Проблемы и перспективы производства и экспорта российского природного газа

Оглавление

	

	Введение

	1.	История развития производства сжиженного природного газа

	2.	Современное состояние и перспективы развития рынка сжиженного природного газа

	3.	Процесс производства сжиженного природного газа

	4.	Морская транспортировка сжиженного природного газа

	5.	Применение сжиженного природного газа

	6.	Российские проекты по экспорту сжиженного природного газа

	6.1 Проект Сахалин-2

	6.2.	Туапсе

	6.3 Калининград.

	6.4 Арктические моря.

	6.5 Архангельск

	Заключение

	Список литературы.




Введение



Природный газ является одним из важнейших энергоносителей, занимая в структуре потребления третье место после нефти и угля. 

Основными областями применения Природного газа являются промышленность и производство электроэнергии (44% и 31% соответственно). Другими важными сферами его потребления 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:

Сжижение природного газа увеличивает его плотность в 600 раз, что сокращает объем при транспортировке и хранении; 

Появляется возможность создания запасов и их использования по мере необходимости; Нетоксичен, хранится под небольшим избыточным давлением при температуре около 112 К (-161 °C) в емкости с теплоизоляцией; 

Возможность транспортировки на большие расстояния

Сжиженный природный газ(СПГ) - криогенная жидкость с содержанием метана не менее 86% об. (ТУ 05-03-03-85) и температурой кипения от минус 162°С, при регазификации которой из 1м3 получают около 600 м3 газа при нормальных условиях (760 мм рт. ст., 0°С).СПГ является перспективным энергоносителем и обеспечивает экономическую и экологическую эффективность по отношению к другим видам топлива.

В настоящее время наблюдается расширение международной торговли сжиженным природным газом, на его долю приходится свыше 26% мировых внешнеторговых поставок Природного Газа, что составляет 7% его мирового потребления. Ожидается, что к 2020 г. этот показатель удвоится и достигнет 14%.Крупнейшие мощности по производству сжиженного природного газа в настоящее время сосредоточены в Юго-Восточной Азии, однако наиболее динамичное их расширение наблюдается в Африке и на ближнем Востоке.

В данной работе мы познакомимся с историей развития рынка сжиженного природного газа, с его современным состоянием и перспективами развития, рассмотрим процесс производства СПГ, а также его морской транспортировки, узнаем, где применяют СПГ. И самое главное, проведем анализ перспективных проектов по созданию СПГ-терминалов в России.




История развития производства сжиженного природного газа



О сжижении природного газа стали серьезно думать после открытия в 20...30-х годах этого столетия в США 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 по железным дорогам и в наливных судах. Однако первая промышленная установка по производству жидкого метана была сооружена для других целей. В 1941 г. в Кливленде (США) построен завод сжижения для покрытия суточных «пиковых» нагрузок потребления газа в зимнее время.

Завод проработал немногим более трех лет, когда страшная катастрофа прекратила его существование. Произошел разрыв резервуара, и 4000 кубометров сжиженного газа вытекло, испарилось и вспыхнуло. При аварии погибло 128 человек, 400 было ранено. Четыре дня бушевал пожар. Он причинил огромный материальный ущерб.

В Советском Союзе в 1954 г на Московском заводе сжижения природного газа ввели в эксплуатацию установку, рассчитанную на производство 25 тыс. тонн СПГ в год. Тогда же был успешно проведен комплекс работ по применению жидкого газа в качестве топлива в автомобильных двигателях. Однако вскоре были открыты крупные месторождения нефти, и проблема использования сжиженного газа потеряла актуальность.

Первый в России завод по производству СПГ на Сахалине, торжественная церемония запуска которого состоялась 18 февраля 2009 года, состоит из двух технологических линий производительностью 4,8 миллиона тонн СПГ в год каждая. После выхода завода на проектную мощность (9,6 млн т/год), который ожидается в 2010 году, управлять высокоавтоматизированным производством будут всего 300 человек.

Строительство этого масштабного объекта началось в августе 2003 года. В период наибольшей интенсивности строительных работ в них было задействовано около 10 тысяч рабочих и специалистов из более чем 40 стран. На построенном на Сахалине заводе СПГ используется специально разработанная технология сжижения газа с применением двойного смешанного хладагента, повышающая энергоэффективность производства за счет использования преимуществ холодного сахалинского климата.

Еще до окончания строительства вся продукция завода СПГ была законтрактована на основе долгосрочных договоров (со сроком действия 20 и более лет). Около 65% сахалинского СПГ будет поставляться 9 покупателям в Японии, являющейся крупнейшим в мире рынком сбыта СПГ. Остальное количество (примерно в равных долях) предназначено для Южной Кореи и Северной Америки (СПГ будет прибывать на терминал в Мексике, откуда бóльшая часть газа, уже после регазификации, будет поставляться в США). СПГ открывает новые для России рынки энергоресурсов в Азии и Америке и будет способствовать укреплению двусторонних торгово-экономических отношений России со странами АТР, позволяя этим странам диверсифицировать источники поставок газа и в меньшей степени зависеть от поставок из других стран. В частности, доля сахалинского газа в объеме потребления СПГ в Японии составит до 8%.




Современное состояние и перспективы развития рынка сжиженного природного газа



К настоящему времени в мире известно о тридцати проектах сооружения новых заводов по сжижению природного газа и семи проектах по расширению мощности существующих предприятий. Суммарно они охватывают около 350 млрд м3 (248 млн тонн) СПГ, которые могут появиться на мировом рынке к 2010 году. И это помимо уже действующих контрактов объемом 178 млрд м3.

