Технологии добычи нефти и газа, а также их транспортировки постоянно совершенствуются. И одним из ярчайших примеров этого является сжиженный природный газ (СПГ), а именно технология крупнотоннажного сжижения газа и транспортировки СПГ морским транспортом на удаленные расстояния. СПГ - настоящая революция на газовом рынке, меняющая образ современной энергетики, доказательство того, что сырьевая промышленность способна генерировать современные высокотехнологические решения. СПГ открывает для «голубого» топлива новые рынки, вовлекает все большее количество стран в газовый бизнес, способствуя решению головоломки глобальной энергетической безопасности. Термин «газовая пауза», означающий активное потребление газа и возможное превращение его в топливо номер один, становится не пустым звуком.
Технологиям промышленного производства сжиженного природного газа не так много времени. Первый экспортный завод по сжижению газа был введен в эксплуатацию в 1964 г. Но с тех пор процесс постоянно совершенствовался, и сегодня, например, уже готовятся проекты первых в мире мобильных плавучих заводов по сжижению газа, расположенных на крупнотоннажных судах.
Сжиженный природный газ по цепочке тянет за собой сразу несколько промышленных отраслей. Это судостроение, транспортное машиностроение и химия. Сжиженный природный газ формирует даже эстетику современного высокоиндустриального общества. В этом может убедиться каждый, кто видел завод по сжижению газа.
Россия, обладая крупнейшими в мире газовыми запасами, долгое время была вне бизнеса по сжижению газа и торговле СПГ. Но этот неприятный пробел восполнен. В 2009 г. был введен в эксплуатацию первый завод по сжижению газа на Сахалине - проект «Сахалин-2». Очень важно, что именно в России реализуются передовые технологии в области сжижения газа. Например, сахалинский завод основан на современной технологии сжижения с двойным смешанным реагентом, разработанной специально для этого проекта. Поскольку производство СПГ ведется при сверхнизких температурах, из климатических условий можно извлекать выгоду, удешевляя производство СПГ и повышая эффективность производственного процесса.
С другой стороны, у России нет иного выбора, чем СПГ. В мире развиваются интеграционные процессы, СПГ конкурентов приходит уже на традиционные экспортные рынки российского газа, то есть в Европу, вытесняя Газпром, а Катар и Австралия наращивают позиции в Азиатско-Тихоокеанском регионе, ставя под удар планы России по экспорту на эти рынки.
Старые месторождения-гиганты находятся в стадии падающей добычи, из нового фонда остались «звезды» в виде Бованенковского и Харасавэйского месторождений. Далее стране необходимо выходить на шельф и осваивать новые технологии. А так уж сложилось, что СПГ-заводы считаются основой монетизации запасов газа именно таких месторождений - близких к побережью, но удаленных от потребителя.
Российское словосочетание «сжиженный природный газ» соответствует английскому Liquified Natural Gas (LNG). При этом важно отличать СПГ от группы сжиженных углеводородных газов (СУГ), куда входят сжиженный пропан-бутан (СПБ) или сжиженный нефтяной газ (СНГ). Но отличить их друг от друга и разобраться в «семье» сжиженных углеводородных газов просто. Собственно, основное отличие заключается в том, какой же газ является сжиженным. Если речь идет о сжижении природного газа, который, прежде всего, состоит из метана, то тогда и используется термин сжиженный природный газ - или сокращено СПГ. Метан - самый простой углеводород, он содержит один атом углерода и имеет химическую формулу СН4 . В случае пропан-бутановой смеси речь идет о сжиженном пропан-бутане. Как правило, его извлекают из попутного нефтяного газа (ПНГ) или при перегонке нефти как самую легкую фракцию. Используются СУГ, прежде всего, как сырье в нефтехимии для получения пластмасс, как энергоресурс для газификации населенных пунктов или на автотранспорте.
СПГ не является отдельным продуктом, хотя и существуют возможности использования СПГ в прямом виде. Это практически тот же метан, который поставляется по трубопроводам. Но это принципиально иной способ доставки природного газа до потребителя. В сжиженном виде метан можно перевозить по морю на большие расстояния, что способствует созданию глобального рынка газа, позволяя производителю газа диверсифицировать сбыт, а покупателю - расширить географию закупок газа. Производитель СПГ имеет большую свободу в географии поставок. Ведь создать инфраструктуру для морских перевозок на большие расстояния более выгодно, чем тянуть газопровод на тысячи километров. Не случайно СПГ еще называют «гибкой трубой», показывая его главное преимущество перед традиционным способом доставки газа: обычный трубопровод предельно жестко связывает месторождения с конкретным регионом потребления.
После доставки в пункт назначения СПГ снова обращается в газообразное состояние - на установке регазификации его температуру доводят до температуры окружающей среды, после чего газ становится пригоден для транспортировки по обычным трубопроводным сетям.
СПГ представляет собой прозрачную, бесцветную, нетоксичную жидкость, образующуюся при температуре -160С. После доставки в пункт назначения СПГ снова обращается в газообразное состояние: на установке регазификации его температуру доводят до температуры окружающей среды, после чего газ становится пригоден для транспортировки по обычным трубопроводным сетям.
Главное преимущество сжиженного газа перед его трубопроводным аналогом состоит в том, что при хранении и транспортировке он занимает объем в 618–620 раз меньше, что ощутимо сокращает затраты. Ведь природный газ по сравнению с нефтью имеет меньшую термическую плотность, и поэтому для транспортировки объемов газа и нефти с одинаковой теплотворной способностью (то есть количеством тепла, выделяемом при сгорании топлива) в первом случае требуется большие объемы. Отсюда и возникла идея сжижения газа, чтобы обеспечить ему выигрыш в объеме.
СПГ возможно хранить при атмосферном давлении, его температура кипения составляет -163ºС, он не токсичен, не имеет запаха и цвета. Сжиженный природный газ не оказывает коррозионного воздействия на конструктивные материалы. Высокие экологические свойства СПГ объясняются отсутствием в сжиженном газе серы. При наличии серы в природном газе она удаляется перед процедурой сжижения. Интересно, что начало эпохи сжиженного газа в Японии как раз связано с тем, что японские компании решили использовать СПГ как топливо в целях снижения загрязнения воздуха.
Производимый на современных заводах СПГ в основном состоит из метана – порядка 95 %, а остальные 5% приходятся на этан, пропан, бутан и азот. В зависимости от предприятия-производителя мольное содержание метана может варьироваться от 87 (алжирские заводы) до 99,5 % (завод Кенаи, штат Аляска). Низшая теплота сгорания составляет 33 494 кДж/куб м или же 50 116 кДж/кг. Для производства СПГ сперва происходит очистка природного газа от воды, диоксида серы, оксида углерода и других компонентов. Ведь они замерзнут при низких температурах, что приведет к поломке дорогостоящего оборудования.
