Материал: Производство сжиженного природного газа

Через определенное время работающий вымораживатель Т11 переводят на отогрев и продувку газом низкого давления из магистрали, а на рабочий режим переводят вымораживатель Т12.

В нашей стране имеется значительное количество ГРС, где редуцируемый газ бесполезно теряет свое давление, а в отдельных случаях в зимний период приходится подводить еще энергию для подогрева газа перед его дросселированием.

В то же время, используя практически бесплатную энергию перепада давления газа, можно получить общественно полезный, удобный и экологически безопасный энергоноситель - сжиженный природный газ, с помощью которого можно газифицировать промышленные, социальные объекты и населенные пункты, не имеющие трубопроводного газоснабжения.

Российские проекты заводов по сжижению природного газа

Проект «Сахалин-2»

Один из крупнейших в мире интегрированных нефтегазовых проектов «Сахалин-2» является масштабным техническим комплексом принципиально нового для России типа. Впервые в истории страны применяется метод сжижения природного газа, причем технологический процесс сжижения газа с применением двойного смешанного хладагента (Double Mixed Refrigerant - DMR) был разработан специально для этого проекта.. Эта технология, являющаяся самой передовой на сегодняшний день, была адаптирована таким образом, чтобы обеспечить максимальную эффективность производства в условиях холодных сахалинских зим при оптимальном режиме работы компрессоров.

Рисунок 3. Сахалин-2

Проект создан «с нуля» и включает освоение двух нефтегазовых месторождений на северо-восточном шельфе острова Сахалин (Пильтун-Астохское и Лунское), добычу нефти и производство сжиженного природного газа и их экспорт.

Впервые в истории российской нефтегазовой отрасли в удаленном регионе с ограниченной инфраструктурой и сложными природно-климатическими условиями одновременно были реализованы шесть крупномасштабных подпроектов. Установлены три крупные добывающие платформы на северо-восточном шельфе Сахалина, построены объединенный береговой технологический комплекс (ОБТК), первый в России завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) на юге острова, терминал отгрузки нефти и система многокилометровых наземных и морских трубопроводов, соединяющих эти объекты.

Суммарные извлекаемые запасы этих двух месторождений составляют порядка 150 млн. т (свыше 1 млрд. баррелей) нефти и 500 млрд. куб. м (18 трлн. куб. футов) газа.

Gazprom Sakhalin Holdings B.V. (дочернее предприятие ОАО «Газпром», 50% плюс одна акция);

Shell Sakhalin Holdings B. V. (дочернее предприятие Royal Dutch Shell plc., 27,5% минус одна акция);

Mitsui Sakhalin Holdings B. V. (дочернее предприятие компании Mitsui & Co. Ltd., 12,5% акций);

Diamond Gas Sakhalin B. V. (дочернее предприятие компании Mitsubishi Corporation, 10% акций).

Еще до окончания строительства вся продукция завода была законтрактована на основе долгосрочных договоров (сроком действия 20 и более лет). Около 65% сахалинского СПГ поставляется покупателям в Японию, являющуюся крупнейшим в мире рынком сбыта СПГ. Остальные объемы СПГ предназначены для потребителей Южной Кореи и Северной Америки.

По результатам работы в 2010 году завод по производству СПГ вышел на проектную производственную мощность. Компания «Сахалин Энерджи» стала полноправным и надежным источником энергии на мировом рынке СПГ, доля компании на нем - 5%.

История осуществления проекта

Говоря об истории создания проекта, нужно отметить, что переговоры по проекту «Сахалин-2» начались в 1988 году. В 1991 году был объявлен победитель тендера на право разработки технико-экономического обоснования (ТЭО), им стал консорциум компаний McDermott (США) и Mitsui (Япония), к которым в 1992 году присоединились Royal Dutch Shell и Mitsubishi. После утверждения в марте 1993 года ТЭО российским правительством, начались переговоры по конкретным условиям проекта. В июне 1994 года между российским правительством и компанией «Sakhalin Energy» было подписано соглашение о разработке проекта. Реализация проекта началась в 1996 году, после принятия соглашения о разделе продукции (СРП). В 1998 году на сахалинском шельфе была установлена платформа ПА-А («Моликпак»), добыча нефти с которой была начата в июле 1999 года.

В ходе второго этапа проекта были построены и введены в эксплуатацию две другие морские платформы, подводные трубопроводы длиной 300 км, соединяющие все три платформы с берегом, наземные нефте- и газопроводы длиной 800 км, объединенный береговой технологический комплекс, терминал отгрузки нефти и первый в России завод по производству СПГ.

В апреле 2007 года ОАО «Газпром» и акционеры компании Sakhalin Energy подписали Соглашение о купле-продаже, в соответствии с которым «Газпром» приобрел 50% плюс одну акцию Sakhalin Energy.