Будущее, по оценкам аналитиков, именно за СПГ. Уже сегодня это одна из наиболее активно развивающихся отраслей в энергетике: если мировое потребление обычного газа растет на 2,4% в год, то СПГ - на 10% в год. К 2020 году его доля составит около 35% в мировой торговле газом, а к 2030 году может превысить 60%.

Производство СПГ в мире стимулируется, прежде всего, необходимостью транспортировки топлива в страны, занимающие невыгодное географическое положение с точки зрения экспортера. По мере увеличения дальности перевозки, дешевле становится перевозить газ танкерами, а не перекачивать его по магистральному трубопроводу. Сжижение природного газа увеличивает его плотность в сотни раз, что сокращает объем при транспортировке и хранении. Кроме того, доставка природного газа в виде СПГ позволяет уйти от проблем, связанных с транзитом и переговорами по транспортным маршрутам.

России с ее амбициозными планами вряд ли в ближайшее время удастся составить сильную конкуренцию "старожилам" рынка СПГ. В настоящее время 44% мирового экспорта этого вида топлива производится в азиатских странах. Африка по этому показателю занимает второе место в мире: ее доля составляет 25%, у стран Среднего Востока - 21%, Австралии - 6% и Америки - 4%. Ведущие мировые поставщики СПГ - Катар, Индонезия, Малайзия, Алжир и Тринидад и Тобаго. По прогнозам специалистов, к 2015 году Индонезию и Алжир на втором и третьем месте сменят наращивающие темпы производства СПГ Нигерия и Австралия.

А вот самый крупный экспортер СПГ в мире - Катар, скорее всего, лишь закрепит за собой лидерство на этом рынке. Так, в начале апреля катарская государственная компания Qatargas запустила первую производственную линию самого большого в мире завода по сжижению газа. Топливо с завода Qatargas-2, на строительство которого ушло около 13 млрд долларов США, будет поставляться в основном в Великобританию. Объемы производства нового катарского предприятия должны составить 15,6 млн тонн сжиженного газа в год.

На этом руководство страны останавливаться не собирается. На конец следующего года запланирован пуск еще двух проектов - Qatargas-3 и Qatargas-4. Ежегодная мощность каждого из них - около 7,8 млн тонн голубого топлива, основная масса которого пойдет в США и Европу. В целом Катар планирует к 2012 году увеличить производство СПГ с текущих 31 миллиона до 77 млн тонн. Руководство Qatargas пытается превратить компанию из регионального в глобального поставщика газа, охватив рынки стран Европы и Северной Америки, а также расширив список своих азиатских клиентов.

Новый завод мощностью 10,49 млрд кубометров должен открыться и в Индонезии, другом ведущем мировом поставщике СПГ. Первые поставки топлива потребителям в Китае и США запланированы на июнь. В середине апреля в число производителей сжиженного газа должен войти и Йемен, где будет запущен завод проектной мощностью 9,25 млрд кубометров в год.

Топ-экспортером СПГ стремится стать и Иран, на территории которого расположено одно из крупнейших газовых месторождений в мире - Южный Парс. Переговоры по его разработке и строительству завода по сжижению газа уже в течение нескольких лет ведет французская компания Total. Изначально запуск проекта Pars LNG планировался на начало 2006 года. Однако на пути развития производства СПГ в Иране стоят политические проблемы, связанные с ядерной программой страны. Санкции США лишают Иран возможности пользоваться новейшими технологиями западных компаний, столь важными для процедуры сжижения газа.

Впрочем, пока производством СПГ Иран занимается самостоятельно. Не так давно страна подписала договор с Индией о поставках иранского сжиженного газа в течение будущих 25 лет. Планируется, что ежегодно Дели будет получать от Тегерана около 5 млн тонн сжиженного топлива.

Самый активный потребитель СПГ сегодня - это Япония. Страна закупает до 85% природного газа в сжиженном состоянии. Среди других ведущих импортеров - Южная Корея, Испания и США.

В Америке доля СПГ в общем газопотреблении составляет более 25%. В течение ближайших 20 лет потребление природного газа в США будет ежегодно расти на 1,5%. При этом собственная добыча в стране падает. К 2010 году Штаты планируют закупать около 42 млн тонн СПГ, а еще через десять лет - уже около 85 млн тонн.

Российский газовый гигант не может оставаться в стороне от открывающихся перспектив по завоеванию американского рынка и в течение нескольких лет ведет борьбу за получение на нем своей доли. 

Еще в мае 2008 года дочерняя структура "Газпрома" Gazprom Marketing and Trading USA законтрактовала 100% мощностей проектируемого терминала по приему СПГ Rabaska в Канаде для поставок газа, производимого в рамках осуществления штокмановского проекта. Через канадскую границу можно будет осуществлять поставки непосредственно в США. Участие компании в регазификационном терминале Rabaska стало первыми крупными инвестициями "Газпрома" в Америке. 

В ближайшее время инвестициям в проекты СПГ, по оценкам специалистов, может помешать глобальный экономический 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-трех лет превышать спрос на него. Увеличение производства СПГ за счет запуска проектов в России и Катаре в сочетании с экономическим кризисом только ухудшат положение 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 2020 году дефицит в 120 млн тонн. 