Из всех углеводородных источников энергии сжиженный газ наиболее чистый - так, при его использовании для производства электричества выбросы в атмосферу С02 вдвое меньше, чем при использовании угля. Кроме того, в продуктах сгорания СПГ содержится меньше окиси углерода и окиси азота, чем у природного газа – это происходит из-за лучшей очистки при сжигании. Также в сжиженном газе отсутствует сера, что также является важнейшим позитивным фактором при оценке экологических свойств СПГ.
Полная цепочка производства и потребления СПГ включает следующие этапы
добыча газа;
транспортировка его до завода по сжижению;
процедура сжижения газа, перевода его из газообразного состояние в жидкое;закачка в емкости хранения на танкеры и дальнейшая транспортировка;
регазификация на береговых терминалах, то есть превращение СПГ в газообразное состояние;
доставка до потребителя и его использование.
Под этим термином понимают весь спектр сжиженных углеводородных газов различного происхождения (этан, пропан, бутаны и их производные – этилен, пропилен и т. д.) и их смеси. Но чаще всего под СУГ понимают смесь сжиженных пропана и бутанов, применяемую в качестве бытового топлива и . В последнее время стали чаще употребляться названия и сокращения СПБФ (сжиженная пропан-бутановая фракция ), СПБТ (сжиженные пропан-бутан технические ), СУГ (сжиженный углеродный газ ), СНГ (сжиженный нефтяной газ ).
Физические свойства СУГ определяются физическими свойствами его основных компонент. Его можно хранить в сжиженном виде при относительно небольших давлениях до 1,5 МПа в широком диапазоне температур, что позволяет транспортировать СУГ в цистернах или баллонах. В состав СУГ в зависимости от спецификации также могут входить изобутан и этан. При объем СУГ составляет приблизительно 1/310 объема газа при стандартных условиях.
Физические свойства пропана и n-бутана, определяющие способ их транспортировки в сжиженном виде в цистернах, представлены в таблице.
СУГ используется как бытовое топливо (отопление, приготовление пищи), а также применяется в качестве экологически чистого моторного топлива, в частности, для общественного транспорта в крупных городах. Сжиженный газ является сырьем для производства олефинов (этилен, пропилен), ароматических углеводородов (бензол, толуол, ксилол, циклогексан), алкилата (добавка, которая повышает октановое число бензина), синтетических моторных топлив. В зимнее время бутан добавляется в бензин для повышения ДПР (давления паров по Рейду). В США СУГ после и разведения азотом и/или воздухом (для приведения удельной калорийности к показателям сетевого газа) используется в качестве дополнительного источника газа для сглаживания пиковых нагрузок на газораспределительные сети.
В качестве сырья для получения СУГ используются природный газ и , нефть и нефтяные попутные газы. Технология производства сжиженного газа зависит от отраслевого производства: нефтегазопереработка и нефтехимия. В отраслях нефтепереработки сжиженный углеродный газ является фактически дополнительным продуктом при производстве бензина. При газопереработке сжиженный газ выступает главным продуктом для конечной реализации или дальнейшей переработки.
В связи с истощением залежей сеноманского «сухого газа» в разработку передаются залежи неоком-юрских горизонтов, характеризующиеся повышенным содержанием углеводородных газов ряда С 2+ («жирный и конденсатный газ» ). В нефтехимии под жирностью понимают среднее число атомов углерода на молекулу газа (для метана жирность равна 1, для этана – 2, и т.д.). С точки же зрения подготовки газа к транспортировке трубопроводным транспортом, под жирностью понимается избыточное наличие в газе углеводородов ряда С 3+ , приводящее к их конденсации в газопроводе в процессе транспортировки. Жирность газа повышает его ценность в качестве сырья для нефтехимии.
Производимый в России сжиженный углеводородный газ используется преимущественно в трех направлениях: 1) СУГ как сырье в нефтехимии; 2) в коммунально-бытовом секторе; 3) экспорт.
Жидким или сжиженным газом называется смесь угле-водородов, которая при нормальных условиях (20 °С и 760 мм рт. ст.) газообразна, а при понижении температуры или незначительном повышении давления превращается в жидкость. Объем смеси умень-шается более чем в 200 раз, что дает возможность транспортировать жидкий газ к местам потребления в легковесных сосудах. К числу таких углеводородов относятся: пропан С 3 Н 8 и пропилен С 3 Н 3 ; бутан С 4 Н 10 и бутилен С 4 Н 8 .
Основными источниками получения жидких газов являются про-дукты переработки нефти и природный «попутный» нефтяной газ, который содержит в своем составе значительное количество тяжелых углеводородов (до 15% и более).
Получение жидкого газа из природных нефтяных газов вместе с газовым бензином состоит из двух стадий. В первой стадии проис-ходит выделение тяжелых углеводородов, а во второй — разделение их на углеводороды, составляющие стабильный газовый бензин, и углеводороды, составляющие жидкие газы — пропан, бутан, изо-бутан. Существует три основных метода выделения тяжелых углево-дородов из природного нефтяного газа.
- Компрессионный — основанный на сжатии и охлаждении газа, вследствие чего происходит отделение сконденсировавшихся угле-водородов.
- Абсорбционный — основанный на свойствах жидкости погло-щать (абсорбировать) пары и газы. Этот метод заключается в том, что природный газ подается в специальные аппараты, где реагирует в абсорбентом, поглощающим тяжелые углеводороды. Углеводороды отделяются от абсорбентов в специальных выпарных колонках.
- Адсорбционный — основанный на свойствах твердых тел по-глощать пары и газы. Этот метод заключается в том, что природный нефтяной газ пропускается через адсорбер, заполненный твердым поглотителем, который адсорбирует (поглощает) тяжелые углеводо-роды из газа.
После насыщения поглотителя тяжелыми углеводородами в ад-сорбер пускают перегретый пар, с помощью которого испаряются углеводороды, и смесь пара с углеводородами подается в холодиль- ник-конденсатор, где углеводороды в жидком виде отделяются от воды.
От места производства (газовых заводов) до раздаточных станций жидкий газ обычно транспортируется в железнодорожных цистернах емкостью 50 м 3 или автоцистернах емкостью 3—5 м 3 . Жидкий газ в цистернах находится под давлением 16 МПа (16 атм.). Так как при повышении температуры он значительно расширяется в объеме, цис-терны заполняются только на 85%.
