Сжиженный газ (СУГ) как альтернатива природному газу | Инсталлятор

Занимаясь строительством своего дома в определённый момент всегда встаёт вопрос о том, чем же мы будем его отапливать? Но отвечая себе на этот вопрос мы в первую очередь определяемся с используемым топливом, т.е. применяемым энергоносителем. Выбор прост если мы располагаем доступом к магистральному (природному) газу, а если нам так не повезло, какие альтернативы мы имеем?

Электроэнергия, дизельное топливо, дрова, сжиженный газ? Каждое из топлив имеет свои преимущества и недостатки друг перед другом: электроэнергия дорогА и применение может быть существенно ограничено доступными лимитами, дизель немного дешевле, но оборудование имеет бОльшую стоимость, дрова дешевы, но процесс работы теплогенератора не автоматизируешь, кроме того есть ряд проблем при эксплуатации, т.о. при прочих равных, на данный момент, самым оптимальным вариантом станет сжиженный углеводородный газ (СУГ).

Практически любой газовый котел рассчитанный на природный газ можно перенастроить применение СУГ, но применение сжиженного газа в качестве энергоносителя для котельного оборудования имеет ряд нюансов.

Баллоны или газгольдер.

Применение баллонов для хранения сжиженного газа – дешевое, но, к сожалению, не самое правильное решение. Дело в том, что зеркало испарения газового баллона кране мало для такого потребителя как котел и, как следствие, при эксплуатации часто будет снижаться давление газа подходящего к котлу, а это крайне важный параметр: при недостаточном давлении снижается мощность, а пламя может прожигать горелочное устройство котла, а значит автоматика, защищая оборудование, будет выключать его, не говоря уже о потребности в частой дозаправке газом. Применение батареи баллоном из 3-5 штук несколько облегчает проблему, но не решает. Кроме того, неэффективно используется объем баллонов, в случае баллонной батареи дозаправка требуется еще 30-40% емкости баллонов. Таким образом, использование баллонов обосновано только если сжиженный газ является временной мерой до подключения природного газа или же мощность котла очень невелика, до 30 кВт. Во всех остальных случаях более правильным решением будет установка резервуара для СУГ – газгольдера.

Установка газгольдера на 5м3 позволит снабжать топливом дом порядка 180-200 м2 площади весь отопительный сезон, т.е дозаправка емкости необходима 1-2 раза в год. Большая площадь испарения позволяет обеспечить стабильность давления практически независимо от уровня топлива, кроме того благодаря подземному расположению испарение газа поддерживается теплом грунта и не зависит от температуры на улице. В этом плане подземные емкости с высокой горловиной более выгодны для стабильной работы оборудования.

Пропан или бутан.

Проблема заключена в физических свойствах этих газов: температура кипения -42 ⁰С и 0 ⁰С, а также теплотворная способность 25 и 34 кВтч/м3 (для пропана и бутана, соответственно). СУГ – это пропан-бутановая смесь, притом что их соотношение не постоянно и определяется сколько не нормативно (летний или зимний состав), а добросовестностью продавца. Таким образом, невозможно гарантировать постоянство топлива, а значит точность настройки, стабильность и эффективность работы оборудования. В идеале, после очередной заправки желательно проверить качество горения и, возможно, провести регулировку, но этому процессу есть интересная альтернатива – котлы надувными горелками и автоматической настройкой качества сжигания.

Котел обычный или конденсационный.
С этим вопросом все достаточно просто. При использовании относительно дорогого топлива как сжиженный газ, применение традиционных котлов заслуживает внимания только если необходим энергонезависимый или просто максимально простой котел. Экономически целесообразна установка современного конденсационного котла, для примера: для отопления дома 200 м3 обычный котел израсходует 5 000 кг/год, конденсационный – 4300 кг/год, таким образом разница в стоимости обычного и конденсационного котла окупается не более чем за 2 года.

В итоге

Использование сжиженного углеводородного газа может стать неплохой альтернативой другим видам топлива в отсутствии доступа к сетевому газу. Его применение в качестве топлива имеет свои специфические моменты, но применяя качественное оборудование и квалифицированных специалистов все эти вопросы решаемы.

Газ – Vaillant

Газ является одним из наиболее важных топлив на глобальном тепловом и энергетическом рынках. Его важность вряд ли изменится в ближайшие несколько десятилетий по причине относительно больших запасов природного газа. Сжиженный и биогаз могут использоваться в дополнение к природному газу, как топливо для газовых нагревателей.

Природный газ является одним из самых выгодных ресурсов по сравнению с другими видами ископаемого топлива. Это связано с существенно меньшими капитальными затратами для его добычи и транспортировки. Плюс отсутствие затрат на хранение. Технология, которая использует природный газ, также является экономически очень эффективной. Вы получаете максимальный эффект от энергии особенно при использовании современных конденсационных котлов.

Газ сгорает чисто, без выделения сажи или золы и поэтому производит меньше выбросов, чем, например, нефть. Он считается наиболее экологически чистым ископаемым топливом.

Преимущества использования газа:

• Низкие инвестиционные расходы
• Высокий коэффициент полезного действия
• Компактные размеры теплогенерирующего оборудования
• Лучший CO₂ баланс по всем видам ископаемого топлива
• Гибко сочетается с технологиями, которые используют возобновляемые источники энергии

Требования, которые должны быть выполнены в Вашем доме:

• Наличие подключения к газовым коммуникациям
• Система отвода дымовых газов. Варианты монтажа: настенный и напольный

Безопасность газовых нагревателей компании Vaillant

Современные газовые конденсационные котлы компании Vaillant подлежат выполнению строгих стандартов безопасности, чтобы обеспечить правильную работу. Тем не менее, монтажник или сервисный специалист должен регулярно обслуживать вашу систему, чтобы обеспечивать долговременную безопасность и эффективность. Некоторые наши системы напоминают вам о том, что наступило время технического обслуживания . Они информируют вас о любом необходимом виде технического ухода или возможных источниках неполадок и даже могут передать сообщение вашему подрядчику по электронной почте, факсу или SMS.

Узнайте больше о газовых конденсационных котлах компании Vaillant

Природный газ

Природный газ состоит в основном из метана, который содержится в гигантских пузырях на глубинах от 1000 до 3500 метров под поверхностью земли. Трубопроводы часто перекачивают газ на расстояние в несколько тысяч километров от места добычи до потребителей. Или же, газ может транспортироваться танкерами в сжиженном виде.

Запасов газа при обычной технологии добычи по существующим прогнозам хватит на 63 года. Еще на 70 лет хватит запасов топлива из неиспользованных ресурсных запасов газа.

Сжиженный газ

Сжиженный газ является сопутствующим продуктом добычи. Сжиженный газ состоит, главным образом, из бутана и пропана. Он переходит в сжиженное состояние при высоком давлении, что облегчает транспортировку, поскольку объем значительно сокращается. Транспортировка осуществляется судами и цистернами.

Его большим преимуществом над природным газом является то, что он может использоваться и в тех домах, которые не подключены к сети природного газа. Для хранения необходимы специальные емкости высокого давления, которые размещаются в доме или саду.

Биогаз

Биогаз получают при переработке биомассы такой, как отходы сельскохозяйственных культур и органические отходы. В последнее время площадь под сельскохозяйственные культуры непрерывно растет для целей получения энергиив . Особенно высокий выход биогаза обеспечивает, например, кукуруза и сахарная свекла. В отличие от природного газа, биогаз не является ископаемым топливом, так что он может вырабатываться неограниченно. Биогаз можно закачивать в сеть природного газа. Однако особое внимание следует уделить чистоте и качеству газа.

Это может вас заинтересовать:

АГНКС 2021 – Терминология

АГНКС
автомобильная газонаполнительная компрессорная станция (состоит, как правило из газового компрессора, ресиверов, системы фильтрации и осушения, заправочных колонок и т.д…)

АГНКУ
автомобильная газонаполнительная компрессорная установка (состоит, как правило из газового компрессора, системы фильтрации и осушения метана)

Двойное топливо
природный газ подается в дизельный двигатель и зажигается вместе с потоком дизельного топлива.

Bi-топливо
двигатель с искровым зажиганием, который может работать на бензине или на природном газе по желанию водителя.

Dedicated engine
дизельный двигатель, переделанный на искровое зажигание и работающий только на природном газе.

CNG
Compressed Natural Gas – сжатый природный газ

NGV
Natural Gas Vehicle автомобиль на природном газе.

Иногда термин NGV используют вместо термина CNG имея в виду Natural Gas for Vehicles (природный газ для автомобилей).

NG
Natural Gas природный газ (метан), является одним из перспективных видов топлива, так 1 кг природного газа соответствует:

• 1,34 литра бензина;
• 1,22 литра дизельного топлива;
• 1,84 литра сжиженного газа (пропан-бутан)
• 2,75 литрам метилового спирта (метанола)

при этом, 1 м³ природного газа соответствует 1,1 литрам бензина, или 1,0 литрам дизельного топлива, или 1,5 литрам сжиженного газа (пропан-бутана)

Автомобильные баллоны компремированного газа могут быть различных типов и размеров, при этом существует следующее эквивалентное соотношение:

Объем баллона CNG, литров	Объем бака с бензином, литров	Объем бака с дизельным топливом, литров
40	8,8	8,0
50	11,0	10,0
55	12,1	11,0
90	19,8	18,0
120	26,4	24,0

Уровень потребления газа восстановится к 2022 году — Российская газета

Уходящий год оказался не самым лучшим для газового рынка – снижение спроса из-за двух подряд теплых зим усугубилось пандемией, а падение цен оказалось рекордным за много лет. При этом газ продолжают называть наиболее перспективным энергоресурсом будущего – доступным, экологически чистым, а теперь еще и мобильным благодаря развитию торговли сжиженным природным газом (СПГ).

О том, можно ли управлять газовым рынком, как это делает ОПЕК на нефтяном, и означает ли развитие производства СПГ крах для экспортеров трубопроводного газа, в интервью “Российской газете” рассказал глава “Форума стран – экспортеров газа” (ФСЭГ) Юрий Сентюрин.

Произошедший кризис на газовом рынке был следствием пандемии или она стала лишь его катализатором?

Юрий Сентюрин: Уже к концу 2019 года в газовой отрасли предложение устойчиво опережало спрос. Причина в общем замедлении темпов экономического роста и серьезном избытке мощностей по сжижению природного газа. Свою роль также сыграли две подряд теплые зимы в Северном полушарии. Пандемия и связанные с ней карантины лишь усилили уже существующие тенденции, добавив к действующим негативным факторам еще и снижение спроса на газ. При этом, по нашей оценке, последствия COVID-19 для мирового газового рынка будут не такими глобальными, как для нефтяного, в силу неоднородности в структуре потребления природного газа в различных регионах и странах.

Когда можно ожидать восстановления спроса на газ? Насколько он пострадал в сравнении с другими энергоресурсами?

Юрий Сентюрин: Из-за общего экономического спада мировое потребление газа в 2020 году может сократиться от 2,8 до 3,5%. Но пандемия еще не побеждена, поэтому мы рассматриваем и более пессимистический сценарий с пятипроцентным снижением. После высокого прироста на 4,9% в 2018 году в следующем году он увеличился лишь на 1,9%. Тем не менее по итогам 2019 года рост спроса на газ стал вторым после возобновляемых источников энергии (ВИЭ), что привело к увеличению его доли в мировом энергобалансе до исторического максимума в 23%. Даже сейчас по сравнению с другими ископаемыми видами топлив газ демонстрирует большую устойчивость на фоне COVID-19. Падение спотовых цен повысило его конкурентоспособность в сравнении, например, с углем и способствовало замещению последнего. А снижение использования газа в коммерческом секторе отчасти компенсируется ростом спроса со стороны домохозяйств из-за перехода большого количества людей на удаленный режим работы.

За девять месяцев 2020 года из-за пандемии европейский импорт по трубопроводам снизился на 17%

По нашим прогнозам уровень потребления 2018 года может восстановиться уже в следующем году, а показатель 2019 года будет достигнут к 2022 году. Очень многое зависит от развития ситуации с пандемией и, как следствие, длительностью и жесткостью карантинных ограничений на ключевых рынках. Немаловажную роль сыграет то, какой окажется предстоящая зима.

Когда цены на газ перейдут к росту?

Юрий Сентюрин: На сырьевой рынок оказала большое влияние ситуация, связанная с резким падением котировок нефти этой весной. Цены на природный газ к июню этого года достигли своих исторически минимальных значений. Также сократилась разница между котировками в различных регионах – Азии, Европы, Америки. Спотовые цены на газ на азиатских и европейских рынках в первом полугодии 2020 года оказались более чем на 50% ниже, чем годом ранее. По нашим расчетам средняя цена на основных мировых хабах – американском Henry Hub и британском NBP – по итогам 2020 года не превысит отметку в 3,5 доллара за 1 млн БТЕ (британская тепловая единица. 1 млн БТЕ – около 27 кубометров газа. 128 долларов за 1 тыс. кубометров. – “РГ”). В 2021 году прогнозируется восстановление цен до уровня 4-5 долларов за 1 млн БТЕ. Но в краткосрочной перспективе восстановление уже началось, чему способствует сезонный фактор. По итогам октября цена газа на голландском хабе ТТF выросла на 40% по сравнению с прошлым годом и составила 4,8 доллара за млн БТЕ. В Азии цена на хабе JKM составила 7 долларов за млн БТЕ, что на 12% выше, чем в предыдущем году. Средняя цена в США на Henry Hub по итогам октября была на 25% выше, чем в прошлом месяце.

Можно ли сказать, что из-за пандемии трубопроводные поставки пострадали больше, чем торговля СПГ?

Юрий Сентюрин: Коронавирус утвердил тренд на активное продвижение СПГ на газовом рынке, но это совсем не означает конец эпохи трубопроводных поставок. Просто темпы их роста будут ниже, чем у СПГ. По нашим прогнозам торговля СПГ после рекордного тринадцатипроцентного роста в 2019 году в 2020 году увеличится лишь на 3-3,5%. Это связано со снижением количества новых проектов. В 2021 году объемы могут вырасти на 7-7,5% в результате возможного оживления спроса и запуска новых мощностей по сжижению газа. В глобальном масштабе рынок СПГ, вероятнее всего, сможет сбалансироваться после пандемии к 2022 – 2024 годам.

Трубопроводные поставки природного газа в 2019 году сократились на 1,7% по сравнению с 2018 годом. За девять месяцев 2020 года из-за пандемии европейский импорт по трубопроводам снизился на 17% по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года. Поставки в Китай по трубопроводам в первой половине 2020 года упали на 7%.

Как в будущем будет расти мировая торговля газом и меняться соотношение на рынке трубопроводного и сжиженного природного газа?

Юрий Сентюрин: Мы ожидаем, что объемы общей торговли природным газом будут в среднем расти на 1,4% в год и составят 1,99 трлн кубометров к 2050 году. В среднесрочной и долгосрочной перспективе торговля СПГ продолжит уверенно расти. В долгосрочной перспективе увеличение объемов СПГ на рынке будет поддерживаться вводом в эксплуатацию новых мощностей, а также установлением приемлемых спотовых цен на этот продукт. Но в краткосрочном прогнозе импорт трубопроводного газа будет сохранять свою привлекательность и конкурентоспособность по сравнению со СПГ благодаря более низким ценам. По нашим оценкам, доля СПГ в мировой газовой торговле составит 48% (650 млрд кубометров) и 56% (1,11 трлн кубометров) в 2030 году и 2050 году соответственно. Уже к 2035 году больше половины торговли природным газом будет приходиться на СПГ.

В каких регионах будет сильнее всего расти потребление газа?

Юрий Сентюрин: В течение следующего десятилетия мировое потребление природного газа увеличится на 15% к уровню 2019 года и составит более 4,55 трлн кубометров к 2030 году. Около 70% этого прироста спроса будет приходиться на страны Азиатско-Тихоокеанского региона и Северную Америку. Страны Юго-Восточной Азии, Китай и Индия обеспечат более 40% дополнительных объемов мирового потребления ввиду усиления экологической повестки и продолжающегося перехода с угля на газ в электрогенерации, промышленности и бытовом секторе. Прогнозируется здесь и расширение использования газа в качестве газомоторного топлива.