Пересмотр "Газпромом" стратегии развития технологий по сжижению газа в свете таких перспектив вполне понятен и обоснован. К 2030 году, по планам компании, Россия намерена ежегодно поставлять на рынок около 90 млн тонн газа в сжиженном виде. Однако в общем объеме поставок российского голубого топлива это составит максимум 20%. Для России производство СПГ вряд ли станет полной альтернативой трубопроводной сети. Дело в том, что производство СПГ при всех его преимуществах перед газом "из трубы" - довольно дорогое и требует колоссальных затрат на инфраструктуру: необходимо строительство заводов, терминалов, танкеров-газовозов. Окупиться такие проекты могут минимум через 10-15 лет при поставках произведенного газа на дальние расстояния. 

Поставлять такой газ в соседнюю Западную Европу экономически не выгодно. В то же время реализация проектов по сжижению газа могут стать прекрасной возможностью для дальнейшей экспансии "Газпрома" в мире и "захвата" новых территорий, таких как рынки Северной Америки и Азиатско-Тихоокеанского региона. Впрочем, невероятные перспективы в них видятся не только из России. Наряду с Москвой увеличивают инвестиции в производство СПГ и в Дохе, Джакарте и Куала-Лумпу




Процесс производства сжиженного природного газа



Сжиженный природный газ не токсичен, химически не активен; удельная теплота сгорания - 12 тыс. ккал/кг, а октановое число (l 05-1 07 единиц) на 13 % - 15 % выше, чем у бензина, однако он почти в 2 раза легче бензина. В продуктах его сгорания содержится в 1 О раз меньше окиси углерода и в 2 раза - окислов азота. 

Для перевода из газообразного в жидкое состояние природный газ подвергается осушке и очистке и охлаждается до температуры минус 150-160°С на специальных установках и заводах, размещаемых в доступных для морских судов районах побережья. Перевозка СПГ, плотность которого в результате глубокого охлаждения увеличивается в 600-640 раз, осуществляется на специально оборудованных танкерах -метановозах, совершающих челночные рейсы между отгрузочными терминалами и создаваемыми в портах назначения причалами для их приема, где имеются специальные установки по регазификации. 

Процесс передачи сжиженного природного 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 его сжижению; 

обработка, сжижение ПГ, хранение и погрузка СПГ на специализированные танкеры-метановозы; 

морская транспортировка СПГ; 

разгрузка СПГ на приемном терминале, хранение, рега:зификация и поставка конечным потребителям по газопроводам. 

Эти четыре этапа взаимозависимы друг от друга и составляют цепочку, неразрывно связывающую газовую скважину с конечным потребителем. 

Завод по сжижению природного газа представляет собой крупный промышленный комплекс, состоящий из установок подготовки и сжижения природного газа, резервуаров хранения, оборудования для загрузки на танкеры, причала и целого ряда вспомогательных хозяйств, призванных удовлетворять потребности завода в электроэнергии и воде для охлаждения. 

Преобразование природного газа в жидкое состояние осуществляется в несколько этапов. Сначала удаляются все примеси - прежде всего двуокись углерода, а иногда и минимальные остатки соединений серы. Затем извлекается вода, которая в противном случае может превратиться в ледяные кристаллы и закупорить установку сжижения. 

Следующий этап - удаление большинства тяжелых углеводородов, после чего остаются главным образом метан и этан. Затем газ постепенно охлаждается, обычно с помощью двухцикличного процесса охлаждения, до тех пор, пока его температура не достигнет приблизительно минус 160 градусов С. Тогда он и становится жидкостью при атмосферном давлении. 

Сжижение природного газа возможно лишь при охлаждении его ниже критической температуры. При более высоких температурах газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Для сжижения природного газа при температуре, равной критической (Т = Т кр), давление его должно быть равным или больше критического, т. е. Р > Ркт. При сжижении природного газа под давлением ниже критического (Р < Ркт) температура газа должна быть ниже критической. 

Для сжижения природного газа могут быть использованы как принципы внутреннего охлаждения, когда природный газ сам выступает в роли рабочего тела, так и принципы внешнего охлаждения, когда для охлаждения и конденсации природного газа используются вспомогательные криогенные газы с более низкой температурой кипения (например кислород, азот, гелий). В последнем случае теплообмен между природным газом и вспомогательным криогенным газом происходит через теплообменную поверхность. 

При промышленном производстве СПГ наиболее эффективными являются циклы сжижения с использованием внешней холодильной установки (принципы внешнего охлаждения), работающей на углеводородах или азоте, при этом сжижается почти весь природный газ. Широкое распространение получили циклы на смесях хладагентов, где чаще других используется однопоточный каскадный цикл, у которого удельный расход энергии составляет 0,55-0,6 кВт' ч/кг СПГ.

В установках сжижения небольшой производительности в качестве холодильного агента используется ожижаемый природный газ, в этом случае применяют более простые циклы: с дросселированием, детандером, вихревой трубой и др. В таких установках коэффициент сжижения составляет 5-20 %, а природный газ необходимо предварительно сжимать в компрессоре. 

Сжижение природного газа на основе внутреннего охлаждения может достигаться следующими способами: 

изоэнтальпийным расширением сжатого газа (энтальпия i = const), т. е. дросселированием (использование эффекта Джо- уля- Томсона); при дросселировании поток газа не производит какой либо работы; 

изоэнтропийным расширением сжатого газа (энтропия S-const) с отдачей внешней работы; при этом получают дополнительное количество холода, помимо обусловленного эффектом Джоуля- Томсона, так как работа расширения газа совершается за счет его внутренней энергии. 

Как правило, изоэнтальпийное расширение сжатого газа используется только в аппаратах сжижения малой и средней производительности, в которых можно пренебречь некоторым перерасходом энергии. Изоэнтропийное расширение сжатого газа используется в аппаратах большой производительности (в промышленных масштабах). 