Газораздаточные станции жидкого газа обычно располагают за городом или в малонаселенных районах города. На станции жидкий газ хранится в резервуарах цилиндрической формы, которые уста-навливают над землей или под землей на фундаменте или на твердом фунте. На станции имеются цехи наполнения баллонов, где распо-ложены компрессор или насосы и наполнительная рампа с гибкими шлангами для заправки баллонов; помещения для хранения порож-них и наполненных баллонов (баллонный парк); помещения для ремонта и испытания баллонов.
Надземные цистерны, в которых хранится жидкий газ, для защи-ты от солнечного облучения окрашивают алюминиевой краской, подземные — покрывают изоляцией для защиты от коррозии.
Снабжение потребителей жидким газом производится тремя спо-собами: сетевым, групповым (централизованным), индивидуальным. При сетевом способе снабжения устраивается испарительная стан-ция, где жидкий газ испаряется при помощи нагрева паром, горячей водой или электрическими нагревателями и подается в городскую газовую сеть в чистом виде или в смеси с воздухом.
При групповом (централизованном) способе снабжения жидким газом, например для крупных многоквартирных домов, во дворе дома устанавливают подземные цистерны емкостью 1,8—4 м 3 , запол-ненные жидким газом от автоцистерны под давлением до 1,6 МПа. Цистерны имеют патрубок, снабженный редуктором для понижения давления, с предохранительным клапаном и манометром для присо-единения трубопроводов подачи газа к потребителям.
При индивидуальном снабжении потребителей жидкий газ достав-ляют в баллонах емкостью до 50 л, имеющих плотно ввернутый в от-верстие горловины вентиль, закрытый стальным предохранительным колпаком. На баллонах, окрашенных в красный цвет, крупными бук-вами написано название газа. Снабжение газа производится по двух-баллонной и однобаллонной системам.
При двухбаллонной системе баллоны с запасом газа на 25-40 дней помешают в металлический шкаф, устанавливаемый на глухой стене дома (без окон). Шкаф должен стоять на прочной опоре, надежно прикрепляться к стене, иметь прорези для вентиляции и запираться. Монтаж индивидуальных установок сжиженного газа осуществляют с применением резинотканевых рукавов или водогазопроводных труб. Монтаж газопроводов с применением резинотканевых рукавов для газопроводов низкого давления (после редуктора) выполняют из од-ного куска длиной не более 10 м. От одного баллона может питаться только один прибор.
Сжигают жидкий газ в тех же бытовых приборах, в которых сжи-гаются искусственный или природный газ. Жидкий газ нетоксичен, но при неполном сгорании дает сильно токсичную окись углерода, поэтому при пользовании жидкий газом необходимо строго соблюдать установленные правила эксплуатации, учитывая также, что при утеч-ке газа содержание его в воздухе в пределах 1,8—9,5% может вызвать взрыв.
Как известно, в настоящее время и в среднесрочной перспективе природный газ остается жизненно важным компонентом в обеспечении глобальных энергетических потребностей ввиду своих преимуществ перед другими видами ископаемого топлива и в силу постоянно растущей потребности в нем.
В настоящее время большая часть газа доставляется потребителям по магистральным трубопроводам в газообразной форме .
В то же время в ряде случаев для труднодоступных удаленных месторождений транспорт сжиженного природного газа (СПГ) оказывается предпочтительнее, чем традиционный трубопроводный. Расчеты показали, что перевозка СПГ танкерами с учетом строительства мощностей сжижения и регазификации оказывается экономически рентабельной при расстояниях от 2500 км (хотя пример с Сахалинским заводом СПГ доказывает актуальность и исключений). Кроме того, индустрия СПГ является сегодня лидером в глобализации газовой индустрии и вышла далеко за рамки отдельных регионов, чего не было в начале 1990-х годов.
Пока спрос на СПГ растет, техническое обеспечение конкурентоспособных проектов СПГ в современной окружающей среде является непростой задачей. Важной особенностью заводов СПГ является то, что большинство затратных статей диктуется специфичными параметрами: качеством добываемого сырого газа, природными и климатическими условиями, топографией, объемами морских работ, доступностью инфраструктуры, экономическими и политическими условиями.
Особый интерес в связи с этим представляют технологии подготовки газа и его сжижения, которые сегодня уже используются на современных заводах СПГ и которые можно классифицировать по разным признакам. Но особенно важно, что они располагаются в комфортных южных или более суровых северных широтах .
Исходя из этого, можно проанализировать различия этих двух групп, учесть особенности и недостатки каждой, применить опыт строительства и эксплуатации при реализации новых проектов СПГ в России, в частности в арктических условиях. Но даже с учетом имеющегося опыта перспективное развитие арктических территорий, где находится до 25% неразведанных запасов углеводородов, может быть обеспечено в дальнейшем инновациями, дающими повышение эффективности и конкурентоспособности.
История производства СПГ
Эксперименты по сжижению природного газа начались в конце 19-го века. Но только в 1941 г. был построен коммерческий завод СПГ в Кливленде (США, штат Огайо). То, что СПГ может транспортироваться судами на большие расстояния, было продемонстрировано на примере перевозки СПГ танкером «Methane Pioneer» в 1959 г.
Первым экспортным заводом СПГ с базисной нагрузкой стал проект «Camel» в Арзеве (Алжир), который был запущен в 1964 г. Первым заводом, где в 1969 г. начали производить СПГ в северных условиях, стал завод в США на Аляске. Большая часть разработок по технологиям подготовки газа к сжижению и по его сжижению выполнялась ранее и делается в настоящее время группами ученых, работающих в штатном составе коммерческих предприятий. Основные участники международного бизнеса СПГ и даты запуска заводов по годам представлены в табл. 1.
На начало 2014 г. действовало 32 завода СПГ в 19 странах мира; 11 производств СПГ в пяти странах мира находятся в стадии строительства; в восьми странах проектируется строительство еще 16 заводов СПГ. В России, кроме завода СПГ на о. Сахалине, существует проект строительства завода «Балтийский СПГ» в Ленинградской области, запланирован завод СПГ на Ямале с привлечением иностранных партнеров. Есть предложения по строительству мощностей СПГ для разработки Штокмановского, Южно-Тамбейского месторождений и для реализации проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-3».
В проектах, связанных со сжиженным газом, был задействован большой ряд российских организаций:ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Московский газоперерабатывающий завод,Сосногорский и Оренбургский ГПЗ,ОАО «Машиностроительный завод «Арсенал»», ОАО «НПО Гелиймаш»,ОАО «Криогенмаш», ОАО «Уралкриомаш», ОАО «Гипрогазцентр» и другие.