В страновом разрезе Китай останется драйвером спроса и на горизонте до 2030 года. Потребление здесь возрастет более чем на 60%, достигнув 500 млрд кубометров. Устойчивый рост будет наблюдаться в Индии, что подкреплено планами государства перейти к экономике, основанной на газе, и увеличить долю этого энергоресурса в структуре энергобаланса с 6 до 15% к 2030 году.

Единственным рынком с отрицательной динамикой спроса на природный газ будет Европа из-за развития ВИЭ, ужесточения политики в области экологии и энергоэффективности. Однако до 2030 года мы не ожидаем и здесь существенного спада, поскольку поэтапный вывод из эксплуатации угольных и атомных станций будет компенсирован в том числе расширением газовой генерации. Потенциал замещения присутствует и в транспортном сегменте, так как все больше европейских стран заявляют намерения минимизировать использование бензина и дизельного топлива. Нормы выбросов CO2 для новых автомобилей, утвержденные Европейским парламентом в 2019 году, будут способствовать дальнейшему внедрению альтернативных транспортных средств, обладающих экологическими преимуществами. Мы исходим из того, что такие подходы положительно скажутся на росте спроса на газомоторное топливо в Европе.

Есть мнение, что ФСЭГ – это аналог нефтяного ОПЕК только на газовом рынке. Насколько верно такое утверждение?

Юрий Сентюрин: В отличие от ОПЕК, сегодня перед ФСЭГ не стоит задачи по регулированию газового рынка, влиянию на экспортную или ценовую политику стран-участниц. В глобальном разрезе страны-участницы ФСЭГ контролируют значительную часть рынка – 71% мировых доказанных запасов природного газа, 45% его производства, 53% трубопроводного экспорта и 60% поставок СПГ.

Мы занимаемся вопросами энергобезопасности, стабильности и надежности поставок, экологии, выстраиванием диалога между странами-производителями и потребителями природного газа. Кроме того, существенным моментом считаем справедливую стоимость газа и равное распределение рисков между всеми участниками рынка для обеспечения баланса спроса и предложения, а также поддержания стабильных инвестиций в развитие инфраструктуры.

В период нынешнего кризиса, не возникало желания подрегулировать рынок по примеру ОПЕК+? Например, для того, чтобы поддержать цены на газ?

Юрий Сентюрин: Конечно, такого рода вопросы поднимаются на регулярных заседаниях исполнительного комитета и министерских встречах форума. Но в отличие от рынка нефти, единого рынка и ценообразования на газовом рынке не существует. Газ также не является единым биржевым товаром, и это еще одна причина того, почему механизмы ОПЕК+ не могут служить ролевой моделью для газовых экспортеров.

Форум изначально задумывался как дискуссионная площадка, поэтому без изменения Устава, говорить о практических инструментах по аналогии с ОПЕК+ было бы преждевременно. Сегодня нет такого решения членов ФСЭГ. Это, кстати, еще одно отличие, в ОПЕК и ОПЕК+ есть лидеры, чей голос решающий. У нас все участники играют одинаково значимую роль в решении ключевых задач.

Планируется ли расширение ФСЭГ, и какие страны могут стать новыми участниками организации? США может войти в ФСЭГ?

Юрий Сентюрин: С 2020 года новым членом форума стала Малайзия, а в 2019 году к нам присоединилась Ангола. Любое государство-экспортер природного газа может стать членом ФСЭГ. К примеру, большой интерес в этом плане представляют страны Африки. Согласно нашему Долгосрочному прогнозу до 2050 года, этот континент будет источником значительного роста производства газа в мире. Наши эксперты внимательно наблюдают за развитием рынков в Мозамбике, Танзании, Сенегале и Мавритании. Туркменистан и Узбекистан – также возможные кандидаты для вступления во ФСЭГ. Организация поддерживает связи с Индонезией, которая будет обеспечивать стабильное предложение на рынке газа, как минимум, еще 10 лет.

Что касается США, то форум не раз выражал несогласие с односторонними экономическими ограничениями (рестрикциями) без санкции Совета Безопасности ООН, введенными США против нескольких стран-участниц ФСЭГ (Иран, Россия – прим. “РГ”). Также мы выступаем против экстерриториального применения национальных законодательных и нормативных актов в отношении членов организации.

Инфографика “РГ”/Леонид Кулешов/Сергей Тихонов

Естественная альтернатива: может ли российский газ помочь природе Арктики | Статьи

Использование сжиженного природного газа (СПГ) в качестве топлива для судов позволит существенно сократить вредные выбросы в атмосферу в Арктике, говорится в докладе, опубликованном в начале мая рабочей группой по защите морской среды (PAME), которая действует при Международном арктическом совете. Выводы исследования могут быть особенно актуальны на фоне увеличения интенсивности судоходства и нарастающих темпов потепления в этом регионе, о которых ранее сообщил Росгидрометцентр. Может ли переход на более безопасное топливо предоставить России преимущества на фоне обостряющейся международной конкуренции в Арктике, как об этом говорят экологи, и реально ли сегодня «перестроить» северную транспортную инфраструктуру, разбирались «Известия».

Очень теплая Арктика

Еще в марте 2019 года Росгидрометцентр опубликовал ежегодный «Доклад об особенностях климата на территории Российской Федерации», в котором подробно анализируется ситуация за прошедший, 2018 год. Выводы метеорологов неутешительные.

Фото: Global Look Press/Spillner, G./Arco Images GmbH

В целом для всего мира прошедший год был назван четвертым среди самых теплых за всю историю инструментальных метеонаблюдений (они ведутся со второй половины XIX столетия). При этом в России темпы потепления, по данным составителей, «намного превышают» средние мировые показатели. Так, средние темпы роста среднегодовой температуры на территории страны с 1976 по 2018 год оказались в 2,5 раза больше общемировых (0,47 градуса Цельсия за 10 лет). При этом арктические территории по этим параметрам оказалась в числе лидеров.

— Наиболее быстрыми темпами росла температура Северной полярной области, особенно в последние три десятилетия («Арктическое усиление» потепления): на ряде метеорологических станций на побережье арктических морей России рост среднегодовой температуры в этот период превысил 1.0°С/10 лет, — отмечается в докладе.

Это означает, что если в целом по стране 2018-й был теплым, то для территорий, расположенных в районе Северного полюса, он был очень теплым: вторым по уровню максимальных температур с 1936 года.

«Арктическое потепление», в свою очередь, приводит к сокращению площади ледяного покрова в Северном Ледовитом океане. Особенно быстрое таяние льдов там наблюдалось в 1990-х–2010-х годах, в результате минимальная площадь льда к сентябрю там сократилась с 6 млн кв. км в начале 1990-х до рекордных 3,3 млн кв. км в 2012 году. В последние годы ситуация улучшилась, однако к прежним значениям так и не вернулась. Сейчас этот показатель колеблется на отметке в 4,5–5,5 млн кв. км в зависимости от года, в 2018 году площадь льда составила 4,57 млн кв. км.

Тающие ледники острова Мейбел архипелага Земля Франца-Иосифа

Фото: РИА Новости/Илья Тимин

Земля газа и круизов

При этом судоходство в арктической зоне — и без того интенсивное — в ближайшем будущем будет только нарастать. Соответственно, и влияние «человеческого фактора» в этом регионе будет продолжать усиливаться.

Автор цитаты

— Арктика становится бурно развивающимся регионом с добывающими проектами мирового уровня, и, как следствие, растут объемы перевозок строительных материалов, оборудования и готовой продукции. Увеличение грузопотока приводит к росту потребляемого топлива, что, безусловно, оказывает большое влияние на экологическое состояние атмосферного воздуха в регионе, повышает риски разлива топлива, — объяснил «Известиям» Алексей Книжников, руководитель программы по экологической ответственности бизнеса Всемирного фонда дикой природы (WWF) России.

Немаловажным фактором здесь остается активное развитие Севморпути. Это — кратчайший морской путь, соединяющий европейские территории страны (а значит, и Европу) с Дальним Востоком. Протяженность самой трассы от пролива Карские ворота (расположен между Беринговым и Карским морями) до бухты Провидения в Чукотском море составляет около 5,6 тыс. км. При этом для того, например, чтобы попасть из Петербурга во Владивосток по Севморпути судну нужно будет преодолеть в общей сложности 14 тыс. км против более чем 23 тыс. км в случае, если прокладывать маршрут через Суэцкий канал. Неудивительно, что его развитие рассматривается в качестве одного из важнейших транспортных проектов в стране.

В первую очередь Севморпуть обладает серьезным экономическим потенциалом. Именно по нему на экспорт отправляется газ, добытый на северных месторождениях — в частности, в рамках крупного проекта «Ямал СПГ», который предполагает строительство завода по производству СПГ мощностью 16,5 млн т в год на базе Южно-Тамбейского месторождения, а также развитие транспортной инфраструктуры, в том числе морского порта, и аэропорта в районе порта. Участвуют в проекте как российские акционеры («НОВАТЭК»), так и зарубежные: французская Total, китайская CNPC, а также китайский фонд «Шелковый путь».

Завод по производству сжиженного природного газа «Ямал СПГ»

Фото: РИА Новости/Екатерина Штукина

Часть очередей завода только готовят к запуску, но уже по итогам 2018 года, как рассказал Владимиру Путину министр энергетики Александр Новак, экспорт сжиженного природного газа в России увеличился на 70%. В апреле 2019-го стало известно, что страна смогла потеснить на этом рынке США (по экспорту в Европу и страны АТР).

Активно осваивать СМП в современной России начали с начала 2010-х. Если в 1996 объем грузоперевозок составлял менее 2 тыс. т в год, то к 2011 увеличился до 3,1 тыс. т, а сегодня достиг отметки в 18 тыс. т. К 2025 году его планируется довести до 80 тыс. т. Об этом в том числе еще весной прошлого года говорил Владимир Путин.

Всё это говорит о том, что использование СПГ в качестве судового топлива в Арктике для России может «иметь огромный потенциал», убежден аналитик по газу Центра энергетики Московской школы управления «Сколково» Сергей Капитонов.

— Со стороны предложения у России в Арктике залегают гигантские ресурсы газа, которые планируется монетизировать, в том числе в форме СПГ, а со стороны спроса ставятся конкретные планы по росту грузооборота по СМП, — отметил эксперт в беседе с «Известиями».

Фото: ТАСС/Александр Рюмин

Ледокол «Москва» во время загрузки сжиженным природным газом с завода «Ямал СПГ» в арктическом порту Сабетта на западном берегу Обской губы Карского моря. Порт Сабетта предназначен для транспортировки сжиженного природного газа и обеспечения круглогодичной навигации по Северному морскому пути

При этом исключительно торговым и транспортным флотом присутствие судов в арктических водах не ограничивается: нельзя забывать также о развитии арктического туризма, в том числе круизного, популярность которого растет не только на Западе и в России, но и в Китае. Кроме того, в водах Северного Ледовитого океана находятся рыболовецкие и военные суда.

Именно поэтому наряду с ростом привлекательности региона не только экологи и ученые, но и политики и представители бизнеса всё чаще говорят о необходимости найти баланс между потенциальной выгодой, которую может принести освоение Арктики, и вопросами экологической безопасности.

В поисках альтернативы

Доклад, опубликованный в начале мая рабочей группой Международного арктического совета по защите морской среды (PAME) должен был решить сразу несколько задач. Исследователи планировали обновить данные о судоходстве в арктическом регионе в целом, об объемах потребляемого судами топлива и о вредных выбросах в атмосферу, а также изучить потенциал нескольких альтернативных видов топлива как с экологической, так и с экономической точки зрения.

Автор цитаты

— Судоходство в Арктике влияет на изменения климата, состояние здоровья людей и окружающую среду. Внедрение альтернативных видов топлива может существенно снизить уровень вредных выбросов, а также негативное воздействие на окружающую среду, а также снизить риски, связанные с использованием и транспортировкой тяжелых видов топлива, — отмечается в докладе.

Специалисты ориентировались на данные 2017 года и изучали воды, на которые распространяется действие Полярного кодекса Международной морской организации ООН (ИМО) — именно в нем прописаны требования к судам, которые планируется использовать для работы в Арктике или Антарктике.

Фото: Global Look Press/Jack Stein Grove/91549

Согласно выводам доклада, к 2017 году в арктических водах действовало около 1,8 тыс. судов (включая транзитные), которые потребляли около 581 кт топлива. При этом 80% топлива приходилось на долю рыболовных судов, нефтяных танкеров и транспортных судов. Около 50% от этого объема приходилось на долю больших судов с тоннажем более 10 тыс. т. И более чем в половине случаев (58%) речь шла об использовании так называемого тяжелого или грязного топлива, флотского мазута.

С использованием мазута связано сразу несколько опасностей. Во-первых, его сжигание приводит к увеличению выбросов сажи в атмосферу. Кроме того, мазут обладает вязкой консистенцией, что осложняет процесс ликвидации последствий в случае возможного разлива топлива. И это не считая сложных погодных условий, экстремально низких температур и длительной полярной ночи.

В 2011 году его использование уже было запрещено в водах Антарктики. Не исключено, что в будущем Международная морская организация ООН (ИМО) примет аналогичное решение и по Арктике. По крайней мере возможность отказа от использования мазута обсуждается в этом регионе уже в течение нескольких лет, в том числе в России.

Природное преимущество

Угроза введения всё новых ограничений, как и неоднозначная ситуация с экологией в регионе, объясняет растущий интерес к более безопасным источникам энергии — от дизеля до биогаза и электрических аккумуляторов. Авторы опубликованного в мае доклада оценивали виды топлива не только по степени вреда, который они могут нанести окружающей среде, но и с точки зрения экономической целесообразности их использования. В расчет принимались такие факторы, как наличие соответствующих двигателей и инфраструктуры, доступность этого вида топлива для разных стран арктического региона.

Круизный лайнер у берегов Шпицбергена

Фото: Global Look Press/Michael Narten/imageBROKER.com

Очевидно, что абсолютное большинство относительно «чистых» видов топлива сейчас проигрывает нефтяным топливам с точки зрения экономической выгоды и их доступности. Однако, как отмечают составители опубликованного в мае доклада, пока по соотношению экономических и экологических показателей лидером остается СПГ.

По мнению экологов, его использование позволит сократить выбросы парниковых газов до 20%, оксидов серы — сразу на 100%, окиси азота — более чем на 90%, сажи и твердых частиц — на 98% в сравнении с нефтяными топливами. Для коротких перевозок в число «фаворитов» также вошли биогаз и электрические аккумуляторы, а для перевозок на большие расстояния — биодизель и метанол.

Однако переход на СПГ в любом случае подразумевает дополнительные затраты на создание необходимой инфраструктуры для всех стран, присутствующих в арктическом регионе.

Автор цитаты

— Для того чтобы использование СПГ в российской Арктике стало реальностью, стране предстоит проделать колоссальную работу как с точки зрения строительства собственного флота на СПГ и терминалов по бункеровке, так и с точки зрения разработки и совершенствования отраслевых стандартов. Для реализации процесса бункеровки в арктических водах только предстоит создать и полноценную заправочную инфраструктуру, — пояснил Сергей Капитонов.

Сейчас, обращают внимание в центре энергетики «Сколково», в России есть лишь несколько судов, использующих СПГ в качестве бункеровочного топлива, в то время как в соседней Норвегии таких свыше шести десятков.

Фото: ТАСС/Александр Рюмин

Палуба танкера «Совкомфлота» «Проспект Менделеева», стоящего у причала нефтеналивного порта на Балтике. «Проспект Менделеева» является танкером типа «Афрамакс», использующего сжиженный природный газ (СПГ) в качестве основного судового топлива при транспортировке нефти в арктическом морском бассейне

В то же время при наличии инфраструктуры использование СПГ может существенно снизить цены на топливо для северных регионов, убеждены во Всемирном фонде дикой природы. Ведь нефтяное топливо на Север нужно завозить, что, естественно, приводит к его высокой себестоимости.