Рисунок 4.Логотип проекта «Сахалин-2»

февраля 2009 г. президент Российской Федерации Д.А. Медведев принял участие в торжественной церемонии запуска первого в России завода по производству сжиженного природного газа (СПГ), построенного компанией «Сахалин Энерджи» на юге острова Сахалин. О стратегической важности проекта «Сахалин-2» для всего Азиатско-Тихоокеанского региона свидетельствует высокий уровень официальных лиц, собравшихся на торжественную церемонию. Среди них - премьер-министр Японии Таро Асо, британский принц Эндрю, герцог Йоркский, министр экономики Королевства Нидерландов Мариа ван дер Хувен, другие высокопоставленные государственные деятели из России и стран-партнеров по реализации проекта (Великобритании, Нидерландов и Японии).

марта 2009 г. первая плановая партия российского сжиженного природного газа (СПГ), произведенного в рамках проекта «Сахалин-2», была успешно отгружена с завода СПГ на специализированное судно-газовоз «Энерджи Фронтиер». Эта партия была доставлена двум основным покупателям сахалинского газа - компаниям «Токио Гэс» и «Токио Электрик».

В январе 2011 г. «Сахалин Энерджи» стала первой и единственной российской компанией, выбранной ООН для участия в новой платформе устойчивого корпоративного лидерства - LEAD, запущенной в рамках Глобального договора ООН.

В феврале 2012 г. отгружена 200-я партия сахалинской нефти с начала круглогодичной добычи, с производственного комплекса «Пригородное».

В марте 2012 г. «Сахалин Энерджи» стала победителем премии «HR-бренд 2011». Это наиболее авторитетная и широко известная российская награда в области управления персоналом.

В апреле 2012 г. главный исполнительный директор «Сахалин Энерджи» Андрей Петрович Галаев назначен членом Правления Глобального Договора ООН. Это высший консультативный орган ООН, состоящий из представителей бизнеса, гражданского общества, международных организаций труда и профсоюзов.

Технологии, применяемые на проекте «Сахалин-2»

«Сахалин-2» - один из крупнейших в мире проектов комплексного освоения нефтяных и газовых месторождений, созданный «с нуля» на Дальнем Востоке России в тяжелых субарктических условиях.

Компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» («Сахалин Энерджи») является оператором проекта «Сахалин-2» в соответствии с Соглашением о разделе продукции, заключенным с Российской Федерацией. Компания была учреждена в 1994 г. с целью разработки Пильтун-Астохского нефтяного и Лунского газового месторождений в Охотском море на шельфе острова Сахалин, расположенного на Дальнем Востоке России.

В процессе реализации запущены в эксплуатацию три морских добывающих платформы, две из которых являются самыми тяжеловесными конструкциями, установленными на море за всю историю мировой нефтегазовой отрасли. Сооружена система морских и наземных трубопроводов, построены объекты для переработки, транспортировки, хранения и отгрузки углеводородов.Источниками природного газа на проекте являются морские месторождения. Для бурения скважин на таких месторождениях используются специальные морские буровые установки. Они устанавливаются на добывающих платформах или на буровых судах. Различают самоподъемные, полупогружные платформы и платформы гравитационного типа.

К настоящему времени на шельфе Сахалина в рамках проекта «Сахалин-2» установлены 3 платформы гравитационного типа. Они оборудованы буровыми окнами и буровыми вышками.

Буровая вышка представляет собой металлическую конструкцию, поддерживающую буровое оборудование и бурильные трубы для скважин. Вышка, расположенная на платформе, в отличие от большинства обычных, защищена от ветра специальным покрытием. Буровые окна - это отверстия в бетонном основании платформы, ведущие к морскому дну. Вышка может перемещаться между ними.

В буровое окно из буровой вышки опускается бур (буровое долото), за которым следуют трубы: долото бурит породу и двигается вниз, трубы опускаются вслед за ним: так формируется скважина. Она необязательно должна быть строго вертикальной: в процессе бурения ствол можно отклонять и достигать таким образом достаточно удаленных участков месторождения.

Одной скважины недостаточно: для правильного обеспечения процесса добычи необходимо пробурить серию добывающих скважин и несколько водонагнетательных скважин. Газ и нефть в пласте находятся под давлением, превышающем атмосферное: при достижении скважиной месторождения сырье начинает вырываться через нее наружу (фонтанировать). Чтобы этот процесс не прекращался, необходимо поддерживать исходное давление в пласте: для этого бурятся дополнительные водонагнетательные скважины, через которые воду закачивают в пласт, что обеспечивает необходимое пластовое давление.

В соответствии с требованиями законодательства компания «Сахалинская энергия» приняла на себя обязательства по экологически безопасному ведению работ в ходе освоения Пильтун-Астохского и Лунского месторождений. Для достижения поставленной цели на платформах в первую очередь были пробурены скважины для закачки отходов бурения и технологических жидкостей. В ходе выполнения программ бурения отработанные буровые отходы (отделенные от углеводородов с помощью специального оборудования) закачиваются в пласты горных пород. Таким образом исключается загрязнение акватории Охотского моря как в ходе буровых работ, так и в процессе эксплуатации морских платформ.