Вся система СПГ включает элементы добычи, обработки, перекачивания, сжижения, хранения, погрузки, перевозки и разгрузки, регазификации. Проекты СПГ требуют достаточного количества времени, денег и усилий на стадии дизайна, при экономической оценке, строительстве и коммерческом внедрении. Обычно проходит более 10 лет со стадии дизайна до реализации. Поэтому общепринятой является практика заключать 20-летние контракты. Запасов газа на месторождении должно быть достаточно на 20–25 лет для того, чтобы оно могло рассматриваться в качестве источника легких углеводородов для СПГ. Определяющими факторами выступают природа газа, доступное давление в пласте, связанность как свободного, так и растворенного газа с сырой нефтью, транспортные факторы, включая расстояние до морского порта.
За прошедшие годы индустрия СПГ сделала большой скачок. Если совокупность всех инноваций за это время условно принять за 100%, то 15% – это улучшение процесса, 15% – улучшение оборудования, а 70% приходится на теплоэнергетическую интеграцию. При этом капитальные затраты снизились на 30%, также произошло уменьшение расходов на транспорт газа по трубопроводам. Есть явный тренд в сторону увеличения объемов технологических линий. С 1964 г. мощность отдельно взятой технологической линии увеличилась в 20 раз. При этом по нынешнему состоянию экономики и технологий газовые ресурсы, которые считаются труднодоступными, оцениваются в 127,5 трлн. м3. Поэтому актуальная проблема заключается в транспортировки сжатого топлива на большие дистанции и через значительные водные пространства.
Таблица 1
Введение в эксплуатацию заводов СПГ в мире
| Страна | Год | Компания | Страна | Год | Компании |
| Алжир, г. Арзу г. Скикда | 1964/1972 | Sonatrach/Saipem-Chiyoda | Египет, SEGAS Damietta | Union Fenosa, Eni, EGAS, EGPC | |
| США, г. Кенай | 1969 | ConocoPhillips, Marathon | Египет, Idku (Egyptian LNG) | 2005 | BG, Petronas, EGAS/EGPC |
| Ливия, Марсаэль Брега | 1971 | Exxon, Sirte Oil | Австралия, Дарвин | 2006 | Kenai LNG, Conoco Phillips, Santos, Inpex, Eni, TEPCO |
| Бруней, Лумут | 1972 | Shell | Экв. Гвиния, о. Биоко | 2007 | Marathon, GE Petrol |
| ОАЭ | 1977 | BP, Total, ADNOC | Норвегия, о. Мелкойя, Сновит | 2007 | Statoil, Petoro, Total |
| Индонезия, Бонтанг, о. Борнео | 1977 | Pertamina, Total | Индонезия, Ириан–Джая, Тангу | 2009 | BP, CNOOC, INPEX, LNG
Japan, JX Nippon Oil &Energy, KG Berau”, “Talisman |
| Индонезия, Арун, сев. Суматра | 1978 | Pertamina, Mobil LNG Indonesia, JILCO | Россия, Сахалин | 2009 | Gasprom, Shell |
| Малайзия, Сату | 1983 | Petronas, Shell | Катаргаз 2 | 2009 | Qatar Petroleum, ExxonMobil |
| Австралия, Сев.Зап. | 1989 | Woodside, Shell, BHP, BP, Chevron, Mitsubishi/Mitsui | Йемен, Балхаф | 2009 | Total, Hunt Oil, Yemen Gas, Kogas, Hyundai, SK Corp, GASSP |
| Малайзия, Дуа | 1995 | Petronas, Shell | Катар, Расгаз 2 | 2009 | Qatar Petroleum, ExxonMobil |
| Катаргаз 1 | 1997 | Qatar Petroleum, ExxonMobil | Катар, Расгаз 3 | 2009 | Qatar Petroleum, ExxonMobil |
| Тринидад и Тобаго | 1999 | BP, BG, Repsol, Tractebel | Норвегия, Risavika, Scangass LNG | 2009 | Scangass (Lyse) |
| Нигерия | 1999 | NNPC, Shell, Total, Eni | Перу | 2010 | Hunt Oil, Repsol, SK Corp, Marubeni |
| Катар, Расгаз | 1999 | Qatar Petroleum, Exxon Mobil | Катаргаз3,4 | 2010 | ConocoPhillips, Qatar Petroleum, Shell |
| Оман/Оман Калхат | 2000/06 | PDO, Shell, Fenosa, Itochu, Osaka gas, Total, Korea LNG, Partex, Itochu | Австралия, Pluto | 2012 | Woodside |
| Малайзия, Тига | 2003 | Petronas, Shell, JX Nippon, Diamond Gas | Ангола, Soya | 2013 | Chevron, Sonangol, BP, Eni, Total |
При неравномерном распределении ресурсов природного газа в мире задача реализации этих ресурсов по трубопроводам может оказаться невыполнимой или экономически непривлекательной. Для рынков, удаленных более чем на 1500 миль (более 2500 км), вариант СПГ оказался достаточно экономичным. Во многом по этой причине с 2005 по 2018 г. объемы глобальных поставок СПГ должны удвоиться.
Рынки СПГ находились в основном в местах с высоким индустриальным ростом. Некоторые контракты заключались по фиксированным ценам; это изменилось в 1991 г., когда стоимость СПГ начали привязывать к нефти и нефтепродуктам. Пропорция торговли на рынке спот увеличилась с 4% в 1990 г. до 18% к 2012 г.
В стоимостной цепочке СПГ сжижение природного газа является частью, требующей наибольших вложений и эксплуатационных расходов. Многие процессы сжижения отличаются только холодильными циклами. Процессы с одним смешанным хладагентом подходят для производственных линий объемом 1…3 млн. т в год. В основе технологических процессов с объемами от 3 до 10 млн. т в год лежит использование двух последовательных холодильных циклов, минимизирующих перепад давления в контуре природного газа. Применение третьего холодильного цикла позволило обойти такие «узкие» места в технологическом процессе, как диаметр криогенного теплообменника и объем холодильного компрессора для цикла с пропаном. Исследования различных процессов сжижения показывают, что каждый из них ненамного эффективнее остальных. Скорее, каждая технология имеет конкурентные преимущества при определенных условиях. Вряд ли стоит ожидать больших изменений капитальных затрат из-за небольших усовершенствований процесса, поскольку сам процесс основан на неизменных законах термодинамики. В связи с этим индустрия СПГ остается весьма капиталоемкой.
