Реферат: Проблемы и перспективы производства и экспорта российского природного газа
Оглавление
Введение
1. Историяразвития производства сжиженного природного газа
2. Современноесостояние и перспективы развития рынка сжиженного природного газа
3. Процесспроизводства сжиженного природного газа
4. Морскаятранспортировка сжиженного природного газа
5. Применениесжиженного природного газа
6. Российскиепроекты по экспорту сжиженного природного газа
6.1Проект Сахалин-2
6.2. Туапсе
6.3Калининград.
6.4Арктические моря.
6.5Архангельск
Заключение
Списоклитературы.
Введение
Природный газ являетсяодним из важнейших энергоносителей, занимая в структуре потребления третьеместо после нефти и угля.
Основными областямиприменения Природного газа являются промышленность и производствоэлектроэнергии (44% и 31% соответственно). Другими важными сферами егопотребления является коммунально-бытовой сектор и транспорт.
Однако Природный Газ в«чистом виде» имеет ряд недостатков перед сжиженным природным газом (СПГ),который в свою очередь имеет следующие преимущества:
· Сжижениеприродного газа увеличивает его плотность в 600 раз, что сокращает объем притранспортировке и хранении;
· Появляетсявозможность создания запасов и их использования по мере необходимости;Нетоксичен, хранится под небольшим избыточным давлением при температуре около112 К (-161 °C) в емкости с теплоизоляцией;
· Возможностьтранспортировки на большие расстояния
Сжиженный природныйгаз(СПГ) — криогенная жидкость с содержанием метана не менее 86% об. (ТУ05-03-03-85) и температурой кипения от минус 162°С, при регазификации которойиз 1м3 получают около 600 м3 газа при нормальных условиях (760 мм рт. ст.,0°С).СПГ является перспективным энергоносителем и обеспечивает экономическую иэкологическую эффективность по отношению к другим видам топлива.
В настоящее времянаблюдается расширение международной торговли сжиженным природным газом, на егодолю приходится свыше 26% мировых внешнеторговых поставок Природного Газа, чтосоставляет 7% его мирового потребления. Ожидается, что к 2020 г. этотпоказатель удвоится и достигнет 14%.Крупнейшие мощности по производству сжиженногоприродного газа в настоящее время сосредоточены в Юго-Восточной Азии, однаконаиболее динамичное их расширение наблюдается в Африке и на ближнем Востоке.
В данной работе мыпознакомимся с историей развития рынка сжиженного природного газа, с его современнымсостоянием и перспективами развития, рассмотрим процесс производства СПГ, атакже его морской транспортировки, узнаем, где применяют СПГ. И самое главное,проведем анализ перспективных проектов по созданию СПГ-терминалов в России.
1. Историяразвития производства сжиженного природного газа
О сжижении природногогаза стали серьезно думать после открытия в 20...30-х годах этого столетия вСША крупных месторождений, расположенных вдали от крупных городов.Транспортировать газ по дальним магистральным трубопроводам тогда еще не умели.Вот потому-то и начались исследования по сжижению газа для его перевозки пожелезным дорогам и в наливных судах. Однако первая промышленная установка попроизводству жидкого метана была сооружена для других целей. В 1941 г. вКливленде (США) построен завод сжижения для покрытия суточных «пиковых»нагрузок потребления газа в зимнее время.
Завод проработалнемногим более трех лет, когда страшная катастрофа прекратила егосуществование. Произошел разрыв резервуара, и 4000 кубометров сжиженного газавытекло, испарилось и вспыхнуло. При аварии погибло 128 человек, 400 былоранено. Четыре дня бушевал пожар. Он причинил огромный материальный ущерб.
В Советском Союзе в1954 г на Московском заводе сжижения природного газа ввели в эксплуатациюустановку, рассчитанную на производство 25 тыс. тонн СПГ в год. Тогда же былуспешно проведен комплекс работ по применению жидкого газа в качестве топлива вавтомобильных двигателях. Однако вскоре были открыты крупные месторождениянефти, и проблема использования сжиженного газа потеряла актуальность.
Первый в России заводпо производству СПГ на Сахалине, торжественная церемония запуска которогосостоялась 18 февраля 2009 года, состоит из двух технологических линий производительностью4,8 миллиона тонн СПГ в год каждая. После выхода завода на проектную мощность(9,6 млн т/год), который ожидается в 2010 году, управлятьвысокоавтоматизированным производством будут всего 300 человек.
Строительство этогомасштабного объекта началось в августе 2003 года. В период наибольшейинтенсивности строительных работ в них было задействовано около 10 тысячрабочих и специалистов из более чем 40 стран. На построенном на Сахалине заводеСПГ используется специально разработанная технология сжижения газа сприменением двойного смешанного хладагента, повышающая энергоэффективностьпроизводства за счет использования преимуществ холодного сахалинского климата.
Еще до окончаниястроительства вся продукция завода СПГ была законтрактована на основедолгосрочных договоров (со сроком действия 20 и более лет). Около 65%сахалинского СПГ будет поставляться 9 покупателям в Японии, являющейсякрупнейшим в мире рынком сбыта СПГ. Остальное количество (примерно в равныхдолях) предназначено для Южной Кореи и Северной Америки (СПГ будет прибывать натерминал в Мексике, откуда бóльшая часть газа, уже после регазификации,будет поставляться в США). СПГ открывает новые для России рынки энергоресурсовв Азии и Америке и будет способствовать укреплению двустороннихторгово-экономических отношений России со странами АТР, позволяя этим странамдиверсифицировать источники поставок газа и в меньшей степени зависеть отпоставок из других стран. В частности, доля сахалинского газа в объемепотребления СПГ в Японии составит до 8%.
2. Современноесостояние и перспективы развития рынка сжиженного природного газа
К настоящему времени вмире известно о тридцати проектах сооружения новых заводов по сжижениюприродного газа и семи проектах по расширению мощности существующихпредприятий. Суммарно они охватывают около 350 млрд м3 (248 млн тонн) СПГ,которые могут появиться на мировом рынке к 2010 году. И это помимо ужедействующих контрактов объемом 178 млрд м3.