Сжижение природного газа на основе внешнего охлаждения может достигаться следующими способами: 

использованием криогенераторов Стирлинга, Вюлемье-Такониса и т.д; рабочими телами данных криогенераторов является, как правило, гелий и водород, что позволяет при совершении замкнутого термодинамического цикла достигать температуры на стенке теплообменника ниже температуры 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 путем компримирования, при испарении создает холод, необходимый для понижения температуры другого трудносжижаемого газа. 

После сжижения спг помещается в специально изолированные 

огромные резервуары хранения, а затем загружается в танкеры-газовозы для транспортировки. За это время транспортировки небольшая часть СПГ неизменно «выпаривается» и может использоваться в качестве топлива для двигателей танкера. На газовозах возможно использование в качестве топлива как метана, так и мазута. По достижении терминала потребителя сжиженный газ разгружается и помещается в резервуары хранения. 

Прежде чем пустить спг в употребление, его вновь приводят в газообразное состояние на станции регазификации. После регазификации природный газ используется так же, как и газ, транспортируемый по газопроводам. 

Приемный терминал спг - менее сложное сооружение, чем завод сжижения, и состоит главным образом из причала, сливной эстакады, резервуаров хранения, установок обработки газов испарения из резервуаров и узла учета. 

В течение последнего десятилетия стоимость производства и транспортировки спг снизилась на 35-50 %. В среднем производство 1 T/r сейчас составляет $ 250/т для базового завода и $ 175/т для расширения мощности имеющейся производственной линии по сравнению с $ 500 в ранний период 1965-1970 годов и $ 300-400 в 1970-1980-x годах. Большое значение для снижения удельных затрат имеет размер проекта. Средняя мощность одной производственной линии выросла с 1 млн т/г. в 1960-х годах до почти 3 млн т/г в 2000 году. В то же 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 на экономику производства спг технологические достижения, в первую очередь использование газовых турбин взамен паровых. Свой вклад внесли практика интеграции терминалов спг и электрогенерирующих предприятий, а также такие дополнительные факторы, как оптимизированная конфигурация оборудования, большие по объему и меньшие по количеству емкости для хранения газа и т. п. 

Снижается и стоимость транспортировки спг. Всего в 2003 году во всем мире курсировали 149 специализированных танкеров по перевозке сжиженного природного газа, причем 24 сошли со стапелей в последние полтора года. Стоимость одного судна сократилась с $ 250 млн в 1991 году до $ 160-170 млн сегодня. Произошло это за счет конкуренции по мере появления новых судостроительных заводов, внедрения новых технологий и больших размеров судов.

 Сегодня строятся танкеры водоизмещением 138000-140000 м3 и готовятся к выпуску размером 200000 м' И даже 300000 м3 (по Катарским проектам). 



Морская транспортировка сжиженного природного газа



В настоящее время Россия экспортирует природный газ по системам экспортных газопроводов. Перекачка газа на экспорт по газопроводам имеет существенные недостатки: 

 рынки сбыта газа жестко привязаны к существующим газопроводам; 

 большие потери от прокачки газа по территории третьих стран (пропавший газ на территории Украины); 

 зависимость от политической ситуации в странах, по чьей территории проходят газопроводы (при экспорте российского газа, газопроводы пересекают границы 14 государств); 

Наряду с газопроводным транспортом природного газа за рубежом широко применяется морской транспорт для перевозки природного газа в сжиженном состоянии танкерами-газовозами. Многолетний опыт использования зарубежного танкерного флота спг показал его безопасность и надежность эксплуатации. 

Газовозами называются суда, перевозящие наливом сжиженные газы и подпадающие под действие Международного Кода постройки и оборудования судов, перевозящих сжиженные газы наливом. 

Традиционно эти суда разделяются на суда-газовозы, перевозяшие сжиженные природные газы (спг - LNG) и на суда-газовозы, перевозящие сжиженные нефтяные газы (снг - LPG). Различие в конструкции этих судов определяется свойствами перевозимого груза и способом его транспортировки.

Суда-газовозы некоторых типов весьма схожи с танкерами. Отличает их от последних высокий надводный борт и наличие в трюмном пространстве специальных резервуаров - грузовых танков, рассчитанных на чрезвычайно низкие температуры. Указанные конструктивные особенности обусловлены свойствами груза: низкой температурой и относительной по сравнению с нефтью легкостью. 

Первые перевозки сжиженных газов морем состоялись в 1929- 1930 гг: с этой целью в Англии был переоборудован танкер «Мегара» дедвейтом около 11 тыс. тонн. Первый специально спроектированный газовоз «Расмус Толструм» дедвейтом всего 445 т был создан в 1953 г. в Швеции. В течении 40 лет специализированные суда строились специально для каждого отдельного проекта. 

Вместимость первых танкеров-метановозов составляла 27,4 тыс. м3 СПГ (примерно 16,5 млн м3 газа при нормальных условиях). 

Первые исследования экономической целесообразности морских пере возок были выполнены американскими и французскими фирмами в середине 60-х гг. прошлого века при выборе оптимального решения о путях транспортировки газа из Алжира в Западную Европу. Технико-экономические расчеты показали, что при годовом объеме транспорта газа до 1О млрд м3 и расстоянии перевозки свыше 1500 км, доставка сжиженного газа в морских танкерах (с учетом расхода на сжижение и регазификацию) становится более рентабельной, чем трубопроводный транспорт со сложным переходом через Средиземное море. 