Возможно, что производство СПГ через 30 лет будет отличаться от той, которая существует сегодня. За рубежом накоплен значительный опыт в проектировании, изготовлении и эксплуатации автомобилей и судов на СПГ. Благодаря решению ряда технических задач, снижению инвестиционной активности по береговым комплексам СПГ, в силу сложности нахождения доступного газа проекты плавучих установок СПГ привлекают все большее внимание всех участников индустрии СПГ. Технические инновации и интеграция усилий могут обеспечить дальнейший успех подобных проектов; для этого требуется решение комплекса разноаспектных задач – экономических, технических и природоохранных.
Однако уже сегодня, как и в течение последних лет, индустрия СПГ заслуженно занимает свое важное место на энергетическом рынке и, скорее всего, сохранит это положение в обозримом будущем.
Подготовка газа к сжижению
Процесс обработки газа в высокой степени зависит от свойств сырого газа, а также от попадания тяжелых углеводородов через сырой газ. Для того чтобы сделать сжижение газа возможным, газ сначала подвергается обработке. При его входе на завод обычно происходит первоначальное разделение фракций и отделяется конденсат.
Поскольку большая часть примесей (вода, СО2, H2S, Hg, N2, He, карбонилсульфид COS, меркаптаны RSH и т.д.) замерзает при температурахСПГ или негативно влияет на качество продукта, соответствующее требуемой товарной спецификации, то и эти компоненты отделяются. Далее отделяются более тяжелые углеводороды для предотвращения их замерзания в процессе сжижения.
В табл. 2 представлены сводные данные по углеводородному сырью, используемому на всех рассматриваемых заводах.
Таблица 2
Составы газа на северных и южных заводах
|
|
Компонент |
Сырой газ на южных заводах СПГ | Сырой газ на северных заводах СПГ | ||||||
| ОАЭ
(усредненный поток) |
Оман (усредненный поток) |
Катар |
Иран (м. Южный
Парс) |
Кенай, США | Мелкойя, Норвегия (усред.) |
Сахалин, Россия |
|||
| Сухой газ | Жирный газ | ||||||||
| 1 | C1, % | 68,7 | 87,1 | 82,8 | 82,8–97,4 | 99,7 | 83,5 | Есть | Есть |
| 2 | C2, % | 12,0 | 7,1 | 5,2 |
8,4–11,5 |
0,07 | 1,4 | То же | То же |
| 3 | C3, % | 6,5 | 2,2 | 2,0 |
0,06 |
2,2 | « | « | |
| 4 | C4, % | 2,6 | 1,3 | 1,1 | 2,2 | « | « | ||
| 5 | C5, % | 0,7 | 0,8 | 0,6 | 1,2 | « | « | ||
| 6 | C6+, % | 0,3 | 0,5 | 2,6 | 8,6 | « | « | ||
| 7 | H2S, % | 2,9 | 0 | 0,5 | 0,5–1,21 | 0,01 | Нет | « | |
| 8 | CO2, % | 6,1 | 1 | 1,8 | 1,8–2,53 | 0,07 | 0,4 | 5–8% | 0,7 |
| 9 | N2, % | 0,1 | 0,1 | 3,3 | 3,3–4,56 | 0,1 | 0,5 | 0,8–3,6% | <0,5 |
| 10 | Hg | Есть | Есть | Есть | Есть | Есть | |||
| 11 | He | Есть | |||||||
| 12 | COS, ppm | 3 | |||||||
| 13 | RSH, ppm | 232 | |||||||
| 14 | H2O | Есть | Есть | Есть | Есть | Есть | Есть | Есть | Есть |
Очевидно, что углеводородные смеси каждого из семи заводов подходят для производства СПГ, поскольку их большую часть составляют легкие соединения метана и этана. Поток газа, поступающий на каждый из рассматриваемых заводов СПГ, содержит воду, азот, углекислый газ. При этом содержание азота варьируется в пределах 0,1–4,5%, СО2 – от 0,07 до 8%. Содержание жирного газа колеблется от 1% на заводе СПГ в ОАЭ до 5– 11% на заводах СПГ Ирана и Аляски.
Кроме того, в составе газа ряда заводов присутствует ртуть, гелий, меркаптаны, другие сернистые примеси. Проблему извлечения сероводорода приходится решать на каждом заводе, кроме завода СПГ в Омане. Ртуть присутствует в газе
Сахалина, Норвегии, Ирана, Катара и Омана. Наличие гелия подтверждается только на проекте Катаргаз2. Присутствие RSH, COS подтверждено в газе проекта СПГ Ирана.
Состав и объем газа влияют не только на количество производимого СПГ, но и на объем и разнообразие побочных продуктов, что показано в табл. 3. Становится ясно, что в первую очередь состав газа влияет на выбор и применение оборудования при обработке газа, а значит, и на весь процесс подготовки газа и конечный выход продукции.
Таблица 3
Побочные продукты в составе газа на рассматриваемых заводах СПГ
| Побочный продукт | ОАЭ | Оман | Катар | Иран | Мелкойя, Норвегия |
| СНГ | Нет | Нет | Да | Нет | Да |
| Конденсат | Да | Да | Да | Да | Да |
| Сера | Да | Нет | Да | Да | Нет |
| Этан | Нет | Нет | Нет | Нет | Да |
| Пропан | Да | Нет | Нет | Да | Да |
| Бутан | Да | Нет | Нет | Да | Нет |
| Нафта | Нет | Нет | Да | Нет | Нет |
| Керосин | Нет | Нет | Да | Нет | Нет |
| Газойль | Нет | Нет | Да | Нет | Нет |
| Гелий | Да |
Для удаления кислых газов на заводах СПГ используется процесс «Hi-Pure» – комбинация процесса с растворителем на основе K2CO3 для удаления основного объема СО2 и процесса с аминовым растворителем на основе ДЭА (диэтаноламин) для удаления остающейся части СО2 и H2S (рис. 1).
На заводах СПГ в Иране, Норвегии, Катаре, Омане и на Сахалине применяется система аминовой очистки кислых газов МДЭА (метилдиэтаноламин) с активатором («aMDEA»).
У этого процесса есть ряд преимуществ перед физическими процессами и другими аминовыми процессами: лучшая абсорбционная и избирательная способность, более низкое давление паров, более оптимальные параметры эксплуатационной температуры, потребления энергии и т.д.