Будущее, по оценкаманалитиков, именно за СПГ. Уже сегодня это одна из наиболее активноразвивающихся отраслей в энергетике: если мировое потребление обычного газарастет на 2,4% в год, то СПГ — на 10% в год. К 2020 году его доля составитоколо 35% в мировой торговле газом, а к 2030 году может превысить 60%.
Производство СПГ в мирестимулируется, прежде всего, необходимостью транспортировки топлива в страны,занимающие невыгодное географическое положение с точки зрения экспортера. Помере увеличения дальности перевозки, дешевле становится перевозить газтанкерами, а не перекачивать его по магистральному трубопроводу. Сжижениеприродного газа увеличивает его плотность в сотни раз, что сокращает объем притранспортировке и хранении. Кроме того, доставка природного газа в виде СПГпозволяет уйти от проблем, связанных с транзитом и переговорами по транспортныммаршрутам.
России с ееамбициозными планами вряд ли в ближайшее время удастся составить сильнуюконкуренцию «старожилам» рынка СПГ. В настоящее время 44% мировогоэкспорта этого вида топлива производится в азиатских странах. Африка по этомупоказателю занимает второе место в мире: ее доля составляет 25%, у странСреднего Востока — 21%, Австралии — 6% и Америки — 4%. Ведущие мировыепоставщики СПГ — Катар, Индонезия, Малайзия, Алжир и Тринидад и Тобаго. Попрогнозам специалистов, к 2015 году Индонезию и Алжир на втором и третьем местесменят наращивающие темпы производства СПГ Нигерия и Австралия.
А вот самый крупныйэкспортер СПГ в мире — Катар, скорее всего, лишь закрепит за собой лидерство наэтом рынке. Так, в начале апреля катарская государственная компания Qatargasзапустила первую производственную линию самого большого в мире завода посжижению газа. Топливо с завода Qatargas-2, на строительство которого ушлооколо 13 млрд долларов США, будет поставляться в основном в Великобританию.Объемы производства нового катарского предприятия должны составить 15,6 млнтонн сжиженного газа в год.
На этом руководствостраны останавливаться не собирается. На конец следующего года запланированпуск еще двух проектов — Qatargas-3 и Qatargas-4. Ежегодная мощность каждого изних — около 7,8 млн тонн голубого топлива, основная масса которого пойдет в СШАи Европу. В целом Катар планирует к 2012 году увеличить производство СПГ стекущих 31 миллиона до 77 млн тонн. Руководство Qatargas пытается превратитькомпанию из регионального в глобального поставщика газа, охватив рынки странЕвропы и Северной Америки, а также расширив список своих азиатских клиентов.
Новый завод мощностью10,49 млрд кубометров должен открыться и в Индонезии, другом ведущем мировомпоставщике СПГ. Первые поставки топлива потребителям в Китае и СШАзапланированы на июнь. В середине апреля в число производителей сжиженного газадолжен войти и Йемен, где будет запущен завод проектной мощностью 9,25 млрдкубометров в год.
Топ-экспортером СПГстремится стать и Иран, на территории которого расположено одно из крупнейшихгазовых месторождений в мире — Южный Парс. Переговоры по его разработке истроительству завода по сжижению газа уже в течение нескольких лет ведетфранцузская компания Total. Изначально запуск проекта Pars LNG планировался наначало 2006 года. Однако на пути развития производства СПГ в Иране стоятполитические проблемы, связанные с ядерной программой страны. Санкции СШАлишают Иран возможности пользоваться новейшими технологиями западных компаний,столь важными для процедуры сжижения газа.
Впрочем, покапроизводством СПГ Иран занимается самостоятельно. Не так давно страна подписаладоговор с Индией о поставках иранского сжиженного газа в течение будущих 25лет. Планируется, что ежегодно Дели будет получать от Тегерана около 5 млн тоннсжиженного топлива.
Самый активныйпотребитель СПГ сегодня — это Япония. Страна закупает до 85% природного газа всжиженном состоянии. Среди других ведущих импортеров — Южная Корея, Испания иСША.
В Америке доля СПГ вобщем газопотреблении составляет более 25%. В течение ближайших 20 летпотребление природного газа в США будет ежегодно расти на 1,5%. При этомсобственная добыча в стране падает. К 2010 году Штаты планируют закупать около42 млн тонн СПГ, а еще через десять лет — уже около 85 млн тонн.
Российский газовыйгигант не может оставаться в стороне от открывающихся перспектив по завоеваниюамериканского рынка и в течение нескольких лет ведет борьбу за получение на немсвоей доли.
Еще в мае 2008 годадочерняя структура «Газпрома» Gazprom Marketing and Trading USAзаконтрактовала 100% мощностей проектируемого терминала по приему СПГ Rabaska вКанаде для поставок газа, производимого в рамках осуществления штокмановскогопроекта. Через канадскую границу можно будет осуществлять поставкинепосредственно в США. Участие компании в регазификационном терминале Rabaskaстало первыми крупными инвестициями «Газпрома» в Америке.
В ближайшее времяинвестициям в проекты СПГ, по оценкам специалистов, может помешать глобальныйэкономический кризис. Аналитики британской компании Wood Mackenzie,занимающейся исследованиями и консультированием в области энергетики, считают,что мировое предложение газа в сжиженном виде будет в течение будущих двух-трехлет превышать спрос на него. Увеличение производства СПГ за счет запускапроектов в России и Катаре в сочетании с экономическим кризисом только ухудшатположение на рынке. Однако уже к 2013-15 гг. ситуация в корне поменяется:мировое предложение СПГ будет снова существенно отставать от спроса на него.Независимый консультант в сфере энергетики Энди Флауэр предсказывает к 2020году дефицит в 120 млн тонн.