Правительства стран, участвующих в реализации проектов СПГ, поддерживают эти проекты благодаря благоприятному законодательству, системе налогообложения и условиям производства и доставки товара, гарантирования определенного уровня цен на СПГ и условий поставки. 

В России транспортировка ПГ в сжиженном состоянии от месторождений, расположенных на Арктическом шельфе, представляется наиболее экономически целесообразной.

В будущем все основные российские газовые месторождения будут располагаться именно в таких районах. Что обуславливает необходимость крупных заводов по производству СПГ в местах перспективных месторождений. Морская добыча газа становится основой газовой промышленности России. Крупнейшие российские проекты по увеличению добычи газа связаны с использованием потенциала континентального шельфа. Первым в арктических морях планируется разработка Штокмановского месторождения, расположенного в центральной части Баренцева моря, в 550 км к северо-востоку от Мурманска, на глубине около 350 м. Его пуск в эксплуатацию ожидается в первое десятилетие этого века. Уровень добычи в первое время составит 22,5 млрд м3/год с последующим наращиванием до устойчивого показателя 90 млрд м3/год. Общая стоимость проекта для полной разработки месторождения составляет 25-30 млрд долларов США при финансировании эксплуатационных расходов в размере 700 млн долларов США в год. 

Перспективной считается также добыча газа на шельфе Сахалина по проектам международных консорциумов. В качестве основного варианта транспортировки природного газа согласована его перевозка в виде СПГ морскими судами-метановозами в Японию. 

 С производством СПГ связана и разработка одного из наиболее перспективных газовых месторождений Ямальского п-ова, расположенного в районе Харасавэя. При его освоении экономически целесообразнее транспортировать добытый газ не по газопроводам, а вывозить морским транспортом в виде СПГ в США, поскольку месторождение находится на побережье Карского моря, причем треть его расположена на шельфе. Для этих целей предполагается построить завод и морской терминал, которые могли бы обслуживать 20-25 метановозов грузовместимостью по 125-135 тыс. м3. 

В настоящее время в мире существует несколько фирм, строящих танкеры-метановозы по различным технологиям. Танкеры постройки 80-х ГГ. прошлого столетия имеют вместимость 120 тыс. м3 СПГ. В этих танкерах СПГ размещается в пяти-шести разделенных автономных отсеках объемом 30-35 тыс. м3. Теплоизоляция танков с СПГ обеспечивает испаряемость на уровне 0,2-0,35 %/сут. от объема. Для обеспечения устойчивости при порожнем рейсе в наборе корпуса танкера, обычно в бортах и днище, устроены емкости для балласта - забортной воды. Иное конструктивное решение имеют танкера немецкой фирмы «Линде». Отсеки танкера заполнены объединенными в группы горизонтальными коллекторами и установленными вплотную друг к другу цилиндрическими алюминиевыми резервуарами диаметром 3 м. 

За четыре десятилетия отрасли СПГ разработано множество конструкций метановозов, но лишь четыре из них могут претендовать на коммерческую и техническую приемлемость. Среди них две конструкции «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 сферическим резервуарам. При этом наибольшее распространение получили грузовые танки сферического (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 считается потенциально опасным мероприятием, поэтому не удивительно, что в процессе проектирования, управления и эксплуатации метановозов применяются самые жест- кие нормативы техники безопасности. Все метановозы снабжены вторым корпусом и должны отвечать «Кодексу Международной морской организации (IMO) по строительству и оснастке судов, осуществляющих транспорт крупнотоннажных грузов сжиженных газов». В этом кодексе приводятся требования, включающие критерии проектирования и размещения резервуаров, строительные материалы, изоляцию и меры по охране окружающей среды. 

Экипажи метановозов проходят специальную подготовку и обучение, позволяющие безопасно эксплуатировать судно, как в нормальной, так и в аварийной ситуации. Поскольку большинство метановозов ходят по строго определенным и постоянным маршрутам, экипажи имеют возможность хорошо изучить маршрут и найти оптимальные методы и процедуры взаимодействия с портами и сотрудниками береговых терминалов. 

В настоящее время на рынке практически нет свободных судов- газовозов, тем более не существует метановозов ледового класса, необходимых при транспортировке газа из Арктики. Это делает целесообразным применение комплексного подхода к реализации проектов транспортировки сжиженного природного газа, включая строительство не только завода и терминала, но и судов усиленного ледового класса и вспомогательного флота. 

Экономичность транспортировки природного газа морем по сравнению с трубопроводным транспортом повышается: по мере увеличения дальности перевозки (по расчетам, морская перевозка СПГ на расстояние 5000 км обходится не дороже перекачки по магистральному трубопроводу на расстояние 2500 км).

Дальность перевозок СПГ подчас весьма значительна и не является препятствием для его экспорта. Расстояние, на которое осуществляются поставки СПГ из Алжира в Японию, превышает 16 тысяч км. Более того, в начале 90-х годов поставки СПГ в Европу осуществлялись по разовым сделкам из Австралии на значительно более далекие расстояния. 

 




Применение сжиженного природного газа



В настоящее время за рубежом СПГ в основном предназначен для применения в качестве топлива на крупных электростанциях, для газоснабжения населения и промышленных объектов, покрытия пиковых нагрузок, а также как сырье для химической промышленности. Однако, в последнее десятилетие обозначилась и наиболее интенсивно развивается еще одна область применения СПГ - это использование как универсального моторного топлива. 