— Газ добывается в Арктике, СПГ производится там же, то есть нет больших транспортных затрат по доставке топлива. По ряду оценок СПГ обеспечит ценовую выгоду для потребителя до 40% по сравнению с нефтяными топливами, — рассказал Алексей Книжников.

Специфика российского газового рынка заключается в том, что большая часть произведенного в стране сжиженного природного газа отправляется на экспорт, в то время как для внутренних нужд объемы производства сравнительно небольшие. Вместе с тем именно в районе Северного морского пути использование СПГ в качестве топлива действительно может оказаться более целесообразным, считает Никита Крупенский, старший научный сотрудник Института статистических исследований и экономики знаний Центра научно-технологического прогнозирования НИУ ВШЭ. Тем более что танкеры, занятые на экспорте газа, на этом виде топлива работают уже сегодня.

Автор цитаты

— Больше того, они используют так называемый отпарной газ: при транспортировке, как бы герметичны ни были емкости, какая-то часть газа испаряется, и эти испарения современные технологии позволяют улавливать и использовать для судна. То есть такой газовоз, по сути, даже заправлять не нужно, — отметил он в беседе с «Известиям».

Трубопровод на газоперерабатывающем заводе

Фото: REUTERS/Maxim Shemetov

Развитие инфраструктуры для использования этого вида топлива в Арктике завязано на его производстве, и ситуация уже начинает меняться. Так, сейчас планируется использование СПГ в качестве топлива для судов «Арктик СПГ-2», строятся планы по использованию СПГ и на других типов судов, в том числе сейчас планируется построить четыре СПГ-ледокола, которые будут работать на Севморпути, перечисляет Сергей Капитонов.

— Российские компании понемногу накапливают опыт в сегменте морской бункеровки: у «Совкомфлота» есть ряд судов на СПГ, которые, впрочем, сдаются во фрахт международным игрокам. Газовые компании «Газпром» и «Новатэк» развивают проекты в области морской бункеровки на Балтике, а «Газпром нефть» строит судно-бункеровщик, — рассказал эксперт.

Оборудование для бункеровки может быть размещено на существующих и планируемых заводах по производству СПГ на Ямале, а также на новых терминалах по перегрузке сжиженного топлива, которое отправляется на экспорт, которые планируется построить в Мурманске и на Камчатке; малотоннажный проект по перевалке газа может также появиться на Чукотке. Это значит, что основа для развития такой инфраструктуры уже была заложена.

Зато, сходятся во мнении как опрошенные «Известиями» эксперты в области энергетики, так и экологи, использование этого природного ресурса в качестве топлива в российской Арктике поможет воплотить сценарий устойчивого развития, при котором бизнес в долгосрочной перспективе получит возможность эффективнее использовать имеющиеся природные ресурсы, существенно снизить топливные затраты и обезопасить себя на случай потенциальных ограничений на использование нефтяных видов топлива. А с другой — удастся избежать дополнительного ущерба для экологии региона.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ

Мировой рынок сжиженного газа: проснувшийся гигант | Экономика в Германии и мире: новости и аналитика | DW

О сжиженном природном газе (СПГ, по-английски LNG) в последнее время много говорили в связи со строительством “Северного потока-2”: мол, США пытаются сорвать проект “Газпрома”, чтобы навязать европейцам свой дорогостоящий сжиженный газ вместо дешевого российского трубопроводного.

В результате могло возникнуть впечатление, что Америка – чуть ли не основной в мире поставщик СПГ, причем товар этот не очень-то востребованный, а потому Россия совершенно правильно поступает, что предпочитает экспортировать свое голубое топливо в Европу по трубам.

На самом деле глобальный рынок сжиженного газа стремительно развивается, США на нем совсем не главный игрок, Европа уже давно является крупным покупателем СПГ, а “Газпром” форсированными темпами увеличивает собственные мощности для сжижения своего главного экспортного товара.

СПГ будет теснить трубопроводный газ

С 2000 года экспорт-импорт сжиженного газа вырос на планете более чем в два раза, прежде всего – за счет спроса в Азии. Сегодня на СПГ приходятся 40% физических объемов мировой торговли газом, до 2040 года его доля возрастет до 60% (снизив роль трубопроводного газа до 40%). Один только Китай за 2018 год увеличил импорт сжиженного газа на 40%, а глобальный спрос на него уже в ближайшее время, до конца 2020 года, вырастет на 20%.

Эти цифры взяты из двух докладов, опубликованных 19 и 25 февраля британо-нидерландским нефтегазовым концерном Royal Dutch Shell. Первый посвящен главным образом перспективам использования сжиженного газа как топлива для судов и грузовых автомобилей, второй –  Shell LNG Outlook 2019 – является очередным ежегодным прогнозом развития рынка СПГ.

Опираясь на два этих наиболее актуальных исследования, DW составила портрет “проснувшегося гиганта” – отрасли, с каждым годом играющей все более важную роль в мировой энергетике. Одна из ключевых причин: газ намного экологичнее других ископаемых энергоносителей – угля и нефти, что имеет большое значение, в частности, для Китая, борющегося с загрязнением воздуха в больших городах.

Первопроходцами были американцы и британцы

Начнем с азов. СПГ получают при значительном охлаждении самого обычного природного газа, добытого либо традиционным способом, либо методом гидроразрыва пласта из сланцевых пород (сланцевый газ). Сама технология сжижения не нова, ее изобрел еще в 1895 году немецкий ученый и предприниматель Карл фон Линде (Carl von Linde), основатель компании Linde. Однако широкомасштабный переход мировой газовой промышленности на эту технологию начался лишь столетие спустя.

Крупнейший в Европе перевалочный СПГ-терминал Isle of Grain на юго-востоке Великобритании

Правда, первые коммерческие операции со сжиженным природным газом были осуществлены в США еще в начале 40-х годов прошлого века, оттуда же в 1959 году отправили первую партию американского СПГ в Европу. Ее приняла Великобритания. В 1964 году началась эксплуатация первого танкера-газовоза, специально построенного для транспортировки СПГ, он курсировал между первым экспортным терминалом в Алжире и Соединенным Королевством.

Так что в Европе у британцев – самый давний опыт использования этого вида топлива. Не случайно именно в Великобритании, в графстве Кент на юго-востоке страны, находится крупнейший европейский терминал по приему СПГ Isle of Grain. Его резервуары рассчитаны на 1 миллион кубометров газа (мощность крупных импортных терминалов составляет обычно несколько сотен тысяч кубометров).

Рынок СПГ похож на рынок нефти

Кстати, именно в этот перевалочный пункт танкер Christophe de Margerie доставил 27 декабря 2017 года самый первый сжиженный газ с проекта “Ямал СПГ”, реализуемого международным консорциумом во главе с российской компанией “Новатэк”. Отсюда этот газ, срочно перекупленный у первоначального заказчика, ушел в охваченный резкими холодами Бостон, став тем самым первой партией СПГ, поставленной из России в США.

Этот эпизод стал яркой иллюстрацией коренного преимущества сжиженного газа: его производитель (владелец) имеет возможность гибко реагировать на изменения спроса, оперативно направляя или перенаправляя свой товар по морю с одного континента на другой.

В этом смысле рынок СПГ, стремительное развитие которого началось в 1990-х годах, куда больше похож на мировой рынок нефти, чем на традиционную торговлю трубопроводным газом, который экспортируют (в основном по суше) только туда, куда проложены магистральные газопроводы. А их протяженность из соображений рентабельности обычно не превышает 4 тысячи километров. Среднестатистический маршрут СПГ-танкера составил в 2017 году 15,5 тысяч километров.

Возможность трансконтинентальных поставок газа в сжиженном виде коренным образом меняет облик мировой газовой промышленности. Ведь крупными игроками в отрасли становятся страны, которые в силу своей отдаленности от важнейших рынков сбыта в Азии и Европе (Австралия, Нигерия) и/или из-за своего островного характера (Индонезия, Тринидад и Тобаго) не могли стать поставщиками трубопроводного газа, а теперь экспортируют СПГ, пользуясь все более многочисленными и все более крупными судами-газовозами. В результате растет глобальное предложение – и резко обостряется конкуренция.

Основные поставщики для Европы – Катар, Алжир и Нигерия

Сегодня СПГ производят и экспортируют 18 стран. В 2017 году объемы его поставок составили 323 миллиарда кубометров или 230 миллионов тонн (всего в тот год на экспорт пошло примерно 770 миллиардов кубометров газа). Бесспорным мировым лидером на рынке СПГ является Катар. Его быстро догоняет Австралия, до недавнего времени не игравшая сколько-нибудь заметной роли на глобальном газовом рынке. Большими мощностями для сжижения обладают также Малайзия, Индонезия, Алжир, Нигерия.

США в данный момент занимают 7-е место среди крупнейших в мире производителей и экспортеров сжиженного газа. Так что на европейском рынке основным конкурентом для трубопроводных поставок “Газпрома” и для “Северного потока-2” будет, скорее всего, вовсе не (сравнительно дорогой) американский СПГ, а африканский и ближневосточный.

Во всяком случае в 2018 году основными поставщиками для Европы были Катар, Алжир и Нигерия. Не случайно Катар настойчиво агитирует Германию обзавестись собственным приемным терминалом и готов вложиться в этот проект. 

Растущую роль России обеспечивают “Сахалин-2” и “Ямал СПГ”

Россия, по данным Shell, еще не обогнала Тринидад и Тобаго по мощностям для сжижения газа, но еще в 2017 году заняла 8-е место после США среди крупнейших экспортеров СПГ. Первым в РФ заводом по его производству стал в 2009 году “Сахалин-2”. Контрольный пакет в компании-операторе принадлежит “Газпрому”. Проектная мощность предприятия – 9,6 миллионов тонн в год, однако в 2017 году ему удалось, по данным самого “Газпрома”, произвести 11,49 миллионов тонн.

Вторым российским заводом стал уже упоминавшийся “Ямал СПГ” под управлением компании “Новатэк”, который после намеченной на 2019 год сдачи в эксплуатацию третей очереди должен выйти на проектную мощность в 16,5 миллионов тонн. В ближайшие годы “Газпром”, “Новатэк” и “Роснефть” планируют реализовать еще как минимум четыре СПГ-проекта.   

В июле 2018 танкер “Владимир Русанов” доставил в Китай первую партию газа с завода “Ямал СПГ”

Так что Россия, с одной стороны, по идее должна быть заинтересована в развитии мирового рынка сжиженного газа и, в частности, в строительстве терминалов по его приему в Германии, ведь ФРГ – крупнейший покупатель голубого топлива из РФ, а после ввода в эксплуатацию “Северного потока-2” еще больше закрепит за собой роль европейского распределительного центра российского газа.

С другой стороны, при увеличении объемов глобального экспорта-импорта СПГ, особенно, если оно будет сопровождаться снижением цен, с растущей конкуренцией столкнется российский трубопроводный газ. Причем как раз на тех рынках, для обслуживания которых государственная компания “Газпром” в настоящее время реализует дорогостоящие трубопроводные проекты. Это Евросоюз (“Северный поток-2” и вторая нитка “Турецкого потока”), Турция (первая нитка “Турецкого потока”), Китай (“Сила Сибири”).

Был бы СПГ, а терминалы найдутся

Ведь вслед за Японией крупнейшим в мире обладателем мощностей по приему СПГ является именно Европа, если рассматривать вместе все страны ЕС и Турцию, как это и делается в исследовании Shell. В группу мировых лидеров по приему СПГ входит также Китай, в 2018 году возглавивший список крупнейших импортеров.

А в Европе крупнейшим покупателем сжиженного газа и обладателем наибольшего числа приемных терминалов является Испания, географически расположенная дальше других от традиционных поставщиков трубопроводного газа: России (СССР), Норвегии и Нидерландов. На Атлантическом океане и Средиземном море действуют в общей сложности 7 испанских терминалов.

В Великобритании терминалов 3, но они мощнее, чем 4 французских. В Турции и Италии по 3, по одному в Нидерландах, Бельгии, Португалии, Польше, Греции, Финляндии, Литве и на Мальте. В обозримом будущем от одного до трех терминалов могут появиться в Германии: политическое решение из Берлина  об их государственной поддержке ожидается еще в марте.

В настоящее время на планете в 42 странах имеются около 120 терминалов по приему СПГ (не считая несколько десятков запланированных или строящихся). Суммарная мощность действующих превышает 850 миллионов тонн, что в два с лишним раза больше глобальных мощностей по сжижению газа, отмечает Shell и поясняет, что приемные терминалы сооружают иногда не только из чисто экономических соображений, но и из стремления обрести независимость от поставщиков.

К тому же следует учитывать существенное число приемных мощностей в США, которые были сооружены до сланцевой революции и теперь чаще всего простаивают. Так что Америка может и экспортировать, и импортировать СПГ.

Таким образом, возможностей принять сжиженный газ на планете предостаточно – и будет еще больше. Это означает: если производители, будь то Катар или Австралия, Малайзия или Алжир, США или Россия будут предлагать свою продукцию по конкурентоспособным ценам, они могут смело ускоренными темпами наращивать производство СПГ.

Подписывайтесь на наши каналы о России, Германии и Европе в | Twitter | Facebook| Youtube

Смотрите также:

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты “Газпрома”

  Рекорды сибирского голубого топлива

  В 2017 году доля “Газпрома” на газовом рынке Европы впервые достигла почти 35 процентов, второй год подряд оказались рекордными поставки в Германию – крупнейший экспортный рынок российской компании. В 2018-2019 годах она намерена одновременно осуществить два газотранспортных мегапроекта. В то же время растущую конкуренцию голубому топливу из Сибири составляют новые технологии.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты “Газпрома”

  Главная цель – обойти Украину

  Газопроводы “Северный поток-2” и “Турецкий поток” сооружаются одновременно, оба проекта планируется завершить к концу 2019 года. Именно к этому времени истекает десятилетний российско-украинский договор о транзите газа. Объявленная цель “Газпрома”: пустить экспортные потоки в обход Украины. Чем руководствуется компания: коммерческими соображениями или геополитическими установками Кремля?

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты “Газпрома”

  Nord Stream 2: председательствует Шрёдер

  Бывший канцлер ФРГ Герхард Шрёдер (в центре) уже обеспечивал первому газопроводу на Балтике политическую поддержку в Европе, теперь он председательствует и в швейцарской компании Nord Stream 2, прокладывающей “Северный поток-2”. На снимке он в Париже рядом с Алексеем Миллером, главой “Газпрома”, и Изабель Кошер, гендиректором французской компании Engie, присоединившейся к проекту.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты “Газпрома”

  “Северному потоку-2” нужен EUGAL

  “Северный поток-2” у всех на слуху, про EUGAL мало кто слышал. Однако без этого сухопутного отвода новый газопровод на Балтике не имеет смысла, ведь его конечная точка – побережье Германии. Отсюда российский газ еще надо будет доставлять потребителям в разных странах ЕС. За прокладку двух мощных труб до Чехии отвечает компания Gascade, совместное предприятие немецкой Wintershall и “Газпрома”.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты “Газпрома”

  Где греческая труба?