Пересмотр«Газпромом» стратегии развития технологий по сжижению газа в свететаких перспектив вполне понятен и обоснован. К 2030 году, по планам компании,Россия намерена ежегодно поставлять на рынок около 90 млн тонн газа в сжиженномвиде. Однако в общем объеме поставок российского голубого топлива это составитмаксимум 20%. Для России производство СПГ вряд ли станет полной альтернативойтрубопроводной сети. Дело в том, что производство СПГ при всех егопреимуществах перед газом «из трубы» — довольно дорогое и требуетколоссальных затрат на инфраструктуру: необходимо строительство заводов,терминалов, танкеров-газовозов. Окупиться такие проекты могут минимум через10-15 лет при поставках произведенного газа на дальние расстояния.
Поставлять такой газ всоседнюю Западную Европу экономически не выгодно. В то же время реализация проектовпо сжижению газа могут стать прекрасной возможностью для дальнейшей экспансии«Газпрома» в мире и «захвата» новых территорий, таких какрынки Северной Америки и Азиатско-Тихоокеанского региона. Впрочем, невероятныеперспективы в них видятся не только из России. Наряду с Москвой увеличиваютинвестиции в производство СПГ и в Дохе, Джакарте и Куала-Лумпу
3. Процесспроизводства сжиженного природного газа
Сжиженный природный газ не токсичен,химически не активен; удельная теплота сгорания — 12 тыс. ккал/кг, а октановоечисло (l 05-1 07 единиц) на 13 % — 15 % выше, чем у бензина, однако он почти в2 раза легче бензина. В продуктах его сгорания содержится в 1 О раз меньшеокиси углерода и в 2 раза — окислов азота.
Для перевода из газообразного вжидкое состояние природный газ подвергается осушке и очистке и охлаждается дотемпературы минус 150-160°С на специальных установках и заводах, размещаемых вдоступных для морских судов районах побережья. Перевозка СПГ, плотность которогов результате глубокого охлаждения увеличивается в 600-640 раз, осуществляетсяна специально оборудованных танкерах -метановозах, совершающих челночные рейсымежду отгрузочными терминалами и создаваемыми в портах назначения причалами дляих приема, где имеются специальные установки по регазификации.
Процесс передачи сжиженногоприродного газа от производителя к потребителю можно разделить на четыре этапа(см. рис. 3.1):
·добыча,подготовка и транспортировка природного газа по газопроводу к заводу по егосжижению;
·обработка,сжижение ПГ, хранение и погрузка СПГ на специализированные танкеры-метановозы;
·морскаятранспортировка СПГ;
·разгрузкаСПГ на приемном терминале, хранение, рега: зификация и поставка конечнымпотребителям по газопроводам.
Эти четыре этапа взаимозависимы другот друга и составляют цепочку, неразрывно связывающую газовую скважину сконечным потребителем.
Завод по сжижению природного газапредставляет собой крупный промышленный комплекс, состоящий из установокподготовки и сжижения природного газа, резервуаров хранения, оборудования длязагрузки на танкеры, причала и целого ряда вспомогательных хозяйств, призванныхудовлетворять потребности завода в электроэнергии и воде для охлаждения.
Преобразование природного газа вжидкое состояние осуществляется в несколько этапов. Сначала удаляются всепримеси — прежде всего двуокись углерода, а иногда и минимальные остаткисоединений серы. Затем извлекается вода, которая в противном случае можетпревратиться в ледяные кристаллы и закупорить установку сжижения.
Следующий этап — удаление большинстватяжелых углеводородов, после чего остаются главным образом метан и этан. Затемгаз постепенно охлаждается, обычно с помощью двухцикличного процессаохлаждения, до тех пор, пока его температура не достигнет приблизительно минус160 градусов С. Тогда он и становится жидкостью при атмосферном давлении.
Сжижение природного газа возможнолишь при охлаждении его ниже критической температуры. При более высокихтемпературах газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Длясжижения природного газа при температуре, равной критической (Т = Т кр), давлениеего должно быть равным или больше критического, т. е. Р > Ркт. Присжижении природного газа под давлением ниже критического (Р < Ркт)температура газа должна быть ниже критической.
Для сжижения природного газа могутбыть использованы как принципы внутреннего охлаждения, когда природный газ самвыступает в роли рабочего тела, так и принципы внешнего охлаждения, когда дляохлаждения и конденсации природного газа используются вспомогательные криогенныегазы с более низкой температурой кипения (например кислород, азот, гелий). В последнемслучае теплообмен между природным газом и вспомогательным криогенным газомпроисходит через теплообменную поверхность.
При промышленном производстве СПГнаиболее эффективными являются циклы сжижения с использованием внешней холодильнойустановки (принципы внешнего охлаждения), работающей на углеводородах илиазоте, при этом сжижается почти весь природный газ. Широкое распространениеполучили циклы на смесях хладагентов, где чаще других используется однопоточныйкаскадный цикл, у которого удельный расход энергии составляет 0,55-0,6 кВт'ч/кг СПГ.
В установках сжижения небольшойпроизводительности в качестве холодильного агента используется ожижаемыйприродный газ, в этом случае применяют более простые циклы: с дросселированием,детандером, вихревой трубой и др. В таких установках коэффициент сжижениясоставляет 5-20 %, а природный газ необходимо предварительно сжимать вкомпрессоре.
Сжижение природного газа на основевнутреннего охлаждения может достигаться следующими способами:
·изоэнтальпийным расширением сжатого газа (энтальпия i = const), т. е. дросселированием(использование эффекта Джо- уля- Томсона); при дросселировании поток газа непроизводит какой либо работы;
·изоэнтропийным расширениемсжатого газа (энтропия S-const) с отдачей внешней работы; при этом получаютдополнительное количество холода, помимо обусловленного эффектом Джоуля- Томсона,так как работа расширения газа совершается за счет его внутренней энергии.
Как правило, изоэнтальпийноерасширение сжатого газа используется только в аппаратах сжижения малой исредней производительности, в которых можно пренебречь некоторым перерасходом энергии.Изоэнтропийное расширение сжатого газа используется в аппаратах большойпроизводительности (в промышленных масштабах).