Сжижение газа
По большинству оценок и наблюдений, на модуль сжижения газа приходится 45% капитальных затрат всего завода СПГ, что составляет 25–35% всех затрат проекта и до 50% последующих эксплуатационных затрат. Технология сжижения основана на холодильном цикле, когда хладагент посредством последовательного расширения и сжатия переносит теплоту от низкой температуры к высокой температуре. Объем производства технологической ветки в основном определяется процессом сжижения, используемым хладагентом, наибольшими доступными размерами комбинации компрессора и привода, которые осуществляют цикл, и теплообменников, которые охлаждают природный газ.
Основные принципы охлаждения и сжижения газа предполагают подгонку кривых охлаждения–нагревания газа и хладагента настолько близкую, насколько это возможно.
Реализация этого принципа обусловливает более эффективный термодинамический процесс, требующий меньших затрат на единицу производимого СПГ, и это применимо ко всем процессам сжижения.
Основные части установки сжижения газа – это компрессоры, обеспечивающие циркуляцию хладагентов, приводы компрессора и теплообменники, используемые для охлаждения и сжижения газа и обмена теплотой между хладагентами. Многие процессы сжижения отличаются только холодильными циклами.
Таблица 4
Сводная таблица данных по заводам СПГ
|
Компонент |
Северные заводы | Южные заводы СПГ | |||||
| Кенай | Сахалин | Сновит | Иран | Катаргаз | ОАЭ | Оман | |
| Число участников производства СПГ | |||||||
|
Число покупателей СПГ |
³5 | ³2 | ³1 | ³3 | |||
| Длительность контрактов на покупку СПГ, лет | |||||||
| Число резервуаров СПГ | 3 | 2 | 2 | 3 | 5 | 3 | 2 |
| Вместимость резервуара, тыс. м3 | 36 | 100 | 125 | 140 | 145 | 80 | 120 |
| Вместимость резервуарного парка, тыс. м3 | |||||||
| Число танкеров | 2 | 3 | 4 | – | 14 | 5 | – |
| Вместимость танкеров, тыс.м3 | 87,5 | 145 | 145 | – | 210…270 | 88…125 | – |
| Число технологических линий | 1 | 2 | 1 | 2 | 2 | 3 | 3 |
| Объем 1-й линии, млн. т/ год | 1,57 | 4,8 | 4,3 | 5,4 | 7,8 | 2,3-3,0 | 3,3 |
| Общий объем, млн. т/год | 1,57 | 9,6 | 4,3 | 10,8 | 15,6 | 7,6 | 10 |
| Запасы газа, млрд. м3 | 170…238 | 397…566 | 190…317 | 51000 | 25400 | – | – |
| Начало эксплуатации завода | 1969 | 2009 | 2007 | – | 2008 | 1977 | 2000 |
|
Компонент |
Северные заводы | Южные заводы СПГ | |||||
| Кенай | Сахалин | Сновит | Иран | Катаргаз | ОАЭ | Оман | |
| Территория завода, км2 | 0,202 | 4,9 | 1 | – | – | – | 1,4 |
| Используемая технология сжижения | «Optimised Cascade» |
«DMR» |
«MFC» |
«MFC» |
«AP-X» |
«C3/MR» |
«C3/MR» |
| Число холодильных циклов | 3 | 2 | 3 | 3 | 3 | 2 | 2 |
| Состав 1-го хладагента.
Предварительное охлаждение |
Пропан | Этан, пропан | Метан, этан, пропан, азот | Метан, этан, пропан, азот | Пропан | Пропан | Пропан |
| Состав 2-го хладагента | Этилен | Метан, этан, пропан, азот | Метан, этан, пропан, азот | Метан, этан, пропан, азот | Смешанный | 7% азот, 38% метан, 41% этан, 14% пропан |
Смешанный |
| Состав 3-го хладагента | Метан | – | Метан, этан, пропан, азот | Метан, этан, пропан, азот | Азот | – | – |
| Дополнительное охлаждение | Вода, воздух | Воздух | Морская вода | Морская вода, вода, воздух | Вода, воздух | Морская вода, воздух | |
| Максимальная производительность 1-й технологической линии по данной технологии сжижения, млн. т/год | 7,2 | 8 | 8…13 | 8…13 | 8…10 | 5 | |
В табл. 4 представлены сравнительные характеристики процессов сжижения по всем анализируемым заводам. Схема технологии сжижения «С3/MR» (рис. 2), которая используется на заводах СПГ Омана и ОАЭ, является на сегодняшний день также и самой распространенной в мире.
Рассмотрение и сопоставление всех ныне действующих северных заводов СПГ и заводов СПГ Ближнего Востока позволяет сделать следующий вывод: между ними существуют различия в дизайне, выборе технологий сжижения газа и эксплуатации.
Это значит, что климат и месторасположение будут влиять на существующие и будущие арктические проекты СПГ.
Объемы производства и выбор технологии не в последнюю очередь определяются такими факторами, как природные условия. На примере норвежского и сахалинского заводов СПГ показано, что более продуктивно производить СПГ на северных территориях. Проведенный анализ не выявил причин, которые могли бы помешать использованию рассматриваемых технологий сжижения газа на заводах в климатических условиях юга и севера, за исключением новой технологии «DMR», которая была разработана специально для условий Сахалина.
Тем не менее, выбор той или иной технологии для определенного региона влияет на эффективность и энергопотребление при производстве СПГ, поскольку эти параметры процесса сжижения определяются тем, работает ли установка на холоде. Важно также отметить, что все северные проекты требовали каждый раз нового технологического решения для процесса сжижения, тогда как на Ближнем Востоке распространено применение типовых технологий.
Число участников проекта на южных заводах составляет от 3 до 9, и это в 1,5 раза больше, чем в северных проектах СПГ, где число производителей колеблется от 2 до 6.
Можно предположить, что такое различие определяется не только политикой государств и национальных компаний, но также и спецификой расположения северных производств, где необходима надежность и уверенность сильных и крупных игроков рынка. Вряд ли доступность инвестиций здесь играет определяющую роль, поскольку потенциальных рыночных игроков проектов СПГ всегда много.
Все рассмотренные заводы СПГ строились для относительно больших месторождений с запасами газа не менее 170 млрд. м3. Не выявлено зависимостей у северных и южных проектов от запасов газа, но очевидно, что у южных регионов есть большие возможности для реализации одиночных мелких проектов СПГ с меньшими объемами годового производства – до 3 млн. т в год.
Аргументом в пользу такого утверждения служит завод СПГ в г. Кенае (США), где относительно небольшие объемы производства в 1,57 млн. т/год и ожидаемое истощение запасов ставит вопрос о целесообразности продолжения проекта после 40 лет успешной эксплуатации.