  Первая нитка “Турецкого потока” предназначена для снабжения западной части Турции, куда российский газ сейчас поступает транзитом через Украину. Вторую нитку планировалось дотянуть до границы с Грецией, а оттуда проложить новый газопровод в сторону Италии. Президент России Владимир Путин лоббировал этот проект в Афинах в мае 2016 года, но он застопорился.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты “Газпрома”

  TAP: конкурент на южном маршруте

  Конкурировать с “Газпромом” на важном для него итальянском рынке с 2020 года будет голубое топливо из азербайджанского месторождения “Шах Дениз-2”. Согласно международному соглашению, подписанному в Баку в декабре 2013 года, газ, пройдя по Турции, будет поступать в Трансадриатический газопровод (TAP), который сейчас прокладывается через Грецию, Албанию и по дну Адриатического моря в Италию.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты “Газпрома”

  Сжиженный газ сдерживает цены

  В разных странах ЕС “Газпрому” все чаще приходится теперь конкурировать с поставщиками сжиженного природного газа. Например, в Литве, где плавучий терминал регазификации СПГ заработал в декабре 2014 года. Топливо, поступающее по морю с других континентов, чаще всего дороже трубопроводного газа из России, а потому вряд ли серьезно его потеснит. Однако наличие такой альтернативы сдерживает цены.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты “Газпрома”

  Нет спроса на газовые турбины

  В европейской и особенно немецкой электроэнергетике все более серьезную конкуренцию газу составляют ветер, солнце и биомасса. Бум возобновляемой энергетики привел к тому, что в Евросоюзе почти перестали строить новые газовые электростанции. Резкое падение спроса на турбины для них вынудили компании Siemens и General Electric объявить в конце 2017 года о радикальном сокращении производства.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты “Газпрома”

  Топить можно и электричеством

  Природный газ остается в Европе важнейшим источником тепла, но и на этом рынке новые технологии представляют все более серьезную конкуренцию продукции “Газпрома”. В Германии и Швейцарии, к примеру, в новых домах все чаще устанавливают не газовое отопление, а тепловые насосы, преобразующие холод в тепло с помощью электроэнергии. А для обогрева воды все чаще используют солнечную энергию.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты “Газпрома”

  Курс на защиту климата

  Перспективы газа и тем самым “Газпрома” на европейском рынке во многом зависят от того, насколько решительно Евросоюз будет бороться против глобального потепления, стимулируя возобновляемую энергетику и энергосбережение. Соответствующие планы до 2030 года разрабатывают заместитель председателя Еврокомиссии Марош Шевчович и комиссар ЕС по энергетике Мигель Ариас Каньете.

  Автор: Андрей Гурков

Сжиженный природный газ: свойства и преимущества

Сжиженный природный газ или сокращенно СПГ, как принято называть его в энергетической отрасли (англ. соотв. Liquefied Natural Gas, сокр. LNG) представляет собой обыкновенный природный газ, охлажденный до температуры –162°С (так называемая температура сжижения) для хранения и транспортировки в жидком виде. Хранится сжиженный газ в изотермических резервуарах при температуре кипения, которая поддерживается вследствие испарения СПГ. Данный способ хранения СПГ связан с тем, что для метана, основной составляющей СПГ, критическая температура –83°С, что гораздо ниже температуры окружающей среды, и не предоставляет возможным хранить сжиженный природный газ в резервуарах высокого давления (для справки: критическая температура для этана составляет +32°С, для пропана +97°С). Для использования СПГ подвергается испарению до исходного состояния без присутствия воздуха. При регазификации (возвращении газа в исходное парообразное состояние) из одного кубометра сжиженного газа образуется около 600 кубометров обычного природного газа.

Температура сжиженного газа

Чрезвычайно низкая температура СПГ делает его криогенной жидкостью. Как правило, вещества, температура которых составляет –100°С (–48°F) или еще ниже, считаются криогенными и требуют специальных технологий для обработки. Для сравнения, самая низкая зарегистрированная температура на Земле составляет –89,2°С (Антарктика), а в населенном пункте –77,8°С (поселок Оймякон, Якутия). Криогенная температура сжиженного природного газа означает, что контакт с СПГ может вызвать изменение свойств контактирующих материалов, которые впоследствии станут ломкими и потеряют свою прочность и функциональность. Поэтому в отрасли СПГ используют специальные материалы и технологии.

Химический состав СПГ

Сырая нефть и природный газ являются ископаемыми видами топлива, известными как «углеводороды», потому что содержат химические комбинации атомов углерода и водорода. Химический состав природного газа зависит от места добычи газа и его обработки. Сжиженный природный газ представляет собой смесь метана, этана, пропана и бутана с небольшим количеством более тяжелых углеводородов и некоторых примесей, в частности, азотных и комплексных соединений серы, воды, углекислого газа и сероводорода, которые могут существовать в исходном газе, но должны быть удалены перед сжижением. Метан является самым главным компонентом, обычно, хотя и не всегда, более чем на 85% по объему.

Плотность сжиженного газа

Поскольку СПГ представляет собой некую смесь, плотность сжиженного природного газа изменяется незначительно с ее фактическим составом. Плотность сжиженного природного газа, как правило, находится в диапазоне 430–470 килограммов на кубический метр, а его объем составляет примерно 1/600 объема газа в атмосферных условиях. Это делает его примерно на треть легче, чем воздух. Другим следствием этих фактов является то, что СПГ имеет меньшую плотность, чем вода, что позволяет ему находиться на поверхности в случае разлива и вернуться к парообразному состоянию достаточно быстро.

Другие свойства СПГ

Сжиженный природный газ не имеет запаха, бесцветный, не вызывает коррозии, не горюч и не токсичен. СПГ хранится и транспортируется при сверхнизких температурах при атмосферном давлении (отсутствие высоких давлений). При воздействии на окружающую среду СПГ быстро испаряется, не оставляя следов на воде или почве.

В своей жидкой форме сжиженный природный газ не имеет способность взрываться или воспламеняться. При испарении природный газ может воспламениться в случае контакта с источником горения, и если концентрация испарений в воздухе будет составлять от 5 до 15 процентов. Если концентрация паров газа менее 5 процентов, то для начала возгорания испарений недостаточно, а если более 15 процентов, то в окружающей среде будет нехватка кислорода.

Преимущества сжиженного природного газа

1. В процессе сжижения плотность газа увеличивается в сотни раз, что повышает эффективность и удобство хранения, а также транспортировки и потребления энергоносителя.
2. Сжиженный природный газ – нетоксичная криогенная жидкость, хранение которой осуществляется в теплоизолированной емкости при температуре –162°С. Большие объемы СПГ возможно хранить в специальных наземных резервуарах при атмосферном давлении.
3. Возможность межконтинентальных перевозок СПГ специальными танкерами-газовозами, а также перевозка железнодорожным и автомобильным видами транспорта в цистернах.
4. Сжиженный природный газ дает возможность газификации объектов, удаленных от магистральных трубопроводов на большие расстояния, путем создания резерва СПГ непосредственно у потребителя, избегая строительства дорогостоящих трубопроводных систем.

С точки зрения потребителя, преимущества сжиженного природного газа, исходя из его состава и физических свойств, состоят еще и в том, что СПГ является не только источником сухого природного газа, транспортируемого по газопроводам, а также источником ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов – этана, пропана, бутанов и пентанов), входящих в состав СПГ и выделяемых из СПГ при регазификации. Эти углеводороды используются в качестве нефтехимического сырья и в качестве источника экологически чистого топлива для различных видов транспорта (а также в быту). В процессе регазификации на терминале СПГ будет происходить выделение фракции С₂+ или С₃+. Возможность перевозить ШФЛУ в составе сжиженного природного газа выступает не только в пользу потребителя, но также решает и проблемы производителя по транспортировке ШФЛУ с газового месторождения.

Сжиженный природный газ представляет собой безопасный, экологически чистый вид топлива с высокими энергетическими характеристиками и октановым числом. Цена СПГ по стоимости у потребителя ниже цены сжиженного нефтяного газа, мазута и тем более дизельного топлива.

Сжиженный природный газ – статья энциклопедии

Сжиженный природный газ или СПГ – это природный газ (состоящий в основном из метана, CH ₄ ), который был преобразован в жидкую форму для облегчения транспортировки и хранения. Проще говоря, это жидкая форма природного газа, который люди используют в своих домах для приготовления пищи и отопления.

Типичный сырой природный газ содержит только около 80% метана и ряд высококипящих углеводородов, а также ряд примесей.Перед сжижением его обычно очищают от высококипящих углеводородов и примесей. Полученный сжиженный природный газ содержит около 95% или более метана, и это прозрачная, бесцветная жидкость без запаха, не вызывающая коррозии и не токсичная. ^{[1] [2]}

СПГ занимает лишь очень небольшую долю (1/600) объема природного газа и, следовательно, более экономичен для транспортировки на большие расстояния. Его также можно хранить в больших количествах, что было бы непрактично для хранения в качестве газа. ^{[1] [2]}

Установки для производства СПГ

(CC) Диаграмма: Milton Beychok
Рис.1: Блок-схема процесса сжижения СПГ. См. Подробности в разделе «Обработка природного газа».

Процесс сжижения включает отделение неочищенного природного газа от любой попутной воды и высококипящих углеводородных жидкостей (называемых конденсатом природного газа), которые могут быть связаны с неочищенным газом. Затем неочищенный газ дополнительно очищается на установке по переработке природного газа для удаления примесей, таких как сероводород (H ₂ S) и двуокись углерода (CO ₂ ), остаточная водная жидкость или пар, ртуть, азот. , и гелий, который может вызвать затруднения при спуске по потоку.(См. Блок-схему процесса сжижения на рисунке 1)

Очищенный природный газ затем охлаждается и перегоняется в рядах ректификационных колонн, сначала в колонне деметанизатора для извлечения очищенного природного газа (преимущественно метана), а затем в деэтанизаторе, депропанизаторе и дебутанизаторе для отделения и извлечения этана (C ₂ H ₆ ), пропан (C ₃ H ₈ ), бутаны (C ₄ H ₁₀ ) и любые высококипящие углеводороды, вместе именуемые сжиженным природным газом (ШФЛУ).Затем природный газ конденсируется в жидкость практически при атмосферном давлении с использованием дополнительного охлаждения для его охлаждения примерно до -162 ° C (-260 ° F).

Существует ряд холодильных систем для сжижения природного газа. В мировой индустрии СПГ используются два основных процесса сжижения:

• Процесс многокомпонентного охлаждения с предварительным охлаждением пропаном (C3 / MR), также известный как процесс APCI и используемый на большинстве (около 80%) заводов по производству СПГ ^[3]
• каскадный процесс чистого хладагента

Первые заводы СПГ в Алжире и на Аляске (см. Раздел «История» ниже) были основаны на каскадном процессе с использованием пропана, этилена и метана в качестве хладагентов.Однако с тех пор большинство крупных проектов СПГ было основано на процессе C3 / MR. Различные исследования показали, что эффективность двух основных процессов схожа. ^{[3] [4] [5]}

Как упоминалось выше, уменьшение объема делает СПГ гораздо более экономичным для транспортировки на большие расстояния, где нет трубопроводов. Там, где транспортировка природного газа по трубопроводам невозможна или экономична, его можно транспортировать с помощью специально разработанных криогенных морских судов, называемых танкерами для перевозки СПГ, или криогенными железнодорожными или автомобильными танкерами.

История

Сжижение природного газа восходит к 1820-м годам, когда британский физик Майкл Фарадей экспериментировал со сжижением различных типов газов. Немецкий инженер Карл фон Линде построил первую практическую систему парокомпрессионного охлаждения в 1870-х годах.

Первый коммерческий завод по сжижению природного газа был построен в Кливленде, штат Огайо, в 1941 году, и СПГ хранился в резервуарах при атмосферном давлении, что повысило вероятность того, что СПГ можно будет транспортировать в морских судах.В январе 1959 года первый в мире танкер для перевозки СПГ, переоборудованный грузовой корабль под названием The Methane Pioneer , содержащий пять небольших изолированных алюминиевых цистерн, перевез 5000 м ³ (около 2250 метрических тонн ^[6] ) СПГ из озера Чарльз, Луизиана в США до острова Канви на реке Темза в Англии. Этот рейс продемонстрировал, что СПГ можно безопасно транспортировать через океаны. В течение следующих 14 месяцев это же судно доставило семь дополнительных грузов с небольшими проблемами. ^{[2] [7]}

Продемонстрированная способность транспортировать СПГ на морских судах подтолкнула строительство крупных заводов по сжижению СПГ на основных месторождениях природного газа по всему миру. Первый крупномасштабный завод СПГ начал работать в 1964 году в Арзеве, Алжир, и первоначально производил около 2 560 метрических тонн / день (т / день ^[6] ) СПГ. В 1969 году рядом с Кенай, Аляска, начал работать еще один завод по производству СПГ, который первоначально производил СПГ со скоростью около 3 400 т / день. ^{[2] [8]}

К середине 2008 года в 15 странах мира работало 19 заводов по сжижению природного газа, из которых три крупнейшие:

• Проект Bontang в Индонезии, производительность около 64000 т / день
• Проект Ras Gas в Катаре, добыча около 59000 т / день
Проект
• Арзев в Алжире с производительностью около 49 000 т / день

Также было 65 терминалов по приему СПГ (часто называемых терминалами регазификации), работающих в 19 странах мира. ^[8]

Транспортировка СПГ

(CC) Фото: Xoán Porto
Рис. 2: Танкер СПГ с 5 сферическими резервуарами СПГ. Общая длина составляет 285 метров (311 ярдов).

По состоянию на 2008 г. типичный морской танкер для перевозки сжиженного природного газа мог транспортировать около 150 000 м 3 ³ (70 000 т) СПГ, что при регазификации на приемном терминале станет около 92 000 000 стандартных кубических метров ^[9] природного газа. Танкеры СПГ по размеру сравнимы с авианосцем, их строительство и эксплуатация очень дороги.Следовательно, они не могут позволить себе простоя. Они движутся быстро, со средней скоростью от 18 до 20 узлов, по сравнению с 14 узлами у морских судов для перевозки сырой нефти. Кроме того, загрузка на заводах по сжижению природного газа и разгрузка на приемных терминалах обычно занимает в среднем всего 15 часов.

Все танкеры для СПГ имеют конструкцию с двойным корпусом, специально разработанную для предотвращения утечки или разрыва в случае аварии. Груз (СПГ) хранится при атмосферном давлении и -162 ºC в специально изолированных цистернах (называемых «защитной конструкцией») внутри внутреннего корпуса.Конструкция удержания груза состоит из первичного резервуара для жидкости, слоя изоляции, вторичного барьера для жидкости и вторичного слоя изоляции. В случае повреждения первичного бака для жидкости назначение вторичного барьера – предотвратить утечку. Все поверхности, контактирующие с СПГ, изготовлены из материалов, устойчивых к экстремально низким температурам. Следовательно, материалом обычно является нержавеющая сталь, алюминий или никель-железный сплав, известный как «инвар».

Около 57% мирового флота танкеров-газовозов используют цистерны, которые поддерживаются корпусом танкера и соответствуют форме корпуса, для хранения СПГ-груза.Такие носители обычно называют сосудами «мембранного типа». Другой крупный тип танкеров-газовозов, составляющих около 41% мирового флота, использует самонесущие сферические резервуары для хранения СПГ, причем верхняя половина сфер находится над палубой, как показано на рисунке 2. Такие перевозчики обычно называют судами типа «мох» (названы в честь норвежской компании Moss Maritime).

Большинство судов, работающих на СПГ, используют паровые турбины для обеспечения тяги, а эти суда используют газ, выделяющийся из груза, в качестве топлива для производства пара.Таким образом, танкеры для перевозки СПГ не прибывают в порт назначения с тем же количеством СПГ, которое было загружено на заводе по сжижению газа. Принятая максимальная величина выкипания составляет около 0,15% от объема груза в сутки. Таким образом, за 20-дневный рейс груз СПГ будет уменьшен примерно на 3%. Последние достижения в области технологий позволяют устанавливать на борту судов установки, которые могут повторно сжижать испарение, которое затем возвращается в грузовые танки. Благодаря этому строители и пользователи танкеров для перевозки СПГ теперь могут рассмотреть возможность использования более эффективных дизельных двигателей, а не паровых турбин.

По состоянию на середину 2008 года в мировом флоте насчитывалось 247 танкеров-газовозов, а общая вместимость флота составляла 30 800 000 кубометров СПГ. ^[8]

Терминалы приема СПГ

(PD) Фото: Yo-sei Shosi
Рис. 3: Терминал СПГ в Иокогаме, Япония.

Приемные терминалы СПГ (часто называемые терминалами регазификации) принимают танкеры СПГ, выгружают свои грузы СПГ и хранят СПГ в резервуарах. При необходимости СПГ извлекается из резервуаров для хранения, превращается обратно в природный газ с использованием теплообменников для испарения СПГ, а затем отправляется конечным потребителям через локальную сеть трубопроводов.