Сжижение природного газа на основевнешнего охлаждения может достигаться следующими способами:
·использованием криогенераторовСтирлинга, Вюлемье-Такониса и т.д; рабочими телами данных криогенераторовявляется, как правило, гелий и водород, что позволяет при совершении замкнутоготермодинамического цикла достигать температуры на стенке теплообменника нижетемпературы кипения природного газа;
·использованием криогенных жидкостей с температурой кипения ниже, чем у природного газа,например жидкого азота, кислорода и т. д.;
·использованием каскадного цикла с помощью различных холодильных агентов (пропана, аммиака,метана и т. д.); при каскадном цикле газ легко поддающийся сжижению путемкомпримирования, при испарении создает холод, необходимый для понижениятемпературы другого трудносжижаемого газа.
После сжижения спг помещается вспециально изолированные
огромные резервуары хранения, а затемзагружается в танкеры-газовозы для транспортировки. За это времятранспортировки небольшая часть СПГ неизменно «выпаривается» и можетиспользоваться в качестве топлива для двигателей танкера. На газовозах возможноиспользование в качестве топлива как метана, так и мазута. По достижениитерминала потребителя сжиженный газ разгружается и помещается в резервуарыхранения.
Прежде чем пустить спг вупотребление, его вновь приводят в газообразное состояние на станциирегазификации. После регазификации природный газ используется так же, как игаз, транспортируемый по газопроводам.
Приемный терминал спг — менее сложноесооружение, чем завод сжижения, и состоит главным образом из причала, сливной эстакады,резервуаров хранения, установок обработки газов испарения из резервуаров и узлаучета.
В течение последнего десятилетиястоимость производства и транспортировки спг снизилась на 35-50 %. В среднемпроизводство 1 T/r сейчас составляет $ 250/т для базового завода и $ 175/т для расширениямощности имеющейся производственной линии по сравнению с $ 500 в ранний период1965-1970 годов и $ 300-400 в 1970-1980-x годах. Большое значение для сниженияудельных затрат имеет размер проекта. Средняя мощность одной производственнойлинии выросла с 1 млн т/г. в 1960-х годах до почти 3 млн т/г в 2000 году. В тоже время количество производственных линий на одном предприятии уменьшается.Сегодня стандартные производственные линии имеют мощность 4-4,8 млн т/г.(например, 4-я и 5-я линии на заводе в Нигерии). Существенно повлияли наэкономику производства спг технологические достижения, в первую очередь использованиегазовых турбин взамен паровых. Свой вклад внесли практика интеграции терминаловспг и электрогенерирующих предприятий, а также такие дополнительные факторы,как оптимизированная конфигурация оборудования, большие по объему и меньшие поколичеству емкости для хранения газа и т. п.
Снижается и стоимость транспортировкиспг. Всего в 2003 году во всем мире курсировали 149 специализированных танкеровпо перевозке сжиженного природного газа, причем 24 сошли со стапелей впоследние полтора года. Стоимость одного судна сократилась с $ 250 млн в 1991году до $ 160-170 млн сегодня. Произошло это за счет конкуренции по мерепоявления новых судостроительных заводов, внедрения новых технологий и большихразмеров судов.
Сегодня строятся танкерыводоизмещением 138000-140000 м3 и готовятся к выпуску размером200000 м' И даже 300000 м3 (по Катарским проектам).
4. Морскаятранспортировка сжиженного природного газаВ настоящее время Россия экспортируетприродный газ по системам экспортных газопроводов. Перекачка газа на экспорт погазопроводам имеет существенные недостатки:
·рынки сбыта газа жестко привязаны к существующим газопроводам;
·большие потери от прокачки газа по территории третьих стран (пропавший газ натерритории Украины);
·зависимость от политической ситуации в странах, по чьей территории проходятгазопроводы (при экспорте российского газа, газопроводы пересекают границы 14 государств);
Наряду с газопроводным транспортомприродного газа за рубежом широко применяется морской транспорт для перевозкиприродного газа в сжиженном состоянии танкерами-газовозами. Многолетний опытиспользования зарубежного танкерного флота спг показал его безопасность инадежность эксплуатации.
Газовозами называются суда,перевозящие наливом сжиженные газы и подпадающие под действие МеждународногоКода постройки и оборудования судов, перевозящих сжиженные газы наливом.
Традиционно эти суда разделяются насуда-газовозы, перевозяшие сжиженные природные газы (спг — LNG) и насуда-газовозы, перевозящие сжиженные нефтяные газы (снг — LPG). Различие вконструкции этих судов определяется свойствами перевозимого груза и способомего транспортировки.
Суда-газовозы некоторых типов весьмасхожи с танкерами. Отличает их от последних высокий надводный борт и наличие втрюмном пространстве специальных резервуаров — грузовых танков, рассчитанных начрезвычайно низкие температуры. Указанные конструктивные особенностиобусловлены свойствами груза: низкой температурой и относительной по сравнениюс нефтью легкостью.
Первые перевозки сжиженных газовморем состоялись в 1929- 1930 гг: с этой целью в Англии был переоборудовантанкер «Мегара» дедвейтом около 11 тыс. тонн. Первый специальноспроектированный газовоз «Расмус Толструм» дедвейтом всего 445 т был создан в1953 г. в Швеции. В течении 40 лет специализированные суда строились специальнодля каждого отдельного проекта.
Вместимость первыхтанкеров-метановозов составляла 27,4 тыс. м3 СПГ (примерно 16,5 млнм3 газа при нормальных условиях).
Первые исследования экономическойцелесообразности морских пере возок были выполнены американскими и французскимифирмами в середине 60-х гг. прошлого века при выборе оптимального решения опутях транспортировки газа из Алжира в Западную Европу. Технико-экономическиерасчеты показали, что при годовом объеме транспорта газа до 1О млрд м3и расстоянии перевозки свыше 1500 км, доставка сжиженного газа в морскихтанкерах (с учетом расхода на сжижение и регазификацию) становится болеерентабельной, чем трубопроводный транспорт со сложным переходом черезСредиземное море.