Ilрименение сжиженного природного газа в качестве моторного топлива для различных видов транспортных средств (автомобильного, воздушного, железнодорожного, водного и т. д.) дает энергетические и экологические преимущества, а также является экономически выгодным, по сравнению с традиционными нефтяными и другими альтернативными видами моторного топлива. 

Ilерспективность использования СПГ в качестве альтернативного моторного топлива для автотранспорта стало очевидным для большинства стран мира. Особенно интенсивно это направление в автомобильной технике развивается в США. В США СПГ как моторное топливо используют более 25 % муниципального транспорта. 

Аналогичная ситуация и в Западной Европе. Так, во многих городах Германии планируется перевести на СПГ муниципальный транспорт. В Италии принята экологическая программа применения СПГ на автотранспорте. 

Расширяется применение СПГ и на водном транспорте. В Норвегии компания «Statoil» приступила к серийному производству судов на СПГ. В 2003 г. были построены первые два судна. Преимущества СПГ по сравнению с обычным бункерным топливом с экологической точки зрения очевидны: его использование только на двух судах в течение года сокращает выбросы окислов азота до 120 тонн. Инициатива «Statoil» активно поддерживается министром нефти и энергетики Норвегии, который считает ее началом полномасштабного перехода судов на СПГ. Экспериментальные суда на СПГ построены и эксплуатируются в США, Германии и ряде других стран мира. СПГ как моторное топливо широко используется и на морских судах-метановозах, предназначенных для перевозки СПГ. 

За рубежом расширяется также применение сжиженного природного газа и на железнодорожном транспорте. Многолетняя безаварийная эксплуатация магистральных и маневровых тепловозов на СПГ железнодорожными компаниями «Берлингтон Нозерн», «Моррисон-Кнудсен», «Санта Фе», «Юн ион Пасифик» говорят об объективных преимуществах этого вида топлива. 

В России широкого применения сжиженный природный газ пока не нашел, т. к. практически отсутствует его промышленное производство. Однако, уже обсуждаются планы о переводе всего Московского общественного транспорта на СПГ. В Москве уже появилось ряд заправочных станций, где реализуется сжиженный природный газ (метан). Такие же заправочные станции можно наблюдать и в Краснодарском крае и в Кабардино-Балкарии. 

 


Российские проекты по экспорту сжиженного природного газа



Новая газовая стратегия России называет в числе приоритетных задач освоение газовых ресурсов на востоке страны, внедрение технологий сжижения природного газа, выход и укрепление своих позиций на североамериканском рынке сжиженного газа и рынке Азиатско- Тихоокеанского региона. 

В настоящее время в России реализуется только один проект строительства завода по сжижению природного газа и морского терминала для его экспорта - на о. Сахалин в рамках проекта «Сахалин - 2». 

Существует ряд проектов по строительству заводов по сжижению газа и экспортных терминалов на территории России: 

проект по строительству СПГ -завода и терминала в Усть-Луге (Финский залив) для экспорта газа, который будет поступать по Северо- Европейскому газопроводу; 

проект по строительству СПГ -завода и терминала для экспорта газа Штокмановского месторождения (Баренцево море); 

проект по строительству СПГ -завода и терминала для экспорта газа Харасовэйского месторождения (п-ов Ямал); 

предварительные планы строительства СПГ -терминала в Архагельске для экспорта западносибирского газа, который будет поступать по уже строящемуся газопроводу Нюксеница-Архангельск; 

проект компании «Приморский газовый терминал» по строительству СПГ-завода и терминала в районе Приморска (Финский залив). 

При определении экономически выгодного места расположения нового терминала и завода по сжижению газа на территории Российской Федерации необходимо принимать во внимание следующие факторы: 

расположение месторождений с запасами природного газа, достаточными для обеспечения сырьем производства СПГ; 

наличие необходимой инфраструктуры, в первую очередь газопроводов; 

протяженность морского транспортного пути до потребителей, а также климатические условия и возможные политические риски.

С европейской территории России существуют возможности транспортировки СПГ по Черному, Балтийскому и Арктическим морям. Учитывая расположение газопроводных магистралей на территории Российской Федерации, 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 подробно существующие проекты по строительству СПГ-терминалов на территории России, их преимущества и недостатки. 



6.1 Проект Сахалин-2



Проект Сахалин-2 представляет собой самый крупный проект на основе иностранных инвестиций, реализуемый в России в настоящее время.

Соглашение о разделе Продукции (СРП) по проекту Сахалин-2 стало первым из подписанных в России соглашений такого рода и первым реально работающим. 

Этот проект предусматривает разработку двух месторождений: Пильтун-Астохского (преимущественно нефти) и Лунского (преимущественно - газ). Суммарные промышленные запасы углеводородов обоих месторождений составляют более 1 миллиарда баррелей (150 миллионов тонн) нефти и более 500 миллиардов кубических метров природного газа. Строительство завода СПГ уже завершено.

Оператор проекта - компания Sakhalin Епеrgу (Shell Sakhalin Holdings - 55 %, Mitsyi Sakhalin Holdings - 25 % и Diamond Gas Sakhalin - 20 %).

Состав сооружений: 

две технологические линии производительностью по 4,8 млн тонн в год; 

резервуарный парк объемом 200 000 м3, состоящий из двух резервуаров объемом по 100 тыс. мЗ; 

причал длиной 850 метров с возможностью приема танкеров от 18 000 мЗ до 145000 м3. 