В перспективе для освоения удаленных участков месторождений планируется осуществлять бурение новых скважин со сверхбольшим отходом от вертикали (более 12 км) с имеющихся платформ, а также с помощью самоподъемных буровых установок в арктическом исполнении, что позволит не прекращать процесс строительства скважин в ледовый период.

Основное место добычи газа для проекта «Сахалин-2» - Лунское месторождение, где установлена ледостойкая платформа гравитационного типа «Лунская-А» (ЛУН-А). Добыча газа на ней началась в январе 2009 г.

На других платформах добывается попутный газ, который как используется для производства электричества, так и поступает в систему трубопроводов.

На каждой платформе находятся центры оперативного управления производством и строительством скважин. Работа всей комплексной системы добычи в режиме реального времени с помощью высокоскоростных каналов спутниковой и оптоволоконной связи передается в центр управления производством, находящийся в штаб-квартире компании в Южно-Сахалинске.

Скважины Лунского месторождения - самые большие по диаметру среди всех добывающих скважин в России: колонны насосно-компрессорных труб имеют диаметр 244 мм. Применение подобных скважин позволяет значительно снизить эксплуатационные и капитальные затраты и увеличить объемы добычи. Проектная производительность каждой скважины Лунского месторождения составляет 9-10 млн м³ газа в сутки.

В месторождении имеются скопления слабосцементированных пород: это означает, что с добываемыми углеводородами может происходить вынос песка. Это создает значительный дополнительный риск для работоспособности добывающего оборудования платформы.

Поступивший вместе с сырьем на платформу песок отделяется с помощью специального устройства - сепаратора. Далее он закачивается обратно в пласт через скважину для закачки буровых отходов. Предусматривается три ступени сепарации и рассчитано на подготовку нефти и газа к транспортировке.

Очищенный от песка газ отправляется на берег к Объединенному береговому технологическому комплексу (ОБТК). Это специальное предприятие, предназначенное для подготовки углеводородов к отправке на юг Сахалина по Транссахалинской трубопроводной системе.

Рисунок 5. Проект "Сахалин-2"

Транспортировка в южную часть Сахалина необходима для обеспечения круглогодичного производства. В северной части острова, где ведется добыча, слишком суровые климатические условия, препятствующие доступу обычных видов транспорта. Поэтому была сооружена Транссахалинская трубопроводная система - мощная сеть трубопроводов, включающая в себя подводную и наземную части, по которой сырье через весь остров перекачивается на берег залива Анива на юге острова, практически незамерзающего зимой, которая обеспечивает возможность круглогодичного поступления сырья.

Один из главных элементов трубопроводной системы - Объединенный береговой технологический комплекс (ОБТК). ОБТК - это специализированное перерабатывающее предприятие, имеющее несколько назначений. Общая протяженность подводных трубопроводов составляет 300 км. Они проложены в местах со сложной ледовой обстановкой. Прежде всего оно предназначено для первичной очистки углеводородов, их разделению по видам (сепарации), последующего компримирования (сжатия) и отправки под давлением в пункт назначения. Кроме того, ОБТК производит из части поступившего газа электроэнергию для себя и для платформы ЛУН-А. Для этого в состав комплекса входит энергоустановка мощностью 100 МВт.

На юге Сахалина находится центральная часть всей системы - завод по производству СПГ, терминал отгрузки нефти (ТОН). Пройдя под давлением 800-километровую дистанцию от ОБТК до этого комплекса, природный газ поступает на завод по производству СПГ. Сжижение газа проводится на двух технологических линиях. На заводе СПГ проекта «Сахалин-2» используется специально разработанная компанией «Шелл» технология сжижения газа с применением двойного смешанного хладагента (Double Mixed Refrigerant - DMR), повышающая энергоэффективность производства за счет использования преимуществ холодного сахалинского климата.

Рисунок 6.Месторождения природного газа на Ямале

Ключевым элементом системы безопасности завода является факельная установка. Сжигание на факеле представляет собой процесс, с помощью которого избыточный газ быстро и безопасно подается от завода через вертикальную трубу высотой 125 м (факельный ствол) для незамедлительного воспламенения с помощью «пилотной горелки» - постоянного источника открытого огня, который свидетельствует о нормальной работе.

Основная причина сжигания газа состоит в том, что при этом процессе на окружающую среду оказывается меньшее воздействие, по сравнению с выбросами невоспламененного углеводородного газа.

Резервуар СПГ состоит из нескольких элементов. Внешний резервуар - бетонный, толщина его стен - около 1 м у основания и до 0,5 м вверху. Второй резервуар играет роль пароизоляционного барьера. Он сделан из углеродистой стали и примыкает к внешнему резервуару. Внутренняя емкость построена из специальной 9-процентной никелевой стали, рассчитанной на криогенные температуры. Основное назначение пароизоляционного барьера - препятствовать попаданию кислорода или влаги в резервуар СПГ, а также не допустить попадание испаряющегося газа из резервуара СПГ в атмосферу.