Дублирование критичного оборудования – такого, как холодильные компрессоры, не распространено и имеет место только на старейшем заводе СПГ в г. Кенае. Использование дублирующего оборудования может быть не только устаревшим технологическим решением, но и частично оправдывается (при наличии только одной технологической линии в северных условиях для повышения надежности). Так или иначе, но разработки 1992 г. компании Phillips предусматривают установку одиночных турбокомпрессоров. Технология сжижения Phillips с обеспеченной двойной надежностью может быть подходящим вариантом для небольших изолированных газовых месторождений.
По таким параметрам, как сроки контрактов, рынки сбыта, запасы углеводородов на месторождениях, размеры танкерного флота и резервуарных парков, использование смешанных хладагентов и число холодильных циклов, больших расхождений между южными и северными заводами не обнаружено. Однообразие рынков сбыта (Япония, Корея, Тайвань, Европа) – независимо от времени запуска и расположения заводов СПГ – показывает выгодность импорта СПГ танкерами через большие водные пространства для развитых стран при отсутствии или нехватке у них энергоресурсов.
Использование технологий сжижения газа со смешанными хладагентами более предпочтительно, чем применение технологий с однородными жидкостями независимо от региона расположения завода, поскольку кривая конденсирования при этом точнее соответствует кривой охлаждения природного газа, повышая эффективность процесса охлаждения, а состав хладагента можно варьировать при изменении состава газа. Основное преимущество однородных хладагентов – это простота использования, но по совокупности достоинств они уступают смешанным хладагентам.
Нет прямой зависимости числа холодильных циклов от расположения заводов в южных или северных широтах. Большинство современных технологий сжижения газа предполагает использование трех циклов, поскольку при этом более совершенен процесс конденсирования природного газа. Независимо от расположения завода сроки, на которые заключаются долгосрочные контракты на поставку СПГ, увеличились с 15 до 20…30 лет.
Число производителей и покупателей СПГ– участников товарно-производственных отношений – в последнее время также увеличилось.
Расходы на транспортирование СПГ снижаются за счет внедрения больших по объему танкеров. При этом для транспортировки СПГ с северных заводов необходимо применение специальных усиленных танкеров, подходящих для использования в сложных ледовых условиях. Доказательством этого может служить следующий факт: в июле и декабре 1993 г. танкеры проекта СПГ Кенай вместимостью 71 500 м3 были заменены танкерами вместимостью 87 500 м3 под названиями «Полярный орел» и «Арктическое солнце». Они были на 15% короче первоначальных танкеров, вмещали СПГ на 23% больше. Это частично было связано с требованиями японской стороны об использовании больших по размеру и новых танкеров, частично – с увеличением пропускной способности завода. Как и предшественники, эти танкеры были спроектированы для сложных погодных условий и низких температур. На них были размещены свободно стоящие призматические емкости; танкеры имеют ледовое усиление корпуса, пропеллера, валов и приводных механизмов.
Стоит также учитывать усложненность климатических, ледовых, волновых, ветровых условий при загрузке танкеров на северных заводахСПГ. При арктических условиях для улучшения эффективности первичного холодильного цикла потребуется, скорее всего, замена пропана хладагентом с более низкой точкой кипения. Это может быть этан, этилен или многокомпонентный смешанный хладагент. Способность заводов СПГ выиграть от теоретически более высокой эффективности сжижения газа при холодных температурах зависит от проектных температур арктических заводов и их проектных эксплуатационных стратегий. Если среднегодовая температура учитывается в проектах как фиксированная проектная температура, то потери из-за температур, более высоких, чем средняя температура (с коэффициентом 1,8%/°С), могут значительно перевесить преимущества эффективного конденсирования при температурах ниже, чем средние. Это может происходить из-за того, что объемы производстваСПГ будут меняться ради достижения и выполнения производственных квот. И, наоборот, фиксирование проекта по объемам и завышение проектных температур (выше средних температур окружающей среды) для достижения необходимых объемов может привести к более высокой общей эффективности, но и к более высоким капитальным затратам.
Если будет принято решение эксплуатировать завод при меняющихся объемах, зависящих от температуры окружающей среды, то свойства сырого газа и транспортная логистика СПГ должны будут подгоняться под такие вариации.
Это не всегда возможно. Например, более холодные природные условия могут привести к задержкам судов в то время, когда завод может выдавать максимальное количество продукции. Поэтому будет необходимо сбалансировать экономические преимущества больших технологических линий, оптимальную конфигурацию дизайна с точки зрения эксплуатации, а также сложности строительства и вызовы эксплуатации завода на отдаленных локациях при меняющихся природных условиях.
Таким образом, на основании сказанного можно сделать следующие выводы.
Набор установок, их технологические параметры и ассортимент попутно вырабатываемых продуктов зависят от свойств и объемов используемого газа. Анализ не выявил существенной зависимости от месторасположения завода СПГ таких факторов, как последовательность расположения технологических установок, выбор технологий подготовки газа и их функционирования.
Любой технологический процесс подходит для специфичных свойств газа и определенных условий применения, а наиболее практичными и эффективными в использовании из рассмотренных процессов являются процесс химической очисткиМДЭА с активатором и физический процесс «Sulfinol-D».
Выявлены существенные различия в выборе и эксплуатации технологии сжижения между северными и южными заводами СПГ. Климат и место расположения заводов – факторы, которые влияют на существующие и станут фактором влияния на будущие арктические проекты СПГ.
Список литературы
- Пужайло А.Ф., Савченков С.В., Репин Д.Г. и др. Энергетические установки и электроснабжение объектов транспорта газа: Монография серии «Научные труды к 45-летию ОАО «Гипрогазцентр»/ Под ред. О.В. Крюкова. Т. 3. Н. Новгород: Исток, 2013. 300с.
- Бучнев О.А., Саркисян В.А. Перспективы сжиженного природного газа на энергетических рынках//Газовая промышленность. 2005. №2.
- Дорожкин В.Ю., Терегулов Р.К., Мастобаев Б.Н. Подготовка газа к сжижению в зависимости от его свойств//Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2013. №1.
- Изотов Н.В., Никифоров В.Н. Исследование технологий сжижения природного газа//Газовая промышленность. 2005. №1.
, руководитель направления «Газопереработка»
По материалам конференция «Рынок СУГ в России: Новые рубежи развития»
Сырьем для производства сжиженных углеводородных газов (СУГ) является углеводородный газ и стоимость производства в большей степени зависит от объема и качества этого газа. Все остальное– даже объем основного продукта – вторично.