Туапсе



Значительным преимуществом расположения СПГ-терминала в районе Туапсе являются климатические условия, позволяющие использовать суда неледового класса для транспорта СПГ. Наличие в районе предполагаемого строительства терминала магистральных трубопроводов позволяет обеспечить сырьем будущий СПГ-завод. 

Однако, необходимо учесть наличие ограничений при транспортировки опасных грузов через проливы Босфор и Дарданеллы, что потребует дополнительных расходов на транспортировку. 

Преимущества расположения СПГ-терминала в районе Туапсе:

близость магистрального газопровода; 

отсутствие льда, возможность использования судов неледового класса.

Недостатки расположения СПГ-терминала в районе Туапсе: 

наличис конкурирующего газопровода «Голубой поток» в 70 км от Туапсе, в настоящее время заполненного на 30 % из-за малого числа заказчиков; 

ограничения при прохождении турецких проливов; 

возможность увеличения тарифа за проход турецких проливов;

возможность эффективных поставок СПГ только на европейский рынок, характеризующийся сильной конкуренцией.

высокие транспортные расходы при поставках на американский рынок (в сравнении с другими маршрутами); 

 необходимость проведения дноуглубительных работ. 

В совокупности перечисленные недостатки делают нецелесообразным рассмотрение этого региона в качестве места расположения СПГ-терминала. 



6.3 Калининград



При расположении СПГ-терминала в районе Калининграда значительные преимущества создает присвоенный Калининградской области статус свободной экономической зоны, что дает возможность снизить налоговые выплаты, а также благоприятная ледовая обстановка, позволяющая использовать суда неледового класса и не привлекать ледокольный флот. 

Преимущества расположения СПГ-терминала в районе Калининграда: 

 близость магистрального газопровода; 

 статус свободной экономической зоны и налоговые льготы; 

 отсутствие льда, возможность использования судов неледового класса; 

 достаточная глубина для использования большегрузных Судов. 

Недостатки расположения СПГ-терминала в районе Калининграда. 

 присвоение Балтийскому региону статуса особо охраняемой природной зоны; 

 противодействие со стороны правительств и природоохранных органов сопредельных государств при строительстве опасных объектов в регионе; 

возможное установление ограничений при прохождении датских проливов; 

необходимость транзита сырья через сопредельные государства (по газопроводу Минск-Вильнюс-Каунас-Калининград). 

В совокупности эти причины также делают нецелесообразным рассмотрение этого региона в качестве места расположения СПГ- терминала. 



6.4 Арктические моря.



Наиболее перспективным маршрутом транспортировки СПГ с территории РФ на западные мировые рынки является так называемый Северный Путь, берущий свое начало в арктических морях. 

В рамках этого региона рассматриваются следующие варианты размещения СПГ-терминалов: в районе городов Архангельск и Мурманск, а также на полуострове Ямал. 

При расположении терминала в районе Мурманска протяженность подводящего газопровода будет значительно больше, чем при расположении терминала в Архангельске. Тем более что строительство магистрального газопровода на Мурманск пока не планируется Газпромом, в то время как в недалеком будущем Архангельск будет соединен с существующей газотранспортной системой уже строящимся газопроводом Нюксеницы-Архангельск, Это существенно снизит затраты на создание транспортной инфраструктуры для поставки газа на перерабатывающий завод. 

При сравнении вариантов расположения терминала в районе Архангельска и существующих проектов его размещения на п-ове Ямал выявлены существенные преимущества ледовой обстановки Белого моря в районе Архангельска по сравнению с обстановкой Карского моря (п-ов Ямал): 



Таблица 6.4.1

Ледовые характеристики районов 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 тонну



Как видно из приведенной таблицы ледовые условия в районе полуострова Ямал более тяжелые, что повлечет дополнительные фи- ансовые расходы на транспортировку. 

В качестве наиболее целесообразного места строительства завода по сжижению газа в районе Архангельска выбран о. Мудьюг. 

Согласно произведенным оценкам, стоимость строительства комплекса сжижения природного газа и терминала для экспорта СПГ на о. Мудьюг производительностью 3,5 млн тонн в год составит $ 1,4 млрд (Источник: Годовой отчет компании «ЛУКОЙЛ» за 2004 г.). 

Удельная стоимость перевозки СПГ будет снижаться при увеличении объемов перевозимого груза. До проведения работ по реализации проекта строительства СПГ -завода и терминала необходимо определить приемный терминал и потенциальных потребителей экспортируемого в США газа с целью заключения с ними долго- срочных контрактов на поставку СПГ. 



6.5 Архангельск



Из множества рассмотренных вариантов размещения терминала и завода по сжижению природного газа вблизи Архангельска наиболее приемлемой зоной принят остров Мудьюг, расположенный вблизи г.Архангельск (Источник: Годовой отчет компании «ЛУКОЙЛ» за 2004 г.). 

Преимущества указанного местоположения СПГ завода и терминала следующие: 

возможность использования существующей инфраструктуры и 

ресурсов г. Архангельск; 

расположение объектов вне жилой зоны; 

 возможность компактного размещения завода и терминала СПГ; 

 близость проходного фарватера с глубинами 9-10 метров; 

 минимальная протяженность газопровода от города Архангельск до острова Мудьюг; 

 действующее навигационное обеспечение; 

 наличие в Архангельском морском пароходстве ледокольного флота для обеспечения про водки метановозов; 

 в районе терминала устанавливается припайный лед, что благоприятно для работы судов из-за отсутствия сжатия - одного из самых опасных явлений во льдах; 

 отсутствие волновых явлений, влияющих на работу судов в районе' терминала в летний период.

