 2356407 A.
10. BERNER, D. The marine transport of natural gas in hydrate form. In: International Offshore and Polar Engineering Conference. San Francisco, USA, 1992, no. 2, pp. 636-643.
11. DAVIDSON, D.W., S.K. GARG, S.R. GOUGH et al. Laboratory analysis of a naturally-occurring gas hydrate from sediment of the Gulf of Mexico. Geochimica et Cosmochimica Acta. 1986, no. 50, pp. 619-623. ISSN 0016-7037.
12. YAKUSHEV, V. S. Experimental research of the methane hydrate's dissociation kinetics at negative temperatures [Eksperimentalnoye izucheniye kinetiki dissotsiatsii gidrata metana pri otritsatelnykh temperaturakh]. Razrabotka i ekspluatatsiya gazovykh i gazokondensatnukh mestorozhdeniy. Moscow: VNIIGAZ, 1988, no. 4, pp. 11-14. (Russ.).
13. ISTOMIN, V.A. and V.S. YAKUSHEV. Gas-hydrates self-preservation effect. In: Physics and Chemistry of Ice. Sapporo: Hokkaido University Press, 1992, pp. 136-140.
14. TAKEYA, S., T. EBINUMA, T. UCHIDA et al. Self-preservation effect and dissociation rates of CH4 hydrate. Journal of Crystal Growth. 2002, no. 237-239, pp. 379-382. ISSN 0022-0248.
15. ISTOMIN, V.A., V.S. YAKUSHEV, V.G. KVON et al. Effect of gas hydrates self-preservation [Effekt samokonservatsii gazovykh gidratov]. Gazovayapromyshlennost. 2006, spec. iss. "Gas hydrates", pp. 36-46. ISSN 0016-5581. (Russ.).
16. GUDMUNDSSON, J. and A. BORREHAUG. Frozen hydrate for transport of natural gas. In: International Conference on Gas Hydrates. Toulouse, France, 1996, no. 2, pp. 415-422.
17. NAKATA, T., K. HIRAI, T. TAKAOKI. Study of natural gas hydrate (NGH) carriers. In: International Conference on Gas Hydrates. Yokohama, Japan, May 19-23, 2002, no. 4.
18. TAKAOKI, T., T. IWASAKI, Y. KATOH et al. Use of hydrate pellets for transportation of natural gas - I -Advatage of pellet form of natural gas hydrate in sea transportation. In: International Conference on Gas Hydrates. Yokogama, Japan, 2002, no. 4, pp. 982-986.
19. TAKAOKI, T., K. HIRAI, M. KAMEI et al. Study of natural gas hydrate (NGH) carriers. In: International Conference on Gas Hydrates. Trondheim, Norway, 2005, no. 5, pp. 1258-1265.
20. GUDMUNDSSON, J., M. MORK, O. GRAF. Hydrate non-pipeline technology. In: International Conference on Gas Hydrates. Yokogama, Japan, 2002, no. 4, pp. 997-1002.
21. Sanden, K., P. RUSHFELDT, O. GRAF et al. Long distance transport of natural gas hydrate to Japan. In: International Conference on Gas Hydrates. Trondheim, Norway, 2005, no. 5.
22. KANDA, H. Economic study on natural gas transportation with natural gas hydrate (NGH) pellets [online]. In: World Gas Conference. Amsterdam, Netherlands, 2006, no. 23. Available from: http://members.igu.org/html/ wgc2006/pdf/paper/add10399.pdf
23. NOGAMI, T., N. OYA, H. ISHIDA et al. Development of natural gas ocean transportation chain by means of natural gas hydrate (NGH). In: International Conference on Gas Hydrates. Vancouver Canada, 2008, no. 6, pp. 6-10.
24. YOUNG, C. and P. ENG. Marine CNG: Technically sounds, commercially viable and imminent. In: Offshore Technology Conference [online]. Houston, TX, USA, 2007, doi:10.4043/18677-MS.
25. REHDER, G., R. ECKL, M. ELFGEN et al. Methane hydrate pellet transport using the self-preservation effect: a techno-economic analysis [online]. Energies. 2012, vol. 5, iss. 7, pp. 2499-2523, doi:10.3390/en5072499. ISSN 1996-1073. Available from: http://www.mdpi.com/1996-1073/5/7/2499/htm
26. OSOKOGWU, U., M. ADEMUJIMI, J.A. AJIENKA. Economic analysis of GTP, GTL, CNG, NGH for offshore gas development in Nigeria. In: Nigeria Annual International Conference and Exhibition. Abuja, Nigeria, 30 July - 3 August 2011, doi:10.2118/150756-MS.