Правительства стран, участвующих вреализации проектов СПГ, поддерживают эти проекты благодаря благоприятномузаконодательству, системе налогообложения и условиям производства и доставкитовара, гарантирования определенного уровня цен на СПГ и условий поставки.
В России транспортировка ПГ всжиженном состоянии от месторождений, расположенных на Арктическом шельфе,представляется наиболее экономически целесообразной.
В будущем все основные российскиегазовые месторождения будут располагаться именно в таких районах. Чтообуславливает необходимость крупных заводов по производству СПГ в местахперспективных месторождений. Морская добыча газа становится основой газовойпромышленности России. Крупнейшие российские проекты по увеличению добычи газасвязаны с использованием потенциалаконтинентального шельфа. Первым в арктических морях планируется разработкаШтокмановского месторождения, расположенного в центральной части Баренцеваморя, в 550 км к северо-востоку от Мурманска, на глубине около 350 м. Его пускв эксплуатацию ожидается в первое десятилетие этого века. Уровень добычи впервое время составит 22,5 млрд м3/год с последующим наращиванием доустойчивого показателя 90 млрд м3/год. Общая стоимость проекта дляполной разработки месторождения составляет 25-30 млрд долларов США прифинансировании эксплуатационных расходов в размере 700 млн долларов США в год.
Перспективной считается также добычагаза на шельфе Сахалина по проектам международных консорциумов. В качестве основноговарианта транспортировки природного газа согласована его перевозка в виде СПГморскими судами-метановозами в Японию.
С производством СПГ связана и разработкаодного из наиболее перспективных газовых месторождений Ямальского п-ова, расположенногов районе Харасавэя. При его освоении экономически целесообразнеетранспортировать добытый газ не по газопроводам, а вывозить морским транспортомв виде СПГ в США, поскольку месторождение находится на побережье Карского моря,причем треть его расположена на шельфе. Для этих целей предполагается построитьзавод и морской терминал, которые могли бы обслуживать 20-25 метановозовгрузовместимостью по 125-135 тыс. м3.
В настоящее время в мире существуетнесколько фирм, строящих танкеры-метановозы по различным технологиям. Танкерыпостройки 80-х ГГ. прошлого столетия имеют вместимость 120 тыс. м3СПГ. В этих танкерах СПГ размещается в пяти-шести разделенных автономных отсекахобъемом 30-35 тыс. м3. Теплоизоляция танков с СПГ обеспечиваетиспаряемость на уровне 0,2-0,35 %/сут. от объема. Для обеспечения устойчивостипри порожнем рейсе в наборе корпуса танкера, обычно в бортах и днище, устроеныемкости для балласта — забортной воды. Иное конструктивное решение имеют танкеранемецкой фирмы «Линде».Отсеки танкера заполнены объединенными в группы горизонтальными коллекторами иустановленными вплотную друг к другу цилиндрическими алюминиевыми резервуарамидиаметром 3 м.
За четыре десятилетия отрасли СПГразработано множество конструкций метановозов, но лишь четыре из них могутпретендовать на коммерческую и техническую приемлемость. Среди них двеконструкции «мембранного» типа, разработанные во Франции, и две конструкции«свободного» типа, одна из которых родилась в Норвегии, а другая — в Японии.Норвежская конструкция получила известность благодаря характерным сферическимрезервуарам. При этом наибольшее распространение получили грузовые танкисферического (рис. 4.1) и цилиндрического типа (рис. 4.2).
На терминале сливается не весь газ,небольшой его остаток необходим для того, чтобы резервуары не успели«нагреться» в ожидании нового груза.
Транспортировка СПГ считаетсяпотенциально опасным мероприятием, поэтому не удивительно, что в процессепроектирования, управления и эксплуатации метановозов применяются самые жест- киенормативы техники безопасности. Все метановозы снабжены вторым корпусом идолжны отвечать «Кодексу Международной морской организации (IMO) построительству и оснастке судов, осуществляющих транспорт крупнотоннажных грузовсжиженных газов». В этом кодексе приводятся требования, включающие критериипроектирования и размещения резервуаров, строительные материалы, изоляцию имеры по охране окружающей среды.
Экипажи метановозов проходятспециальную подготовку и обучение, позволяющие безопасно эксплуатировать судно,как в нормальной, так и в аварийной ситуации. Поскольку большинство метановозовходят по строго определенным и постоянным маршрутам, экипажи имеют возможностьхорошо изучить маршрут и найти оптимальные методы и процедуры взаимодействия спортами и сотрудниками береговых терминалов.
В настоящее время на рынкепрактически нет свободных судов- газовозов, тем более не существует метановозовледового класса, необходимых при транспортировке газа из Арктики. Это делаетцелесообразным применение комплексного подхода к реализации проектовтранспортировки сжиженного природного газа, включая строительство не толькозавода и терминала, но и судов усиленного ледового класса и вспомогательногофлота.
Экономичность транспортировкиприродного газа морем по сравнению с трубопроводным транспортом повышается: помере увеличения дальности перевозки (по расчетам, морская перевозка СПГ нарасстояние 5000 км обходится не дороже перекачки по магистральному трубопроводуна расстояние 2500 км).
Дальность перевозок СПГ подчас весьмазначительна и не является препятствием для его экспорта. Расстояние, на котороеосуществляются поставки СПГ из Алжира в Японию, превышает 16 тысяч км. Болеетого, в начале 90-х годов поставки СПГ в Европу осуществлялись по разовымсделкам из Австралии на значительно более далекие расстояния.
5. Применениесжиженного природного газа
В настоящее время за рубежом СПГ восновном предназначен для применения в качестве топлива на крупныхэлектростанциях, для газоснабжения населения и промышленных объектов, покрытияпиковых нагрузок, а также как сырье для химической промышленности. Однако, впоследнее десятилетие обозначилась и наиболее интенсивно развивается еще однаобласть применения СПГ — это использование как универсального моторноготоплива.