Для обустройства терминала и строительства завода производительностью 3,5 млн тонн СПГ В год на о. Мудьюг необходимо 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 быть компенсирована Архангельской морской администрацией портов за счет снижения портовых сборов. Работы на аналогичных условиях проводятся в порту Калининград. 

«Ковшовый» вырез (искусственная бухта) в прибрежной зоне под строительство терминала. 

фобустройства терминала СПГ.

Завод сжижения газа, резервуарный парк и терминал целесообразно расположить на баржах (рис. 6.5.1).

Наиболее важными преимуществами этой технологии сооружения завода и терминала являются следующие: 

сокращение сроков сооружения объекта; 

повышение качества строительно-монтажных работ за счет использования оборудования и высококвалифицированного персонала машиностроительных (судостроительных) заводов; 

снижение общей стоимости объекта за счет использования блочно-комплектных методов строительства; 

сокращение продолжительности пуско-наладочного периода; 

снижение эксплуатационных издержек за счет более высокого качества монтажа оборудования и связанного с этим снижения количества отказов в период эксплуатации; 

исключение затрат на аренду земли; 

уменьшение экологического ущерба. 

По данным японских фирм, широко использующих этот метод строительства, срок сооружения завода СПГ на плавучем основании, сокращается в 1,5-2 раза, а себестоимость строительства снижается на 20 %. 

Суммарная емкость хранилищ СПГ при производительной мощности завода равной 3,5 млн тонн СПГ В год составит 120 тыс. м3. 

Для компоновки резервуарного парка целесообразно установить две(по числу технологических линий сжижения газа) баржи с емкостями по 60 000 мЗ каждая. На рис. 16 представлена схема рас- положения объектов терминала на острове Мудьюг. 

Учитывая гидрографические, гидрометеорологические и ледовые условия в предполагаемом районе строительства терминала, транспортировку сжиженного природного газа должны выполнять газовозы грузовместимостью 135 000 м' с ледовым классом ЛУ-4 и осадкой 11,5 м. 

При выборе конструкции грузовых цистерн газовозов предпочтение отдаётся вкладным сферическим танкам. Определяющим критерием здесь является надёжность и безопасность транспортировки газа. Кроме того, в условиях сжатия судна льдами вкладные сферические танки не будут воспринимать деформацию судового корпуса. Приняты во внимание и значительные вибрации и ударные нагрузки при плавании во льдах, при которых возможно повреждение танков других конструкций, например, мембранных, также при- меняемых при транспортировке СПГ. 

Реализация проекта транспортировки возможна как в варианте интенсивного развития кредитования, так и путём обоснования создания специализированного акционерного общества с участием российских и зарубежных инвесторов, начинающего производство с минимальным кредитом и обеспечивающего дальнейшее развитие проекта из средств самофинансирования. 

Для экспорта 3,5 млн тонн СПГ в год необходимо 4 метановоза грузовместимостью 135 000 м3 (грузоподъемностью 70 000 тонн).

Работа указанных метановозов во льдах Белого моря может сопровождаться существующим составом ледоколов порта Архангельск.

При реализации проекта ориентировочная стоимость транспортной схемы составит: 

 завод сжижения и отгрузочный терминал – 700 млн долл.,

 резервуарный парк объемом 120 000 м3 - 72,6 млн долл.,

 4 метановоза ледового класса по 154,5 млн долл. каждый,

 вспомогательный флот в составе трех буксиров- 59 млн долл.

Всего затраты на строительство терминала и завода по сжижению 3,5 млн т природного газа в год составляет 1,45 млрд долл.




Заключение 



В России на сегодняшний день реализуется только один проект строительства завода по сжижению природного газа и морского терминала для его экспорта - на о. Сахалин в рамках проекта «Сахалин-2».

Одной из проблем выхода российского СПГ на мировой рынок является наблюдающаяся в последнее время тенденция удорожания метановозов. По различным оценкам рост стоимости метановозов происходит, в первую очередь, из-за роста цен на металл. До проведения работ по реализации проекта строительства СПГ завода и терминала необходимо определить приемные терминалы и потенциальных покупателей экспортируемого в США газа с целью заключения с ними долгосрочных контрактов на поставку СПГ. 

Помимо капитальных затрат на реализацию проекта (строительство терминала, танкеров, закупка оборудования и др.) необходимо учесть расходы на организацию пограничного пункта пропуска на терминале и строительство ледоколов. Подобные расходы должно нести государство, но при отсутствии государственных средств возможно использование схемы, по которой указанные расходы будет нести владелец терминала при обеспечении впоследствии государством Льгот в расчете портовых сборов. 

Разработка месторождений шельфа Сахалина в непосредственной близости от активно развивающихся Стран Азии позволит не только повторить успехи Российского экспорта на Европейском направлении, но и даст толчок устойчивому экономическому росту всего российского Дальнего Востока. 




	Список литературы

	

	Акимова И.Ю. Экспорт российского природного газа: Проблемы и перспективы. М.: Олимп-Бизнес, 2005 г.

	Касаткин Р.Г. Система морской транспортировки сжиженного природного газа из Арктики. М.: Издательство ЛКИ, 2008 г.

	Лазарев Л.я. Сжиженный природный газ – топливо и энергоноситель. М.: НПКФ “ЭКИП”, 2006 г.

	Перспективы и опыт применения СПГ на объектах народного хозяйства. М.: ИРЦ Газпром, 2004 г.

	Ходорков И.Л. Сжиженный природный газ в России. М.: НПКФ “ЭКИП”, 2007 г.

2