Завод на 100 млн. нм3/год попутного нефтяного газа (ПНГ) стоит 25 – 30 млн. долларов «под ключ»; криогенный завод на 0,5 млрд. нм3/год природного газа (газа с газоконденсатного месторождения) 30 – 40 млн. долларов «под ключ». Обычная «бумажная» окупаемость таких инвестиций – 3 - 5 лет. Отклонения сроков «реальной» окупаемости бывают весьма серьезными.
Однако, если бы мы не были уверены в том, что хороший проект можно сделать всегда, то и не размышляли бы на эту тему. Как мы пришли к этой теме, в принципе?
Заинтересоваться темой производства пропан-бутана можно двумя путями: имея профессиональную деятельность, связанную с торговлей СУГ или со стороны технологии, т.е. имея интерес, завязанный на конструировании, производстве и поставках газоперерабатывающего оборудования. Наш случай второй.
Утилизация ПНГ
В середине 2000-х со стороны правительств разных стран (и Россия - не исключение) пошел на серьезный нажим на экологическую тему «утилизацию ПНГ». Владельцы ПНГ – это компании, изначально инвестирующие в разведку и добычу нефти, до газа им дела нет, и стимуляция газоперерабатывающего бизнеса выразилась в ультимативное требование «утилизации 95% объема всего ПНГ, добываемого предприятием». Требование было подкреплено программами штрафов и санкций для тех, кто никак не решиться потратить деньги на что-то новое.
Интересный факт: Необходимость достижения 95% утилизации ПНГ диктуется Постановлением Правительства РФ от 8 ноября 2012 г. N 1148 "Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа".
Это постановление касается только недропользователей, т.е. ПНГ, переданный на стороннюю переработку считается полностью утилизированным… вне зависимости от того, что с газом делает газопереработчик.
Со скрипом нефтяные компании стали искать способы «утилизации газа». Отсутствие профессионалов газопереработчиков в составе компаний, и полная неготовность существующих инжиниринговых компаний, работающих на Газпром или другого газового монополиста – Казмунайгаз в Казахстане, единая национальная компания в Туркменистане, семейные консорциумы в Узбекистане и пр., позволила заняться разработкой решений и поставками оборудования для ПНГ совсем новым людям, никогда прежде не имевших опыта работы с нефтяниками. Первые 10 лет формировался рынок «заказчиков и клиентов» и стоимости первых внедренных проектов были в основном астрономическими.
Пример, проекты Лукойл-Оверсиз в Казахстане, где стоимости производств «Тургай Петролеума» и «Каракудукмуная» превысили указанные выше значения в 1,5-2 раза.
С другой сторону, небольшие компании вынуждены были утилизировать ПНГ и, не особо богатые компании, построили производства по разумным ценам. Внутри проектов было много неразумного (и неэффективность в технологии, и выбранная корзина продуктов, и неоправданно раздутый штат сотрудников и т.д и т.п.), но работу для формирования новой волны инженерных компаний, специализирующихся на газопереработке, они дали.
Производство СУГ
Нам сами удалось довести до конца три проекта: два мини-ГПЗ с производством СУГ (около 50 тыс. тонн продукта в год каждый):
- Установка комплексной подготовки попутного нефтяного газа "Кен-Сары "
Кроме того, реализован достаточно уникальный проект с получением этана, где производство этана в Республике Татарстан удалось поднять на почти 40%.
В этих работах нам довелось выполнять ключевую роль и превышение выше указанных бюджетов было незначительным. Этот факт воодушевляет и позволяет надеяться, что за 10 лет мы неплохо научились.
Сейчас волна «утилизации ПНГ» пошла на спад, но общий интерес к газу остался. База расширилась. В итоге, сейчас на рынке много потенциальных проектов по производству СУГ: на основе ПНГ, на основе газоконденсатных месторождений, на основе газов нефтепереработки. Технологии крайне близки, со своими нюансами конечно, но принципиальной разницы в производствах нет. Какой бы изначальный газ не выступал сырьем.
Состав газа
Все просто. С точки зрения физики нет ПНГ, нет природного газа, нет газов нефтепереработки и пр. Есть углеводородный газ с определенным давлением, содержанием целевых компонент и примесей. Обычно параметры сырьевых газов такие:
Бывает и экзотика 89% азота в ПНГ Башкирии и Приуралья, низкие давления природного газа на истощенных месторождениях, аномально «тощий» газ сеномана, высокосернистые газы Баяндинского и Астраханского месторождения. С такими необычными газами жизнь инженера веселей, а инвестиции не всегда привлекательны… Но, в «среднем по больнице» газы такие, как они указаны в таблице.
Производство СУГ за рубежом
Больше всего СУГов в мире производиться в Северной Америке (США и Канаде). Добыча газа в этом регионе всегда была одного порядка с добычей газа в России, но СУГа производилось и производится в разы больше. Типичная для североамериканца схема производства СУГ представлена на рисунке.
Газопереработкой на этом рынке занимаются, в основном, специализированные компании, которые образуют целую подотрасль «midstream». Midstream-компании, занимаются сбором и переработкой газа поставляемого различными добывающими компаниями. Основным продуктом их производств является СУГ, который в зависимости от контракта на переработку или остается в собственности переработчика или передается владельцу газа с удержанием части продукции (прибыли от ее реализации) в качестве платы за услуги газопереработчика.
Количество таких компаний в Северной Америке колоссально. Существуют даже отдельные формы собственности – MLP (Master Limited Partners), которые заточены под этот род деятельности, создавая возможность быстро привлекать инвестиции, создавать и оперировать газопереработческой компанией, окупаться, выходить из бизнеса и искать новую возможность для проекта.
В 2000-х годах количество midstream-компаний в США колебалось в диапазоне 150 - 250 компаний, сокращаясь в кризис и резко нарастая по мере развития «сланцевого бума». Без сомнения, в Канаде количество таких компаний также велико.
Для сравнения, в России, в результате «утилизации ПНГ» образовалось лишь две компании, специализирующихся на газопереработке – это БлюЛайн, построивший два завода в ХМАО и Глоботэк, попытавшийся реализовать проект в Томской области. Вторые не выжили.
На этом все. Все прочие газоперерабатывающие мощности находятся в структуре недропользователей или, как Сибур, нефтехимиков. Хотя, именно Сибур можно рассматривать как полноценный аналог ТОП-10 американских midstream-компаний.
В итоге, по статистике Минэнерго, в 2014 г. в РФ переработано только 11.4% газа.
К 2020-м (а то и 2030-м) эта цифра удвоится за счет введения Амурского ГПЗ. А между тем, если не усложнять процесс, то в России построить и ввести в строй обычное производство пропан-бутана можно за 16-18 месяцев. С нуля, с момента принятия инвестиционного решения.