Ilрименение сжиженного природногогаза в качестве моторного топлива для различных видов транспортных средств(автомобильного, воздушного, железнодорожного, водного и т. д.) даетэнергетические и экологические преимущества, а также является экономически выгодным,по сравнению с традиционными нефтяными и другими альтернативными видамимоторного топлива.
Ilерспективность использования СПГ вкачестве альтернативного моторного топлива для автотранспорта стало очевиднымдля большинства стран мира. Особенно интенсивно это направление в автомобильнойтехнике развивается в США. В США СПГ как моторное топливо используют более 25 %муниципального транспорта.
Аналогичная ситуация и в ЗападнойЕвропе. Так, во многих городах Германии планируется перевести на СПГмуниципальный транспорт. В Италии принята экологическая программа примененияСПГ на автотранспорте.
Расширяется применение СПГ и наводном транспорте. В Норвегии компания «Statoil» приступила к серийномупроизводству судов на СПГ. В 2003 г. были построены первые два судна.Преимущества СПГ по сравнению с обычным бункерным топливом с экологическойточки зрения очевидны: его использование только на двух судах в течение годасокращает выбросы окислов азота до 120 тонн. Инициатива «Statoil» активноподдерживается министром нефти и энергетики Норвегии, который считает ееначалом полномасштабного перехода судов на СПГ. Экспериментальные суда на СПГ построеныи эксплуатируются в США, Германии и ряде других стран мира. СПГ как моторное топливо широко используетсяи на морских судах-метановозах, предназначенных для перевозки СПГ.
За рубежом расширяется такжеприменение сжиженного природного газа и на железнодорожном транспорте.Многолетняя безаварийная эксплуатация магистральных и маневровых тепловозов наСПГ железнодорожными компаниями «Берлингтон Нозерн», «Моррисон-Кнудсен», «СантаФе», «Юн ион Пасифик» говорят об объективных преимуществах этого вида топлива.
В России широкого применениясжиженный природный газ пока не нашел, т. к. практически отсутствует егопромышленное производство. Однако, уже обсуждаются планы о переводе всегоМосковского общественного транспорта на СПГ. В Москве уже появилось ряд заправочныхстанций, где реализуется сжиженный природный газ (метан). Такие же заправочныестанции можно наблюдать и в Краснодарском крае и в Кабардино-Балкарии.
Новая газовая стратегия Россииназывает в числе приоритетных задач освоение газовых ресурсов на востоке страны, внедрение технологий сжиженияприродного газа, выход и укрепление своих позиций на североамериканском рынкесжиженного газа и рынке Азиатско- Тихоокеанского региона.
В настоящее время в Россииреализуется только один проект строительства завода по сжижению природного газаи морского терминала для его экспорта — на о. Сахалин в рамках проекта «Сахалин- 2».
Существует ряд проектов построительству заводов по сжижению газа и экспортных терминалов на территорииРоссии:
·проектпо строительству СПГ -завода и терминала в Усть-Луге (Финский залив) дляэкспорта газа, который будет поступать по Северо- Европейскому газопроводу;
·проектпо строительству СПГ -завода и терминала для экспорта газа Штокмановскогоместорождения (Баренцево море);
·проектпо строительству СПГ -завода и терминала для экспорта газа Харасовэйскогоместорождения (п-ов Ямал);
·предварительныепланы строительства СПГ -терминала в Архагельске для экспорта западносибирскогогаза, который будет поступать по уже строящемуся газопроводуНюксеница-Архангельск;
·проекткомпании «Приморский газовый терминал» по строительству СПГ-завода и терминалав районе Приморска (Финский залив).
При определении экономическивыгодного места расположения нового терминала и завода по сжижению газа натерритории Российской Федерации необходимо принимать во внимание следующиефакторы:
·расположениеместорождений с запасами природного газа, достаточными для обеспечения сырьемпроизводства СПГ;
·наличиенеобходимой инфраструктуры, в первую очередь газопроводов;
·протяженностьморского транспортного пути до потребителей, а также климатические условия ивозможные политические риски.
С европейской территории Россиисуществуют возможности транспортировки СПГ по Черному, Балтийскому и Арктическимморям. Учитывая расположение газопроводных магистралей на территории РоссийскойФедерации, терминал по отгрузке СПГ может быть расположен рядом с городами Туапсе,Калининград, Приморск, Архангельск, Мурманск, а также на п-ове Ямал (рис. 6.1).
Рассмотрим более подробносуществующие проекты по строительству СПГ-терминалов на территории России, ихпреимущества и недостатки.
6.1 Проект Сахалин-2Проект Сахалин-2 представляет собойсамый крупный проект на основе иностранных инвестиций, реализуемый в России внастоящее время.
Соглашение о разделе Продукции (СРП)по проекту Сахалин-2 стало первым из подписанных в России соглашений такого родаи первым реально работающим.
Этот проект предусматриваетразработку двух месторождений: Пильтун-Астохского (преимущественно нефти) иЛунского (преимущественно — газ). Суммарные промышленные запасы углеводородовобоих месторождений составляют более 1 миллиарда баррелей (150 миллионов тонн)нефти и более 500 миллиардов кубических метров природного газа. Строительствозавода СПГ уже завершено.
Оператор проекта — компания Sakhalin Епеrgу (Shell SakhalinHoldings — 55 %, Mitsyi Sakhalin Holdings — 25 % и Diamond Gas Sakhalin — 20 %).
Состав сооружений:
· дветехнологические линии производительностью по 4,8 млн тонн в год;
· резервуарный паркобъемом 200 000 м3, состоящий из двух резервуаровобъемом по 100 тыс. мЗ;
· причал длиной 850метров с возможностью приема танкеров от 18 000 мЗ до 145000 м3.
·
6.2. ТуапсеЗначительным преимуществомрасположения СПГ-терминала в районе Туапсе являются климатические условия,позволяющие использовать суда неледового класса для транспорта СПГ. Наличие врайоне предполагаемого строительства терминала магистральных трубопроводовпозволяет обеспечить сырьем будущий СПГ-завод.