Основными компонентами приемного терминала являются причалы для разгрузки танкеров СПГ и портовые сооружения, резервуары для хранения СПГ, испарители для преобразования СПГ в его исходную газообразную форму и трубопровод, ведущий к местной сети природного газа. Танкеры для СПГ также можно выгружать в море, вдали от перегруженных и мелководных портов. Для этого используется система плавучей швартовки и разгрузка судов по подводному изолированному трубопроводу СПГ на наземную регазификационную установку. ^[4]

Основным компонентом приемного терминала является оборудование для испарения, которое нагревает СПГ от –161.От 5 ° C до более чем 5 ° C, чтобы снова перевести СПГ в газообразную фазу. Концептуально испарители – это относительно простые устройства, в которых СПГ обычно перекачивается через теплообменники, где он нагревается за счет обмена теплом с более теплой жидкостью в теплообменнике. Более теплая жидкость может быть морской водой, теплой водой или другой теплой жидкостью. Существует также ряд других методов испарения СПГ. ^[10]

В обычных сооружениях приемных терминалов на суше или на море разгруженный СПГ хранится на берегу в больших резервуарах до тех пор, пока газ не понадобится конечным потребителям.

(PD) Фото: Билли Бирдвелл, Инженерный корпус армии США
Рис. 4: Резервуары для хранения СПГ возле Саванны, Джорджия.

Емкости для хранения СПГ

Большие резервуары для хранения СПГ имеют цилиндрическую форму и низкое соотношение сторон (т. Е. Отношение высоты к ширине). Как правило, они состоят из бетонной внешней стены, подвергнутой последующему натяжению, и внутренней стены из высоконикелевой стали, с изоляцией между внутренней и внешней стенами. ^[11] Резервуары имеют куполообразную крышу из стали или бетона.Давление хранения в таких резервуарах довольно низкое, менее 10 кПа (0,10 атм). Иногда для хранения используются подземные или частично подземные резервуары.

Меньшие цилиндрические резервуары для хранения СПГ, около 1 000 м 2 ³ (264 000 галлонов) или меньше, обычно представляют собой сосуды высокого давления с вакуумной рубашкой. Давление хранения в таких резервуарах может составлять от менее 50 кПа (0,50 атм) до более 1000 кПа (10 атм), и они могут быть горизонтальными или вертикальными.

Аспекты безопасности СПГ

(CC) Диаграмма: Milton Beychok
Рис.5: График диапазона воспламеняемости метана, который обычно составляет около 90% или более паров СПГ.

В жидком состоянии СПГ не огнеопасен и не взрывоопасен. Чтобы СПГ загорелся, он должен сначала испариться, смешаться с воздухом в надлежащих пропорциях (диапазон воспламеняемости составляет от 5 до 15 об.% ^[12] ), а затем воспламениться. ^{[1] [13] [14]}

Когда СПГ выбрасывается в окружающую атмосферу из-за утечки, разлива или по любой другой причине (на суше или в море), он немедленно начинает испаряться, поглощая тепло от земли или морской воды.При обычной температуре окружающего воздуха от 15 до 40 ° C природный газ намного легче воздуха. Однако пар природного газа, образующийся при испарении СПГ, очень холодный (т.е. -160 ° C) и, следовательно, намного плотнее, чем окружающий воздух, а это означает, что исходный пар останется на уровне земли или моря. Пар начнет смешиваться с воздухом, и водяная влага в воздухе будет конденсироваться, образуя видимое облако пара. Поскольку облако изначально формируется, оно содержит слишком много природного газа, чтобы быть воспламеняемым.Он будет задерживаться на уровне земли, пока не будет поглощено дальнейшее тепло, а природный газ не поднимется вверх и не смешается с большим количеством воздуха. Когда это произойдет, концентрация природного газа в облаке начнет уменьшаться. В какой-то момент концентрация природного газа в облаке снизится до уровня воспламеняемости и станет горючим. Если в этой точке присутствует источник возгорания, будет гореть только та часть облака, которая находится в пределах диапазона воспламенения. Облако пара не взорвется, если его не удержать.Любая часть облака, которая входит в здание или оказывается заключенной в перегруженном пространстве, станет взрывоопасной, если встретит источник возгорания. ^{[15] [16]}

Существуют возможные опасности, связанные с СПГ, кроме пожара или взрыва: ^{[2] [15]}

• Rapid Phase Transition : Внезапное испарение или фазовый переход от жидкости к пару, произошедшее при разливе СПГ в воду, вызвало физический взрыв.Никаких травм от RPT СПГ не произошло, но оборудование было повреждено. Взрывоопасное избыточное давление, вызванное RPT, еще не было хорошо измерено, но есть признаки того, что избыточное давление не было достаточно высоким, чтобы вызвать травму персонала.
• Удушье : Чтобы смерть человека наступила в результате удушья, пары СПГ должны снижать нормальную концентрацию кислорода в воздухе (около 21 об.%) До менее 6 об.%. Это может произойти, когда концентрация паров СПГ в воздухе составляет около 71 об.%.Дыхание ухудшается, когда уровень кислорода в воздухе снижается до менее 15 об.%, А рвота возникает, когда уровень кислорода ниже 10 об.%, Что соответствует концентрации паров СПГ в воздухе примерно 28 и 52 об.% Соответственно. .
• Ожоги от замерзания : Единственный инцидент, в ходе которого человек получил ожог от замерзания из-за утечки СПГ в 1977 году, когда разорвался клапан во время загрузки танкера для СПГ.
• Перевертывание в резервуарах для хранения : Из-за давления, создаваемого гидравлической головкой СПГ в резервуаре, нижний уровень СПГ в резервуаре имеет давление и равновесную температуру несколько выше, чем СПГ на верхнем уровне в резервуаре и, следовательно, несколько менее плотный, чем СПГ на верхнем уровне.Таким образом, содержимое резервуара подвержено внезапному повышению нижнего уровня до верхнего из-за разницы в плотности. Это называется «опрокидыванием». Если это произойдет, небольшая часть СПГ немедленно испарится в газ, потому что он больше не подвергается никакому гидравлическому давлению напора. Поскольку степень расширения пара СПГ к жидкости составляет примерно 600: 1, даже небольшое испарение может привести к образованию большого объема газа. Результирующее резкое повышение давления в резервуаре может превысить пропускную способность предохранительных клапанов и, возможно, привести к выходу из строя крыши или стенки резервуара.Первое такое опрокидывание произошло в 1971 году и слегка повредило крышу резервуара СПГ. Эта проблема смягчается за счет мониторинга температуры резервуара на различных уровнях и за счет использования насосных систем смешивания.

В целом отрасль СПГ имеет превосходные показатели безопасности по сравнению с другими заводами по переработке углеводородов. По состоянию на конец 2003 года в мире насчитывалось 23 завода по сжижению природного газа, 58 приемных (регазификационных) терминалов и 224 морских танкера для перевозки сжиженного природного газа, в общей сложности переваливающих около 168 миллионов метрических тонн СПГ в год.СПГ безопасно доставлялся через океаны более 40 лет. За это время было выполнено более 45 000 рейсов танкеров-газовозов на расстояние более 100 000 000 000 миль (160 900 000 км) без серьезных аварий или проблем с безопасностью ни в порту, ни в открытом море. Отрасль СПГ должна соответствовать строгим стандартам, установленным такими странами, как США, Япония, Австралия и европейские страны. ^{[2] [14] [17]}

По данным Министерства энергетики США, за время существования отрасли восемь морских инцидентов по всему миру привели к утечке СПГ, при этом некоторые корпуса были повреждены из-за холода. трещина, но возгорания груза не произошло.Было зарегистрировано семь инцидентов, не связанных с утечкой, два – с места посадки авианосца, но без значительной потери груза; То есть ремонт был произведен быстро и утечек удалось избежать. На судах СПГ погибших не было. ^[14]

Отдельные аварии со смертельным исходом произошли на нескольких береговых объектах в первые годы существования отрасли. С тех пор были введены более строгие правила эксплуатации и безопасности. ^[14] Достаточно полный список и обсуждение инцидентов, которые произошли с морскими перевозчиками, на наземных объектах (заводы по сжижению газа и приемные терминалы) и с дорожными танкерами для СПГ доступны в Интернете. ^[17]

Единицы и преобразования

В большей части доступной технической литературы по СПГ используются определенные единицы измерения и преобразования, которые варьируются от одного источника к другому. Ключевые единицы и преобразования изложены ниже, чтобы сделать доступным единый набор самосогласованных данных:

Базовые единицы:

• 1 кубический метр (м ³ ) = 35,315 кубических футов (фут ³ )
• 1 метрическая тонна (т) = 1 тонна = 1000 кг = 2204.6 фунтов = 1,1023 короткая тонна (тонна) ^(а)
• 1 короткая тонна (тонна) = 2000 фунтов = 0,9072 метрическая тонна (т) = 0,9072 тонна = 907,2 кг

Определения:

• Плотность СПГ = 450 кг / м ³ = 0,45 т / м ^{3 (б)}
• 1 метрическая тонна СПГ = 2,222 м ³ СПГ = 1360 м ³ природного газа (при предполагаемом давлении 1 атм и температуре 0 ° C) ^{(b) (c)}
• 1 короткая тонна СПГ = 71.18 футов ³ СПГ = 46,053 футов ³ природного газа (при предполагаемом давлении 1 атм и температуре 60 ° F) ^{(b) (c)}

Примечания:
(a) Обычные единицы измерения США включают короткую тонну (2000 фунтов) и длинную тонну (2240 ​​фунтов).
(b) Плотность СПГ варьируется от одного источника к другому. Объемы природного газа на метрическую тонну СПГ и на короткую тонну СПГ также варьируются от одного источника к другому, поскольку каждый источник предположительно использует различные стандартные условия температуры и давления газа.
(c) В технической литературе по СПГ, по большей части, не определены явным образом исходные условия температуры и давления газа при указании объемов природного газа в кубических метров или кубических футов.

СУГ, в чем-то похожее вещество

(CC) Фото: Джеффри Симпсон Рис. 6: Баллоны для сжиженного нефтяного газа.

(CC) Фото: Роберт Брук Рис. 7: Автозаправочная станция.

Сжиженный нефтяной газ или СНГ – это отчасти похожее вещество, состоящее либо из пропана, либо из бутана, либо из смесей пропана и бутана с возможно некоторыми следами пропилена и бутиленов.Эти соединения представляют собой побочные газы, извлекаемые на нефтеперерабатывающих заводах и заводах по переработке природного газа. У них намного более высокая температура кипения, чем у СПГ, и они легко сжижаются при температуре около 20 ° C и давлении в диапазоне от 2 атмосфер (для чистого бутана) до 8 атмосфер (для чистого пропана).

СНГ также обозначается как СНГ или, в некоторых странах, как автогаз . Он широко продается в стальных баллонах под давлением, таких как показанные на рис. 2, а также в баллонах гораздо меньшего размера.LPG имеет множество применений, в том числе:

• Топливо для отопления и приготовления пищи в сельской местности, где нет природного газа
• Топливо для барбекю, отопления и приготовления пищи в домах на колесах, походных плит.
• хладагент для малогабаритных кондиционеров
• топливо для малых паяльных и сварочных горелок
• Топливо для автомобилей, предназначенных для использования сжиженного нефтяного газа (см. Рис. 7)

Ссылки

1. ↑ ^{1.0 1.1 1,2} Часто задаваемые вопросы о СПГ С веб-сайта Калифорнийской энергетической комиссии
2. ↑ ^{2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5} Введение в СПГ Мишель Мишот Фосс (обновлено в январе 2007 г.), Центр экономики энергетики (ЦВЕ), Бюро экономической геологии, Школа геонаук Джексона, Техасский университет
3. ↑ ^{3,0 3,1} Мир энергии: технология СПГ – процессы, основы процессов сжижения
4. ↑ ^{4.0 4,1} Цепочка сжиженного природного газа
5. ↑ LNG Technology S. Madhavan (август 2010 г.), Kellogg Brown & Root, Inc., Хьюстон, Техас
6. ↑ ^{6,0 6,1} Примечание: 1 метрическая тонна = 1 т = 1 тонна = 1000 кг = 2204,6 фунта = 1,1023 коротких тонны
7. ↑ Майкл Р. Тусиани и Гордон Ширер (2007). СПГ: Нетехническое руководство . Pennwell Corp., стр.138. ISBN 0-87814-885-X.
8. ↑ ^{8,0 8.1 8,2} Содействие торговле СПГ: роль Энергетической Хартии 2008, Приложения A, C и E, с веб-сайта Секретариата Энергетической Хартии.
9. ↑ Примечание: Предположительно, стандартный кубический метр газа определяется как газ при стандартных условиях давления 1 атмосфера и температуре 0 ° C. Тем не менее, большая часть технической литературы по СПГ не определяет в явном виде исходные условия.
10. ↑ Исследование посвящено шести системам регазификации СПГ Брайан Эйзентроут, Стив Винтеркорн и Барбара Вебер, LNG Journal , июль / август 2006 г., стр. 21.
11. ↑ Emaco Group: Примеры из практики
12. ↑ Примечание: Если в воздухе содержится менее 5 об.% Или более 15 об.% Паров природного газа, газ не будет гореть.
13. ↑ Часто задаваемые вопросы: СПГ] С веб-сайта Федеральной комиссии по регулированию энергетики.
14. ↑ ^{14,0 14,1 14,2 14,3} Безопасность и защита СПГ Мишель Мишот Фосс (октябрь 2003 г.), Центр экономики энергетики (ЦВЕ), Бюро экономической геологии, Школа геонаук Джексона, Техасский университет
15. ↑ ^{15.0 15,1} Джон М. Вудворд и Робин Питбладо (2010). Безопасность СПГ на основе рисков: моделирование и анализ последствий . Джон Вили и Американский институт инженеров-химиков. ISBN 0-470-31764-7.
16. ↑ Отчет о проблемах, касающихся существующего моратория на сжиженный природный газ в Нью-Йорке, 1998 г., с веб-сайта Управления по развитию энергетики и исследований штата Нью-Йорк (NYSERDA). В отчете сделан вывод о том, что проблемы безопасности, связанные с терминалами СПГ, должным образом решаются существующими федеральными, государственными и местными законами и правилами.По этим причинам исследование рекомендовало: Законодательному собранию штата Нью-Йорк отменить существующий мораторий.
17. ↑ ^{17,0 17,1} История международных операций по производству СПГ, март 2009 г.

Соотношение газ / жидкость – обзор

6.4.3 Камеры накопления

На рис. 6.57 показана накопительная камера с двойным пакером. Флюиды из пласта попадают в кольцевой объем, заключенный между двумя пакерами, через перфорированный ниппель, расположенный прямо над нижним пакером.По мере повышения уровня жидкости в кольцевом пространстве накопительной камеры газ, захваченный под верхним пакером, сбрасывается в эксплуатационную колонну через спускной клапан, расположенный прямо под верхним пакером. Диаметр отверстия выпускного клапана должен быть достаточно большим, чтобы весь газ, захваченный в кольцевом пространстве, был выпущен как можно быстрее, в противном случае уровень жидкости в погружной трубке будет повышаться быстрее, чем уровень жидкости в кольцевом пространстве. Выпускной клапан обычно представляет собой дифференциальный клапан, хотя иногда используются клапаны с отверстиями небольшого диаметра.При операциях по регулированию штуцера (без использования поверхностных прерывателей, как объяснено в главе: Проектирование газлифтных установок периодического действия), когда камера заполняется жидкостями, подъемный газ с поверхности нагнетается в кольцевое пространство над верхним пакером, так что кольцевое давление впрыска увеличивается. Момент, когда уровень жидкости в камере достигает спускного клапана, должен совпадать с давлением нагнетания в затрубном пространстве, достигающим давления открытия газлифтного клапана, установленного в оправке прямо над верхним пакером.Когда газлифтный клапан открывается, газ под высоким давлением входит в верхнюю часть камеры, выталкивая жидкости вниз и через перфорированный ниппель в погружную трубку, а оттуда на поверхность. Во время нагнетания газа стоячий клапан, расположенный под перфорированным ниппелем, и спускной клапан закрыты. Расстояние между стоячим клапаном и перфорированным ниппелем должно быть достаточно большим, чтобы можно было разместить инструменты на кабеле, необходимые для проведения исследований давления и температуры в скважине, как описано в главе «Устранение неисправностей периодического газлифта».Это подразумевает установку нижнего пакера как можно ближе к верху перфорационных отверстий, но вход в эксплуатационную колонну может быть расположен на несколько футов ниже нижнего пакера. Постоянный клапан должен быть расположен прямо над входом в эксплуатационную колонну, чтобы датчики давления и температуры можно было разместить между стоячим клапаном и нижним пакером. Перфорированный ниппель должен располагаться над нижним пакером, но как можно ближе к нему. Особые конструкции расположения стоячего клапана и входа жидкостей в кольцевое пространство через перфорированный ниппель для обработки песка и / или пластового газа показаны на фиг.10.5 и 10.31 в главе: Проектирование газлифтных установок периодического действия.