Однако, необходимо учесть наличиеограничений при транспортировки опасных грузов через проливы Босфор иДарданеллы, что потребует дополнительных расходов на транспортировку.
Преимущества расположенияСПГ-терминала в районеТуапсе:
· близостьмагистрального газопровода;
· отсутствие льда,возможность использования судов неледового класса.
Недостатки расположения СПГ-терминалав районе Туапсе:
· наличисконкурирующего газопровода «Голубой поток» в 70 км от Туапсе, в настоящее времязаполненного на 30 % из-за малого числа заказчиков;
· ограничения припрохождении турецких проливов;
· возможностьувеличения тарифа за проход турецких проливов;
· возможностьэффективных поставок СПГ только на европейский рынок, характеризующийся сильнойконкуренцией.
· высокиетранспортные расходы при поставках на американский рынок (в сравнении с другими маршрутами);
· необходимостьпроведения дноуглубительных работ.
В совокупности перечисленныенедостатки делают нецелесообразным рассмотрение этого региона в качестве местарасположения СПГ-терминала.
6.3 КалининградПри расположении СПГ-терминала врайоне Калининграда значительные преимущества создает присвоенныйКалининградской области статус свободной экономической зоны, что даетвозможность снизить налоговые выплаты, а также благоприятная ледоваяобстановка, позволяющая использовать суда неледового класса и не привлекатьледокольный флот.
Преимущества расположения СПГ-терминалав районе Калининграда:
· близостьмагистрального газопровода;
· статуссвободной экономической зоны и налоговые льготы;
·отсутствие льда, возможность использования судов неледового класса;
· достаточнаяглубина для использования большегрузных Судов.
Недостатки расположения СПГ-терминалав районе Калининграда.
· присвоениеБалтийскому региону статуса особо охраняемой природной зоны;
·противодействие со стороны правительств и природоохранных органов сопредельныхгосударств при строительстве опасных объектов в регионе;
·возможноеустановление ограничений при прохождении датских проливов;
·необходимостьтранзита сырья через сопредельные государства (по газопроводу Минск-Вильнюс-Каунас-Калининград).
В совокупности эти причины такжеделают нецелесообразным рассмотрение этого региона в качестве местарасположения СПГ- терминала.
6.4 Арктические моря.Наиболее перспективным маршрутомтранспортировки СПГ с территории РФ на западные мировые рынки является такназываемый Северный Путь, берущий свое начало в арктических морях.
В рамках этого регионарассматриваются следующие варианты размещения СПГ-терминалов: в районе городовАрхангельск и Мурманск, а также на полуострове Ямал.
При расположении терминала в районеМурманска протяженность подводящего газопровода будет значительно больше, чемпри расположении терминала в Архангельске. Тем более что строительствомагистрального газопровода на Мурманск пока не планируется Газпромом, в товремя как в недалеком будущем Архангельск будет соединен с существующейгазотранспортной системой уже строящимся газопроводом Нюксеницы-Архангельск,Это существенно снизит затраты на создание транспортной инфраструктуры для поставкигаза на перерабатывающий завод.
При сравнении вариантов расположениятерминала в районе Архангельска и существующих проектов его размещения на п-овеЯмал выявлены существенные преимущества ледовой обстановки Белого моря в районеАрхангельска по сравнению с обстановкой Карского моря (п-ов Ямал):
Таблица 6.4.1
Ледовые характеристикирайонов Архангельска и полуострова Ямал.
Район Архангельска Район п-ова Ямал Лед толщиной до 60 см, припай, при этом отсутствуют ледяные поля. Что позволяет осуществлять работу судов по расписанию с привлечением при необходимости дизельных ледоколов. Тяжелые ледовые условия и постоянная необходимость привлечения мощных атомных ледоколов Возможность использования судов ледового класса ЛУ4 Необходимость использования судов ледового класса ЛУ5 Стоимость ледокольного обеспечения — $ 0,35 за тонну Стоимость ледокольного обеспечения — $ 16,8 за тоннуКак видно из приведенной таблицыледовые условия в районе полуострова Ямал более тяжелые, что повлечет дополнительные фи-ансовые расходы на транспортировку.
В качестве наиболее целесообразногоместа строительства завода по сжижению газа в районе Архангельска выбран о.Мудьюг.
Согласно произведенным оценкам,стоимость строительства комплекса сжижения природного газа и терминала дляэкспорта СПГ на о. Мудьюг производительностью 3,5 млн тонн в год составит $ 1,4млрд (Источник: Годовой отчет компании «ЛУКОЙЛ» за 2004 г.).
Удельная стоимость перевозки СПГбудет снижаться при увеличении объемов перевозимого груза. До проведения работпо реализации проекта строительства СПГ -завода и терминала необходимоопределить приемный терминал и потенциальных потребителей экспортируемого в СШАгаза с целью заключения с ними долго- срочных контрактов на поставку СПГ.
6.5 АрхангельскИз множества рассмотренных вариантовразмещения терминала и завода по сжижению природного газа вблизи Архангельсканаиболее приемлемой зоной принят остров Мудьюг, расположенный вблизиг.Архангельск (Источник: Годовой отчет компании «ЛУКОЙЛ» за 2004 г.).
Преимущества указанногоместоположения СПГ завода и терминала следующие:
· возможностьиспользования существующей инфраструктуры и
· ресурсов г.Архангельск;
расположение объектов вне жилой зоны;
·возможность компактного размещения завода и терминала СПГ;
· близостьпроходного фарватера с глубинами 9-10 метров;
· минимальнаяпротяженность газопровода от города Архангельск до острова Мудьюг;
· действующеенавигационное обеспечение;
·наличие в Архангельском морском пароходстве ледокольного флота для обеспеченияпро водки метановозов;
·в районе терминала устанавливается припайный лед, что благоприятно для работысудов из-за отсутствия сжатия — одного из самых опасных явлений во льдах;
·отсутствие волновых явлений, влияющих на работу судов в районе' терминала влетний период.