Рисунок 6.57. Накопительная камера двухпакерная.

В большинстве случаев соотношение газа и жидкости закачки может быть уменьшено в скважинах, добывающих на прерывистом газлифте, путем установки накопительной камеры. Это связано со следующими факторами:

1.

При заданном пластовом давлении накопительные камеры позволяют формировать более крупные пробки жидкости в каждом цикле.

2.

Увеличение объема газа, закачиваемого за цикл, необходимого для подъема более крупных пробок, не так заметно, как увеличение объема жидкости, производимой за цикл.

3.

Поскольку при установке накопительной камеры требуется меньше циклов в день, меньше времени тратится на нагнетание газа в НКТ для образования пробок жидкости.

На рис. 6.58 показано, что с камерой, установленной в скважине, или без нее, конечное забойное давление такое же, но конечный накопленный объем жидкости намного больше, если камера установлена.Проблема в том, что время, необходимое для заполнения камеры жидкостью, также больше, чем время, необходимое для образования столба жидкости при заканчивании простого типа. Это причина того, почему накопительные камеры обычно не увеличивают суточную добычу жидкости в значительной степени, если только индекс производительности не настолько велик, что потребуется очень короткое время для заполнения всей накопительной камеры жидкостью.

Рисунок 6.58. Диаграммы забойного давления и накопленного объема жидкости за цикл (с камерами накопления и без них).

Камеры-накопители с двойным пакером имеют наибольшую объемную вместимость из всех типов камер-накопителей. Но эти камеры не рекомендуются при очень большом соотношении пластовый газ / жидкость, поскольку кольцевое пространство может быть заполнено жидкостями с высоким содержанием газа, которые трудно удалить. С другой стороны, если скважина дает песок, может быть трудно вытащить завершение из скважины, если это необходимо. В любом случае накопительные камеры в целом представляют собой более сложные заканчивания, которые увеличивают вероятность механических отказов.Управляющий клапан заканчивания, показанного на рис. 6.57, установлен в оправке специальной конструкции для заканчивания камеры. Газ выходит из газлифтного клапана в трубку, которая направляет поток через верхний байпасный пакер в кольцевое пространство камеры. Шноркель обычно представляет собой трубу диаметром 0,5 дюйма. Клапаны, установленные в эти оправки, в большинстве случаев не могут иметь нижние цельные защелки. На рис. 6.19b показано обычное поперечное сечение оправок, установленных над верхним пакером.

Также важно знать, что рабочий клапан нельзя использовать для разгрузки скважины.Например, если процедура расчета шага оправки показывает, что разгрузочный клапан должен быть расположен прямо над верхним пакером, то рабочий клапан должен быть установлен над верхним пакером, а разгрузочный клапан должен быть установлен на 30–60 футов выше рабочего клапана. . Если рабочий клапан также используется как разгрузочный клапан (как это делается для заканчивания простого типа), то рабочий клапан должен иметь возможность выгружать жидкости, расположенные над камерой и внутри нее одновременно, что потребует давление впрыска, которое может быть больше доступного давления впрыска.

Оптимальный размер накопительной камеры для конкретной скважины (размер, который максимизирует суточную добычу жидкости в скважине) может оказаться невозможным для правильной эксплуатации, поскольку доступное давление нагнетания может быть недостаточно большим. После того, как флюиды попадают в эксплуатационную колонну над накопительной камерой, образующийся столб жидкости может быть настолько большим, что потребуется преодолеть очень высокое гидростатическое давление, чтобы поднять флюиды с приемлемой скоростью (как объясняется в главе: Проектирование прерывистого режима). В газлифтных установках большие потери жидкости при обратном движении возникают при очень низкой скорости пробки).С другой стороны, это высокое гидростатическое давление может также открыть разгрузочный клапан, когда жидкая пробка перемещается на поверхность, делая процесс подъема менее эффективным. В этих случаях лучше иметь более короткие накопительные камеры, которые будут полностью заполнены жидкостью (вместо длинных накопительных камер, которые могут быть заполнены жидкостями только частично, что приведет к увеличению соотношения газа и жидкости впрыска, поскольку вся камера должна быть заполнена газом под высоким давлением для получения жидкой пробки в каждом цикле).Если ожидается снижение пластового давления, рекомендуется также установить накопительные камеры, размеры которых меньше их текущей оптимальной длины.

На рис. 6.59 показана диаграмма давление – глубина с условиями, которые имеют место при заполнении накопительной камеры жидкостью. Как видно из диаграммы, уровни жидкости в кольцевом пространстве и в погружной трубке различаются из-за перепада давления на спускном клапане. На рис. 6.60b показано, что может произойти, если диаметр отверстия спускного клапана очень мал: небольшое увеличение падения давления на спускном клапане вызывает значительную разницу между уровнями жидкости в кольцевом пространстве и в погружной трубке.С другой стороны, Рис. 6.60c показывает, что происходит, если скважина производит слишком много газа. Разделение газа, которое происходит, когда жидкости входят в кольцевое пространство, может привести к тому, что градиент давления в погружной трубке будет намного меньше градиента в кольцевом пространстве, так что даже при небольшом падении давления на спускном клапане разница между уровнями жидкости в затрубном пространстве и в погружной трубке может быть очень большим.

Рисунок 6.59. Профили давления газа и жидкости вдоль камеры при заполнении жидкостью.

Рисунок 6.60. Влияние размера отверстия спускного клапана и градиентов давления жидкости на разницу между уровнями жидкости в кольцевом пространстве и в погружной трубке.

При установке накопительных камер с двойным пакером, как только будет достигнута глубина установки и установлен нижний пакер, установка нескольких тысяч фунтов веса НКТ на верхний пакер (известный как байпасный пакер) приведет к срезанию байпасного пакера. срезной штифт пакера и прижать его резиновое уплотнение к стенке обсадной колонны.Затем на байпасный пакер накладывается дополнительный груз НКТ для завершения его установки. Для извлечения камеры обычно требуется только подтянуть колонну насосно-компрессорных труб вверх, чтобы позволить уплотнениям байпасного пакера вернуться в исходное положение. Если для высвобождения нижнего пакера необходимо вращение НКТ, вращение может быть достигнуто с помощью большинства обходных пакеров. Как только нижний пакер будет выпущен, всю установку можно будет вытащить из скважины.

На рис. 6.61 показана вставленная накопительная камера.Этот тип накопительной камеры рекомендуется, если интервал перфорации (или дыра для крыс) очень длинный. При заканчивании этого типа флюиды внутри накопительной камеры не оказывают никакого давления на пласт. Эти накопительные камеры могут достигать минимально возможных забойных давлений. По этим причинам вставленные накопительные камеры всегда увеличивают добычу жидкости, независимо от значения индекса производительности. Вставленные накопительные камеры также уменьшают соотношение нагнетаемого газа / жидкости по тем же причинам, которые объяснялись ранее для накопительных камер с двойным пакером.

Рисунок 6.61. Вставлена ​​накопительная камера.

Как объяснено для камер-накопителей с двойным пакером, для вставленных накопительных камер рабочий клапан не может использоваться в качестве разгрузочного клапана. Также следует позаботиться о том, чтобы избежать образования больших столбов жидкости в НКТ (над пакером), которые может быть трудно поднять или которые могут открыть разгрузочный клапан.

Требуются два клапана стравливания газа, один для внутреннего кольцевого пространства вставленной накопительной камеры, а другой – для газожидкостной смеси между корпусом и вставленной накопительной камерой.Клапан выпуска газа из накопительной камеры может быть дифференциальным клапаном или клапаном с отверстием малого диаметра. Расчет размера порта выпускного клапана объяснен в главе: «Проектирование газлифтных установок периодического действия».

Клапан отбора пластового газа (прямо под пакером) требует более подробного объяснения. В связи с тем, что вставленная камера накопления ведет себя как сепаратор газа и жидкости, в котором жидкости попадают в камеру накопления через входное отверстие нижней камеры, а газ имеет тенденцию перемещаться вверх и поступает в колонну насосно-компрессорных труб через спускной клапан пластового газа, сложная В кольцевом пространстве между обсадной колонной и накопительной камерой имеет место многофазный режим течения.Из-за пластового газа градиент давления в кольцевом пространстве (между обсадной колонной и вставленной накопительной камерой) меньше, чем градиент давления флюидов, которые накапливаются на дне накопительной камеры. Эта разница в градиенте давления заставляет нижний стоячий клапан закрываться на ранних стадиях периода накопления жидкости. С этого момента весь газ и жидкости, поступающие из пласта, должны перекачиваться через спускной клапан пластового газа, расположенный между пакером и камерой накопления.По этой причине спускной клапан пластового газа должен быть рассчитан на работу с многофазным потоком, а не только с однофазным потоком газа. Вместо типичного клапана отвода пластового газа лучше установить обратный клапан большого диаметра. Этот клапан будет пропускать поток газа и жидкостей из пласта, когда нижний стоячий клапан закрывается, но он должен закрываться, как только открывается рабочий газлифтный клапан и газ под высоким давлением входит в камеру для производства скопившихся жидкостей. На ранних стадиях периода накопления жидкости жидкости поступают в камеру через нижний стоячий клапан, пока этот клапан не закроется.Затем жидкости, которые входят в НКТ через верхний обратный клапан (над камерой), падают на дно камеры, заполняя камеру жидкостью сверху, в то время как пластовый газ выпускается вверх к устью скважины. Диаграмма давление – глубина, объясняющая этот процесс, очень похожа на диаграмму, используемую для «вставленного гидроаккумулятора», которая представлена ​​в конце этого раздела, см. Рис. 6.71 и 6.72.

Как и в случае камер-накопителей с двойным пакером, вставленные накопительные камеры не работают эффективно, если соотношение пластовый газ / жидкость очень велико, но из-за эффекта разделения газа и жидкости, создаваемого вставленными накопительными камерами, эти вставленные заканчивания могут обрабатывать пластовый газ. лучше (если верхний обратный клапан правильно рассчитан на многофазный поток).Вставленные накопительные камеры никогда не следует использовать, если в колодце есть песок, потому что их может быть очень трудно вытащить из колодца. Вставные накопительные камеры вносят дополнительный уровень сложности в завершение, увеличивая вероятность механических поломок.

Из-за способа установки погружной трубки вставленная накопительная камера, показанная на рис. 6.62, не требует специального (обычно дорогого) пакера. Эта погружная трубка должна быть тщательно спроектирована, поскольку она может создать сильное ограничение потока при прохождении через нее пробки жидкости.Другой недостаток заканчивания этого типа заключается в том, что погружную трубку следует вынимать из скважины каждый раз, когда требуется замена газлифтного клапана. Наконец, следует использовать большой обратный клапан (вместо стандартного спускного клапана) для выпуска пластового газа (по тем же причинам, которые объяснены для вставленной камеры, показанной на рис. 6.61).

Рисунок 6.62. Накопительная камера вставная с пакером простого типа.

На рис. 6.63 показаны накопительная камера вставки и накопительная камера с двойным пакером с переходными оправками, которые позволяют использовать пакер простого типа с дополнительным преимуществом, заключающимся в том, что газлифтные клапаны можно заменять без необходимости вынимать погружную трубу из скважины. .Но все остальные недостатки, описанные для вставленной накопительной камеры, показанной на рис. 6.62, также применимы к этому типу заканчивания.

Рисунок 6.63. Накопительные камеры вставные и двухпакерные с переходной оправкой.

На рис. 6.64 показан другой тип устройства для вставной накопительной камеры, в котором рабочий газлифтный клапан ведет себя как спускной клапан, пока камера заполняется жидкостями. Когда давление нагнетания в затрубном пространстве достигает давления открытия клапана, газлифтный клапан перестает работать как спускной клапан и работает как нагнетательный клапан.Погружную трубку в большинстве случаев можно извлечь с помощью простой операции на кабеле. Ограничения, описанные выше для последних двух заканчиваний, также применимы к этому типу камеры вставки.

Рисунок 6.64. Вставная камера с газлифтным клапаном двойного действия.

На рис. 6.65 показана накопительная камера вставки, расположенная намного ниже пакера. Для этого типа заканчивания может потребоваться разгрузка клапанов под пакером, как показано на рисунке. Эта компоновка может вызвать проблемы, если она будет произведена на прерывистом подъеме с управлением воздушным дросселем вместо использования поверхностного прерывателя.Прерыватель необходимо использовать, чтобы заставить рабочий газлифтный клапан (клапан камеры прямо над камерой) оставаться открытым, пока открыт прерыватель на поверхности. Это связано с тем, что мгновенный расход газа, который имеет место при открытии газлифтного клапана, обычно настолько велик, что перепад давления впрыска из-за трения в параллельном нагнетательном трубопроводе очень велик. При управлении штуцером давление нагнетания на глубине клапана может достигнуть давления закрытия рабочего клапана до того, как давление в кольцевом пространстве (над пакером) может быть уменьшено до требуемого значения для закачки всего объема газа, необходимого за цикл.

Рисунок 6.65. Вставьте накопительную камеру, расположенную очень далеко под пакером (под пакером требуются разгрузочные клапаны).

Проблема, описанная в последнем абзаце, может быть преодолена (так что может быть реализован прерывистый газлифт с контролем заслонки) путем установки заканчивания, показанного на рис. 6.66, где рабочий клапан установлен прямо над пакером, а не наверху. камера. Этот клапан откалиброван на давление открытия ниже, чем давление закрытия всех газлифтных клапанов, установленных под пакером.Таким образом, рабочий клапан (непосредственно над пакером) всегда открыт во время разгрузки скважины под пакером; однако во время нормальной работы скважины (после ее разгрузки) рабочий клапан над пакером открывается и закрывается, в то время как все газлифтные клапаны под пакером все время остаются закрытыми.

Рисунок 6.66. Вставьте накопительную камеру, расположенную очень далеко под пакером, с рабочим клапаном над пакером и разгрузочными клапанами под пакером.

На рис. 6.67 показано устройство, которое можно использовать при заканчивании в открытом стволе консолидированных песков. Объем между добываемым песком и погружной трубой используется как накопительная камера. Погружная трубка подвешивается непосредственно над обычным газлифтным клапаном или краном, извлекаемым с троса, в переходной оправке. Важно иметь спускной порт в погружной трубе, чтобы иметь возможность выпускать пластовый газ (в случае, если газлифтный клапан двойного действия не установлен, как показано на рис. 6.64). Проблема с заканчиванием этого типа заключается в том, что погружная трубка может ограничивать поток жидкости, когда жидкая пробка проходит через нее.Если переходная оправка не используется, может потребоваться вытащить погружную трубку из скважины для замены рабочего газлифтного клапана.

Рисунок 6.67. Вставьте накопительную камеру для заканчивания необсаженных стволов в консолидированных пластах.