Для обустройства терминала истроительства завода производительностью 3,5 млн тонн СПГ В год на о. Мудьюгнеобходимо выполнение следующих работ:
·Дноуглубительные работы на судоходном канале от места установки терминала(южная оконечность острова) с 8-9 метров до 14 метров (осадка газовоза 11,5 м).Протяженность канала 12 км, ширина 250 м. Стоимость работ может бытькомпенсирована Архангельской морской администрацией портов за счет сниженияпортовых сборов. Работы на аналогичных условиях проводятся в порту Калининград.
·«Ковшовый»вырез (искусственная бухта) в прибрежной зоне под строительство терминала.
·фобустройстватерминала СПГ.
Завод сжижения газа, резервуарныйпарк и терминал целесообразно расположить на баржах (рис. 6.5.1).
Наиболее важными преимуществами этойтехнологии сооружения завода и терминала являются следующие:
·сокращениесроков сооружения объекта;
·повышениекачества строительно-монтажных работ за счет использования оборудования ивысококвалифицированного персонала машиностроительных (судостроительных)заводов;
·снижениеобщей стоимости объекта за счет использования блочно-комплектных методовстроительства;
·сокращениепродолжительности пуско-наладочного периода;
·снижениеэксплуатационных издержек за счет более высокого качества монтажа оборудованияи связанного с этим снижения количества отказов в период эксплуатации;
·исключениезатрат на аренду земли;
·уменьшениеэкологического ущерба.
По данным японских фирм, широко использующих этот методстроительства, срок сооружения завода СПГ на плавучем основании, сокращается в1,5-2 раза, а себестоимость строительства снижается на 20 %.
Суммарная емкость хранилищ СПГ припроизводительной мощности завода равной 3,5 млн тонн СПГ В год составит 120тыс. м3.
Для компоновки резервуарного паркацелесообразно установить две(по числу технологических линий сжижения газа)баржи с емкостями по 60 000 мЗ каждая. На рис. 16 представлена схемарас- положения объектов терминала на острове Мудьюг.
Учитывая гидрографические,гидрометеорологические и ледовые условия в предполагаемом районе строительстватерминала, транспортировку сжиженного природного газа должны выполнять газовозыгрузовместимостью 135 000 м' с ледовым классом ЛУ-4 и осадкой 11,5 м.
При выборе конструкции грузовыхцистерн газовозов предпочтение отдаётся вкладным сферическим танкам.Определяющим критерием здесь является надёжность и безопасность транспортировкигаза. Кроме того, в условиях сжатия судна льдами вкладные сферические танки небудут воспринимать деформацию судового корпуса. Приняты во внимание изначительные вибрации и ударные нагрузки при плавании во льдах, при которыхвозможно повреждение танков других конструкций, например, мембранных, такжепри- меняемых при транспортировке СПГ.
Реализация проекта транспортировкивозможна как в варианте интенсивного развития кредитования, так и путёмобоснования создания специализированного акционерного общества с участиемроссийских и зарубежных инвесторов, начинающего производство с минимальнымкредитом и обеспечивающего дальнейшее развитие проекта из средствсамофинансирования.
Для экспорта 3,5 млн тонн СПГ в годнеобходимо 4 метановоза грузовместимостью 135 000 м3 (грузоподъемностью 70 000 тонн).
Работа указанных метановозов во льдахБелого моря может сопровождаться существующим составом ледоколов портаАрхангельск.
При реализации проектаориентировочная стоимость транспортной схемы составит:
· завод сжижения иотгрузочный терминал – 700 млн долл.,
· резервуарныйпарк объемом 120 000 м3 — 72,6 млн долл.,
· 4 метановозаледового класса по 154,5 млн долл. каждый,
· вспомогательный флотв составе трех буксиров- 59 млн долл.
Всего затраты на строительствотерминала и завода по сжижению 3,5 млн т природного газа в год составляет 1,45млрд долл.
Заключение
В России на сегодняшний деньреализуется только один проект строительства завода по сжижению природного газаи морского терминала для его экспорта — на о. Сахалин в рамках проекта«Сахалин-2».
Одной из проблем выхода российскогоСПГ на мировой рынок является наблюдающаяся в последнее время тенденцияудорожания метановозов. По различным оценкам рост стоимости метановозов происходит,в первую очередь, из-за роста цен на металл. До проведения работ по реализации проекта строительстваСПГ завода и терминала необходимо определить приемные терминалы и потенциальныхпокупателей экспортируемого в США газа с целью заключения с ними долгосрочныхконтрактов на поставку СПГ.
Помимо капитальных затрат нареализацию проекта (строительство терминала, танкеров, закупка оборудования идр.) необходимо учесть расходы на организацию пограничного пункта пропуска на терминале и строительстволедоколов. Подобные расходы должно нести государство, но при отсутствиигосударственных средств возможно использование схемы, по которой указанныерасходы будет нести владелец терминала при обеспечении впоследствиигосударством Льгот в расчете портовых сборов.
Разработка месторождений шельфаСахалина в непосредственной близости от активно развивающихся Стран Азиипозволит не только повторить успехи Российского экспорта на Европейскомнаправлении, но и даст толчок устойчивому экономическому росту всего российскогоДальнего Востока.
Список литературы
1. АкимоваИ.Ю. Экспорт российского природного газа: Проблемы и перспективы. М.:Олимп-Бизнес, 2005 г.
2. КасаткинР.Г. Система морской транспортировки сжиженного природного газа из Арктики. М.:Издательство ЛКИ, 2008 г.
3. ЛазаревЛ.я. Сжиженный природный газ – топливо и энергоноситель. М.: НПКФ “ЭКИП”,2006 г.
4. Перспективыи опыт применения СПГ на объектах народного хозяйства. М.: ИРЦ Газпром, 2004 г.
5. ХодорковИ.Л. Сжиженный природный газ в России. М.: НПКФ “ЭКИП”,2007 г.