На рис. 6.68 показана накопительная камера (полностью изолированная от обсадной колонны), которая может быть хорошим решением, если обсадная колонна не может подвергаться воздействию высоких давлений нагнетания газа или нагнетаемый газ очень агрессивен. Преимущества заканчивания этого типа: (1) он может быть установлен на перфорации или ниже нее, и (2) это отличный способ отвода пластового газа до того, как жидкости попадут в накопительную камеру.Основным недостатком (помимо необходимых дополнительных трубных изделий) является его уменьшенная объемная способность (для нагнетаемого газа над пакером, а также для накопления жидкости в накопительной камере) по сравнению со стандартной двухпакерной накопительной камерой. Если объем внутреннего кольцевого пространства над пакером, который используется для хранения нагнетаемого газа под высоким давлением (между эксплуатационной колонной и эксплуатационной обсадной колонной), очень мал, может оказаться невозможным реализовать периодический газлифт с управлением штуцером, поскольку требуется Отношение площадей газлифтного клапана может быть больше, чем наибольшее коммерчески доступное соотношение площадей.Как объяснено в главе: Проектирование газлифтных установок периодического действия, чем больше отношение площадей рабочего газлифтного клапана, тем больше разница между давлением открытия и закрытия клапана (известная как разброс клапана), и, следовательно, больший объем Затем газ (из затрубного пространства в камеру) может закачиваться за цикл. Если наибольшее доступное соотношение площадей все еще слишком мало, необходимо использовать прерыватель, чтобы заставить газлифтный клапан оставаться открытым до тех пор, пока необходимо нагнетать требуемый объем газа за цикл.

Рисунок 6.68. Накопительная камера изолирована от кожуха.

Объяснение, данное в последнем абзаце для накопительной камеры на рис. 6.68, также применимо к аккумулятору, показанному на рис. 6.69. Дополнительным недостатком гидроаккумулятора, показанного на рис. 6.69, является то, что его объемная емкость даже меньше, чем у завершения, показанного на рис. 6.68. Неотъемлемое преимущество, которым обладают аккумуляторы в целом (способность лучше справляться с пластовым газом), может не иметь значения для типа изолированного заканчивания, показанного на рис.6.69, поскольку внешнее кольцевое пространство уже действует как сепаратор пластового газа / жидкости.

Рисунок 6.69. Аккумулятор изолирован от корпуса.

На рис. 6.70 показан вставной аккумулятор. Этот тип заканчивания рекомендуется для скважин с длинными интервалами перфорации или длинными лунками. Как и в случае камер-накопителей, вставные аккумуляторы также снижают соотношение нагнетаемый газ / жидкость, но в то же время они могут увеличивать добычу жидкости, даже если индекс продуктивности не очень велик из-за очень низких забойных давлений потока, которые они может достигать перфорации или ниже нее.Они также справляются с пластовым газом лучше, чем любой тип установки камеры накопления. Кроме того, это не очень сложные установки; следовательно, возможность механического отказа снижается. Управляющий клапан должен быть установлен в верхней оправке прямо над пакером. Если этот клапан установлен в нижней оправке, возможно преждевременное закрытие клапана. Это связано с тем, что мгновенный расход газа (при открытии газлифтного клапана) обычно очень велик, поэтому падение давления впрыска в параллельном нагнетательном трубопроводе также очень велико.Если клапан установлен на нижней оправке, давление нагнетания на глубине клапана может достичь давления закрытия рабочего клапана до того, как давление в кольцевом пространстве над пакером может быть уменьшено до требуемого значения для закачки всего объема газа, необходимого за цикл. Еще один момент, который следует учитывать, заключается в том, что диаметр аккумулятора не должен быть очень большим по следующим причинам: (1) во избежание очень больших пробок жидкости (когда они перемещаются в эксплуатационной колонне над пакером), добыча которых может быть затруднена. или может открыть разгрузочный клапан, и (2) чтобы избежать больших потерь жидкости, которые обычно возникают в трубах большого диаметра.

Рисунок 6.70. Вставьте аккумулятор.

(а) стадия начального накопления жидкости; (б) стадия заключительного накопления жидкости; (c) закачка газа.

Наконец, так же, как объяснено для вставных накопительных камер, спускной клапан пластового газа (верхний стоячий клапан на рис. 6.70) должен иметь возможность обрабатывать многофазный поток, а не только однофазный поток газа. Аккумулятор действует как газожидкостный сепаратор, в котором в кольцевом объеме, расположенном между аккумулятором и перфорационными отверстиями, происходит сложный многофазный поток, при этом пластовой газ движется вверх, а часть жидкости опускается на дно.В начале периода накопления жидкости жидкости с очень небольшим количеством газа попадают в аккумулятор через нижний стоячий клапан, показанный на рисунке, создавая столб жидкости, который, благодаря низкому содержанию газа, имеет более сильный градиент давления, чем градиент давления в кольцевое пространство. Это приводит к тому, что нижний стоячий клапан закрывается в самом начале цикла, заставляя газ и жидкости из пласта поступать в аккумулятор только через верхний стоячий клапан. Жидкости через верхний стоячий клапан затем падают и накапливаются на дне аккумулятора, в то время как пластовый газ выходит на поверхность.Этот последний способ накопления жидкости внутри аккумулятора имеет место в течение большей части периода накопления жидкости. После заполнения аккумулятора жидкостью открывается газлифтный клапан, и газ поступает в аккумулятор через нижнюю оправку (которая должна иметь циркуляционный клапан для защиты полированного отверстия в боковом кармане). Во время нагнетания газа из-за его высокого давления закрываются верхний и нижний обратные клапаны, а жидкости поднимаются на поверхность. Этот процесс иллюстрируется диаграммами давление – глубина, показанными на рис.6.71.

Рисунок 6.71. Диаграммы давление – глубина для вставного гидроаккумулятора.

(a) Обычный прерывистый газлифт, (b) аккумулятор (давление на песчаной поверхности в течение периода накопления жидкости), (c) аккумулятор (давление внутри аккумулятора во время периода накопления жидкости).

На рис. 6.71a показано забойное давление потока как функция времени для скважины, добывающей с прерывистым газлифтом с обычным, простым типом, закрытым или полузамкнутым заканчиванием.Минимально возможное забойное давление достигается в начале цикла. Затем, когда забойное гидравлическое давление составляет примерно половину статического пластового давления (= P _sbh /2), столб жидкости следует поднимать, потому что временной интервал, необходимый для достижения этого забойного давления, обычно совпадает с продолжительностью цикла, для которого суточная добыча жидкости максимальна. Ожидание дальнейшего увеличения забойного давления приведет к снижению суточной добычи, поскольку скорость повышения уровня жидкости в НКТ снижается до очень низких значений по мере увеличения забойного давления.Временной интервал между двумя последовательными пунктирными линиями на рисунке постоянный. Обратите внимание, что заключительные пунктирные линии нарисованы ближе друг к другу. Это связано с тем, что увеличить длину столба жидкости труднее из-за большего давления, которое сам столб жидкости оказывает на пласт.

На рис. 6.71b показано давление на забое (или кольцевой объем ниже пакера) в скважине со вставным аккумулятором, когда внутренняя часть аккумулятора заполняется жидкостью. Это кольцевое давление остается постоянным на протяжении всего периода накопления жидкости.На рис. 6.71c показано как давление на забое, так и внутри гидроаккумулятора. Давление внутри гидроаккумулятора увеличивается по мере заполнения его жидкостью. Вначале давление прямо над нижним стоящим клапаном (точка «а») ниже, чем давление на той же глубине, но за пределами аккумулятора (песчаная поверхность), которое находится в точке «б». В то время как давление внутри гидроаккумулятора изменяется от «а» до «b», жидкости могут попадать в гидроаккумулятор через нижний и верхний стоячие клапаны.Но когда давление в нижней части аккумулятора достигает точки «b», жидкости попадают в аккумулятор только через верхний стоячий клапан, потому что нижний закрыт из-за веса столба жидкости с низким содержанием газа, который был регенерирован в дно гидроаккумулятора. Аккумулятор продолжает заполняться жидкостью сверху, пока уровень жидкости внутри аккумулятора не достигнет верхнего стоячего клапана. В это время давление в нижней части гидроаккумулятора находится в точке «c», которая вполне может быть больше, чем давление в пласте.Это возможно, потому что жидкости внутри аккумулятора не оказывают давления на резервуар.

Следует отметить две точки на рис. 6.71c. Во-первых, градиент давления снаружи аккумулятора меньше (более вертикальный наклон), чем градиент внутри него, потому что жидкости внутри аккумулятора имеют очень мало газа, в то время как снаружи пластовый газ делает градиент давления более легким. Во-вторых, пунктирные линии давления внутри аккумулятора (после того, как нижнее давление внутри аккумулятора достигнет точки «b») показаны на одинаковом расстоянии друг от друга, чтобы подчеркнуть тот факт, что аккумулятор заполняется с постоянной скоростью (поскольку давление на песке лицо примерно постоянное).Временной интервал между двумя последовательными пунктирными линиями постоянный. Этот постоянный расход приблизительно равен максимальному расходу жидкости, который может быть получен только в скважине с заканчиванием простого типа при прерывистом газлифте на короткий момент в начале периода образования столба жидкости. По мере увеличения длины столба жидкости его собственное давление заставит этот максимальный дебит снижаться в скважине с заканчиванием простого типа. Вот почему вставной аккумулятор всегда увеличивает добычу жидкости, если интервал перфорации большой.Фактически, если столб жидкости, который может создать вставной гидроаккумулятор, расположен прямо над рабочим клапаном, это вызовет забойное давление, намного превышающее пластовое давление, как показано на рис. 6.72.

Рисунок 6.72. Эффект скопления столба жидкости внутри вставного гидроаккумулятора, если его можно было разместить прямо над рабочим клапаном в заканчивании простого типа.

Часто задаваемые вопросы по сжиженному природному газу – Plum Energy

Часто задаваемые вопросы по сжиженному природному газу

Что такое СПГ?

Сжиженный природный газ или СПГ – это природный газ в жидкой форме.Когда природный газ охлаждается до -260 градусов по Фаренгейту (-162 градусов по Цельсию), он становится прозрачной, бесцветной жидкостью без запаха. СПГ не вызывает коррозии и не токсичен. Природный газ – это в первую очередь метан с низкими концентрациями других углеводородов, воды, углекислого газа, азота, кислорода и некоторых соединений серы. Во время процесса, известного как сжижение, природный газ охлаждается ниже точки кипения, удаляя большую часть этих соединений. Оставшийся природный газ – это в основном метан с небольшими количествами других углеводородов.СПГ будет плавать, если его пролить на воду, потому что СПГ весит меньше половины (около 3,5 фунтов) веса воды.

Зачем нужен СПГ?

Природный газ – самое чистое горючее ископаемое. Он производит меньше выбросов и загрязняющих веществ, чем уголь или нефть. Североамериканские бассейны поставок становятся более зрелыми, и по мере увеличения спроса на природный газ по всей территории Соединенных Штатов исследуются альтернативные источники природного газа. Природный газ доступен за пределами Северной Америки, но этот газ недоступен по трубопроводам.Природный газ можно импортировать в Соединенные Штаты из удаленных источников в виде СПГ. Поскольку СПГ занимает лишь часть (1/600) объема природного газа и занимает меньше места, его более экономично транспортировать на большие расстояния и можно хранить в больших количествах. СПГ – это конкурентоспособный по цене источник энергии, который может помочь удовлетворить будущие экономические потребности США.

Почему вы сжижаете природный газ?

Сжиженный природный газ упрощает транспортировку и обеспечивает гораздо большую энергоемкость, чем природный газ.Когда природный газ охлаждается и сжижается, его плотность увеличивается в 600 раз. Другими словами, один и тот же объем пара природного газа при охлаждении и сжижении занимает 1/600 ^th объема или пространства. В качестве жидкости природный газ становится более сопоставимым по содержанию энергии с другими жидкими видами топлива; например, энергия 1,68 галлона СПГ равна примерно 1 галлону дизельного топлива. В качестве топлива СПГ очень универсален, его можно использовать практически для любого использования дизельного топлива: для буровых установок, карьерных самосвалов, котлов, сушилок, выработки электроэнергии, судового топлива, локомотивов и внедорожных грузовиков.

В чем разница между СПГ и СНГ?

СНГ или сжиженный нефтяной газ представляет собой пропан или бутан. Это продукт процесса переработки сырой нефти. Его можно хранить, поддерживая жидкость под давлением около 100 фунтов на квадратный дюйм.

Природный газ – это ископаемое топливо, которое добывается в основном путем бурения, подобно бурению на нефть. После того, как природный газ собран, его можно обработать и охладить примерно до -260 F, после чего он переходит в жидкость и становится СПГ.

СПГ опасен или легковоспламеняем?

В качестве жидкости СПГ не взрывоопасен. Пары СПГ взрываются только в замкнутом пространстве и быстро рассеиваются на открытом воздухе. Когда пар СПГ смешивается с воздухом, он воспламеняется, но только в пределах от пяти до 15 процентов природного газа в воздухе.

Если в воздухе содержится менее пяти процентов природного газа, значит, в воздухе недостаточно природного газа для сжигания. Если пар составляет более 15 процентов природного газа в воздухе, в воздухе слишком много газа и недостаточно кислорода для того, чтобы он мог гореть.

Вырабатывает ли СПГ меньше энергии, чем другие виды топлива?

Лучший способ сравнить мощность СПГ с другими видами топлива – это сравнить значение в британских тепловых единицах установленной единицы измерения. В галлонах США переводятся следующие значения:

Один галлон дизельного топлива = 139000 британских тепловых единиц

Один галлон бензина = 125 000 британских тепловых единиц

Один галлон сжиженного нефтяного газа = 91 000 британских тепловых единиц

Один галлон СПГ = 82650 БТЕ

СПГ обеспечивает около 61 процента энергии, которую дает тот же объем дизельного топлива.

Насколько безопасен СПГ?

СПГ очень безопасен и не воспламеняется как жидкость. Поскольку он нагревается и снова превращается в пар, он по-прежнему остается очень безопасным топливом из-за его высокой температуры воспламенения, составляющей 1000 F, и узкого диапазона воспламеняемости, составляющего 5-15 процентов в воздухе.

Что произойдет в случае утечки или разлива СПГ?

Когда холодный СПГ вступает в контакт с более теплым воздухом, он становится видимым облаком пара. По мере того, как он продолжает нагреваться, облако пара становится легче воздуха и поднимается вверх.Когда весь СПГ испаряется, не остается никаких загрязнений или остаточных отходов, которые нужно убирать.

Можно ли хранить СПГ?

Да, СПГ можно хранить. Есть несколько факторов, которые влияют на продолжительность хранения в жидком виде. Один из них – изоляция сосуда, в котором он хранится. Другой – количество хранимого и размер сосуда.

По мере старения СПГ продолжает нагреваться и превращаться из жидкости в пар. Хорошая изоляция снижает скорость нагрева. Небольшие цистерны для заправки транспортных средств имеют более высокую скорость кипения и могут выдерживать около пяти дней, в то время как новые цистерны емкостью 9500 галлонов для доставки СПГ имеют более низкую скорость кипения и могут выдерживать более 50 дней.

Какие меры безопасности следует соблюдать при работе со СПГ?

Криогенные ожоги представляют собой основной риск. Любая открытая кожа, соприкасающаяся с СПГ, получит криогенный ожог. СПГ является жидкостью при температуре -260 F; однако, даже когда жидкость нагревается и превращается в пар, она все еще очень холодная, от -100 F до -200 F. Все оборудование, инструменты и трубопроводы, контактирующие с СПГ, будут очень холодными. Влажная кожа при контакте с холодными металлическими частями мгновенно замерзает и может прилипать к другим материалам.Всегда следует носить средства индивидуальной защиты, в том числе криогенные перчатки, огнестойкую рубашку с длинным рукавом, длинные брюки и маску для лица для защиты головы от брызг жидкости.

Газопереработка и рынки ШФЛУ

Газовая переработка газа: рынки переработки газа и ШФЛУ

Углеводороды, содержащиеся в природном газе

После того, как кислые газы, конденсаты и водяной пар удаляются из газа во время подготовки газа, газ содержит преимущественно метан (C ₁ H ₄ ), если это обедненный или сухой газ , но также может содержат меньшие количества более тяжелых углеводородов, таких как этан (C ₂ H ₆ ), пропан (C ₃ H ₈ ), нормальный и изобутан (C ₄ H ₁₀ и iC ₄ H ₁₀ ) и пентан (C ₅ H ₁₂ ) плюс некоторые более тяжелые молекулы (C ₆ H ₁₄₊ ).Небольшие количества инертных газов и незначительные количества других компонентов, включая минимальные количества водяного пара, также могут присутствовать в газовом потоке. Инертные газы и водяной пар снижают эффективную теплотворную способность газа, но если они присутствуют в относительно небольших количествах, поток газа обычно приемлем для рынка.

Добываемые газы могут иметь различный углеводородный состав в зависимости от того, как они созревают в недрах и как достигают поверхности.Типичные углеводородные составы трех добываемых газов показаны в Таблице 1 ниже. В их числе:

• Сухой газ , полученный из коллектора, где углеводороды «созрели» в материнских породах, подвергаясь воздействию достаточно высокой температуры в течение геологического времени, чтобы преобразовать их почти во весь метан , углеводород с одним атомом углерода.
• Rich Gas (иногда называемый Wet Gas ) добывается из пласта, где углеводороды еще не созрели для полного превращения в метан.Таким образом, этот газовый поток будет содержать метана плюс смесь следующих более тяжелых углеводородных молекул : этана, пропана, бутана и пентана, смесь, которую часто называют сжиженного природного газа или NGLs .
• Попутный газ образуется в виде смеси паров углеводородов во время отделения сырой нефти во время добычи, поскольку его температура и давление снижаются от пласта к условиям на поверхности. По мере прохождения сырой нефти через сепараторы, попутный газ поднимается в каждом сепараторе, выходит из верхней части и затем направляется в скруббер для отделения захваченных жидкостей.Затем богатая газовая фаза проходит соответствующую обработку. Чем легче нефть, тем больше доля попутного газа. Сырая нефть со средним содержанием, скажем, 35º API, может иметь газонефтяное соотношение (GOR) , равное 1000 SCF на баррель сырой нефти. Конденсаты будут иметь очень высокий газовый фактор, а темная тяжелая нефть будет иметь очень низкую добычу попутного газа, если таковая будет.

Как вы можете видеть в таблице ниже, состав более тяжелых углеводородных молекул в попутном газе может быть выше, чем в насыщенном газе.Гексан и гептаны (C ₆ и C ₇ соответственно) плюс некоторая часть насыщенного газа будут выпадать в виде жидкости в сепараторах и в виде капель в газоочистителе.

		MOL Процент *
		Попутный газ Газ	Влажный (богатый) Газ	Сухой Газ
Компонент	Обозначение	Абу-Даби Закум	Алжир Hassi-R	Северное море West Sole
Метан	К 1	76.0	83,5	94,4
Этан	К 2	11,4	7,0	3,1
Пропан	К 3	5,4	2,0	0,5
изобутан	i-C 4	1.1	0,4	0,1
н-бутан	н-К 4	1,1	0,4	0,1
Пентан Плюс	К 5+	1,3	0,4	0,2 ​​
Азот	№ 2	1.1	6,1	1,1
Двуокись углерода	CO 2	2,3	0,2 ​​	0,5
Сероводород	H 2 S	0,3	0,0	0,0
Теплотворная способность (БТЕ / фут 3 )		1,276.2	1,130,9	1052,3
* MOL% = Объем% при атмосферном давлении

Таблица 1: Углеводородный состав трех типичных источников добываемого газа.
(Примечание: измеряется в мольных процентах, что соответствует объемным процентам при стандартной температуре и давлении).

Сухой газ содержит очень высокий процент метана – это означает, что только очень скромные количества более тяжелых углеводородов могут быть извлечены из этого газового потока в виде жидкостей.

Метан (CH ₄ ) : используется в качестве чистого горючего топлива ( Рисунок 7 ) или в качестве сырья для производства метанола, аммиачных / мочевинных удобрений или для конверсии в жидкие углеводороды высокой чистоты, как правило именуется GTL («Газ-жидкость»). Его теплотворная способность составляет 1010 британских тепловых единиц на стандартный кубический фут (BTU / SCF), а температура кипения составляет -259 ° F (-162 ° C) при атмосферном давлении. (Примечание: БТЕ – это количество тепловой энергии, необходимое для повышения температуры 1 фунта воды на 1 ° F при 60 ° F.Это означает, что 1000 SCF метана содержат около 1 миллиона БТЕ).

Рис. 7: Метан, используемый в качестве очищающего горючего или нефтехимического сырья.

Сухой газ, затем, после обработки может быть сжат и доставлен непосредственно в трубопровод для транспортировки на рынок или сжижения для получения СПГ ( «Сжиженный природный газ» ) для перевозки кораблем на отдаленные рынки (см. Рисунок 2 ).

Как Rich Gas , так и Попутный газ имеют значительные концентрации углеводородов от C ₂ до C ₅₊ , которые в умеренных процентах могут поставляться на рынок в смеси с метаном.Однако из-за их ценности как жидкостей они обычно разделяются и продаются на рынках жидкостей. Обратите внимание, что C ₆ и C ₇₊ следует извлекать в виде конденсатов или смешивать с сырой нефтью. Более легкие компоненты (от C ₂ до C ₅ ) извлекаются во время переработки газа, однако на некоторых рынках, таких как Япония и Корея, они могут оставаться в газе, поскольку их газораспределительная система рассчитана на более высокое качество газа. . Эти углеводородные компоненты имеют значительную ценность, поэтому нам следует уделить время их потенциальному использованию, процессам извлечения и рыночной стоимости.

Свойства жидкостей природного газа

Более легкие углеводородные молекулы (от C ₂ до C ₅ ), их основные свойства и рынки сбыта показаны ниже.

Этан: (C ₂ H ₆ ) также можно отделить от газового потока и использовать в качестве топлива с более высокой теплотворной способностью, но его основное применение – в качестве сырья для производства этилена, очень универсального олефина нефтехимия и основное сырье для производства пластмасс (Рис. 8) .Превращение этана в этилен производится с использованием широко используемого процесса парового крекинга , при котором этан в присутствии пара в течение 1 секунды при 1500 ° F (870 ° C) превращается во многие продукты, включая этилен и пропилен. Теплотворная способность этана составляет 1770 BTU / SCF, что выше, чем у метана, а его температура кипения составляет -127 ° F (-89 ° C), что также выше, чем у метана. Чтобы помочь с преобразованием единиц измерения, обратитесь к Таблица 2 .

Рис. 8: Этан, сырье для производства этилена, основное сырье для производства пластмасс.

Преобразование единиц тепловой энергии
1 миллион БТЕ равен	252 164 ккал	ккал
	1,055 Мегаджоули	МДж
	1,055 Гигаджоули	ГДж
	1 Декатерм	Dth
	293.1 Киловатт-час	кВтч

Таблица 2: Тепловая энергия, эквивалентная 1 миллиону БТЕ. Стандартная единица измерения в США – Dth, а в Европе применяется кВтч.

Пропан (C ₃ H ₈ ): следующая большая молекула углеводорода, имеет теплотворную способность 2516 BTU / SCF и температуру кипения -44 ° F (-42 ° C). Обычно его поддерживают в жидкой форме с помощью охлаждения (-50 ° F) или приложения давления 200 фунтов на квадратный дюйм на его оболочку.Он используется в качестве жидкого топлива , обычно называемого одним из LPG s (« сжиженный нефтяной газ »), или в качестве сырья для производства этилена и пропилена нефтепродуктов в процессе парового крекинга. ( Рисунок 9 ).

Рис. 9: Пропан может использоваться в качестве жидкого топлива и называться одним из сжиженных нефтяных газов. Его также можно использовать в качестве сырья для производства нефтехимических продуктов.

Нормальный бутан (C ₄ H ₁₀ ): также является сжиженным нефтяным газом , обычно продается как топливо , смешанное с пропаном ( «смесь сжиженного нефтяного газа» ) в более теплом климате, где пропан сам по себе не может безопасно храниться в виде жидкости в контейнерах под давлением 200 фунтов на квадратный дюйм.Его теплотворная способность даже выше, чем у пропана, 3263 BTU / SCF, а его температура кипения составляет 31 ° F (-0,51 ° C) (, рис. 10a, ). Нормальный бутан также может быть смешан с бензином для обеспечения летучести или направлен в установку парового крекинга для получения бутадиена , основного компонента синтетического каучука .

Изобутан (iC ₄ H ₁₀ ): , который имеет свойства нагрева и испарения, очень близкие к свойствам нормального бутана, представляет собой молекулу, которая имеет радикал CH ₃ у атома углерода.Он используется в качестве хладагента, однако в основном он используется в производстве алкилата , ключевого ингредиента высокооктанового бензина, а также в качестве сырья для нефтехимии (, рис. 10b, ).

Рис. 10: a) Нормальный бутан обычно смешивается с пропаном в качестве жидкого топлива (смесь сжиженного нефтяного газа). Он также может быть сырьем для производства бутадиена. b) Изобутан в основном используется для производства алкилата, ключевого ингредиента высокооктанового бензина.

Пентан + (C ₅ H ₁₂₊ ) : смесь пентана и более тяжелых молекул, остающаяся после процесса разделения, часто обозначаемая как Природный бензин , используется в качестве добавки к бензину и в качестве нефтехимического сырья.Его температура кипения находится в диапазоне 82-97 ° F (28-35 ° C). Его теплотворная способность составляет приблизительно 4 009 БТЕ / куб. Фут. (, рисунок 11, ).

Рис. 11: Пентаны + используются в качестве сырья для смешивания бензинов и нефтехимии.

Теперь, когда мы знаем больше о свойствах жидких углеводородов, содержащихся в более богатом природном газе, мы должны потратить немного времени на изучение того, как отделить их от добытого газа, а затем получить представление об их международных рынках .

Основы газопереработки

Существует несколько способов разделения смесей углеводородов природного газа на отдельные компоненты, и все они зависят от разницы в их точках кипения, давлениях и температурах. В Рис. 12 мы суммируем в виде термометра точки кипения при атмосферном давлении, при которых каждый компонент превращается из газа в жидкость. Таким образом, мы видим, что если богатый природный газ охладить до -60 ° F (-51 ° C) при атмосферном давлении, все более тяжелые углеводороды, включая пропан, будут конденсироваться в виде жидкой смеси, обозначаемой как NGLs (” Natural Gas Liquids “) только метана и этана , оставшихся в виде газа.Этот случай применим, когда мы решили извлекать из газового потока только компоненты « пропан плюс » – этан остается в газовой фазе, смешанной с метаном.

Рисунок 12: Этот термометр точки кипения показывает температуру при атмосферном давлении, при которой углеводород будет «закипать», то есть изменится с газа на жидкость при понижении температуры до точки кипения или от жидкости к газу при повышении температуры до точки кипения.

Если бы газ нужно было охладить дальше до -150 ° F (-101 ° C), мы увидим, что этан также конденсируется и становится частью смеси газоконденсатных жидкостей, при этом в газообразном состоянии остается только метан.

И, наконец, как вы могли догадаться, если мы охладим углеводороды до -260 ° F (-162 ° C) при атмосферном давлении, все углеводороды конденсируются в жидкость, и мы получим относительно богатый СПГ (« Liquefied Natural Газ “).

После надлежащей обработки для удаления кислых газов и водяного пара полученный поток обогащенного газа можно охладить до желаемой температуры обработки для образования газоконденсатных жидкостей с использованием процесса Cryogenic Expander Process , одного из двух наиболее широко используемых методов обработки природного газа.

Процесс криогенного детандера

Процесс криогенного детандера разделяет поток обогащенного газа на две фазы: метана и NGL . Как показано на рис. 13 , обогащенный входящий газ при давлении 500 фунтов на квадратный дюйм и температуре 100 ° F (38 ° C) сначала проходит через теплообменник, где он охлаждается встречным потоком холодного метана до температуры -30 ° F (-34 ° C). Это приводит к тому, что некоторые из более тяжелых компонентов входящего газа становятся жидкими, которые разделяются под действием силы тяжести в холодном сепараторе и затем перетекают в колонну деметанизатора .

Холодный газ, выходящий из холодного сепаратора, затем проходит через специальный клапан, называемый клапаном Джоуля Томпсона , или, в качестве альтернативы, проходит через турбодетандер, что вызывает резкое падение давления газа с 450 до 225 фунтов на квадратный дюйм. psi и, что более важно, резкое падение температуры от температуры на входе до -160 ° F (-107 ° C). Это ниже точки кипения этана , и поэтому все углеводороды, кроме метана, теперь находятся в жидком состоянии, поскольку текучие среды текут в колонну деметанизатора (на самом деле не 100% этана и пропана. конденсируются как жидкости, небольшие количества уносятся и смешиваются с метаном).

Холодный метан отводится из верхней части колонны и проходит через теплообменник, где он нагревается. Затем его сжимают в трубопровод, используя турбодетандер для приведения в действие первого компрессора, и во многих случаях для достижения давления в трубопроводе требуется второй компрессор.

Жидкая смесь NGLs перемещается в нижнюю часть колонны деметанизатора и отводится в виде охлаждающей жидкости под значительным давлением для доставки по трубопроводу на любой из трех рынков: (а) нефтеперерабатывающий завод или (б) нефтехимический завод. установку или (c) установку фракционирования ШФЛУ для разделения на отдельные углеводородные компоненты.

Обратите внимание, что при более высоких давлениях ШФЛУ в трубопроводах остаются в жидком состоянии – даже при более высокой температуре грунта.

Рис. 13: Схема технологического процесса криогенного расширителя Процесс .

Фотография типичного криогенного деметанизатора, сделанная во время строительства, показана на рис. 14 для производства Marcellus в Западной Вирджинии. Этот газоперерабатывающий завод Fort Beeler Cryo # 1, 120 млн. Куб.

Рис. 14: Подготовка и переработка газа на небольшом предприятии по добыче нетрадиционного газа в Западной Вирджинии (любезно предоставлено Caiman Energy LLC).

Вторым наиболее широко используемым методом разделения является процесс абсорбции :

Процесс абсорбции

• В процессе абсорбции входящая газовая смесь течет в абсорбционную башню , заполненную обедненным абсорбирующим маслом (см. , рис. 15, ), которое имеет сродство к газоконденсатным газам, извлекая до 40 процентов этана, 90 процентов пропан и почти 100 процентов более тяжелых компонентов.Абсорбирующая нефть «впитывает» ШФЛУ в газовом потоке, становится «богаче» более легкими углеводородами (от этана до пентанов) и выходит из нижней части колонны. В то же время сухой газ движется вверх и выходит из башни наверху, где он охлаждается, чтобы восстановить любые оставшиеся жидкости, которые вымываются. Холодный газ охлаждает входящий газ, а затем поступает на рынок. Богатое масло, выходящее из абсорбционной башни, затем подается в дистилляционную колонну , где смесь нагревается до температуры ниже точки кипения абсорбционного масла, но выше точки кипения газоконденсатных жидкостей.ШФЛУ, выходящие из верхней части, конденсируются и отправляются на рынок, в то время как обедненное абсорбционное масло рециркулируется в абсорбционную башню. Поскольку этот процесс не позволяет извлекать почти такое высокое процентное содержание различных углеводородных компонентов, как криогенный процесс, в наши дни он не так широко используется.

Рис. 15: Богатый газ разделяется на природный газ и СНГ в абсорбционной башне с помощью абсорбирующего масла ШФЛУ. Затем обогащенное масло нагревают в дистилляционной колонне для отделения СНГ от абсорбирующего масла, которое затем рециркулирует через колонну.

Фракционирование ШФЛУ

ШФЛУ разделяют на отдельные компоненты на установке фракционирования. Эта установка состоит из серии ректификационных колонн , как схематично показано на , фиг. 16, и, на фотографии, на фиг. , фиг. 17, , по одной для каждой углеводородной фракции, которая должна быть отделена от потока ШФЛУ.

Рисунок 16: Эта серия ректификационных колонн позволяет разделить газообразные углеводороды, поступающие слева, на отдельные углеводородные компоненты при все более низких давлениях.

ШФЛУ поступает по трубопроводу на установку фракционирования, показанную на рис. Рисунок 17 при давлении 500 фунтов на квадратный дюйм (34 бар), входит в первую колонну, колонну фракционирования деэтанизатора (желтая), где давление снижается до 425 фунтов на квадратный дюйм (29 бар), условия точки кипения этана , что заставляет эту фракцию выкипать и подниматься в верхнюю часть колонны. Затем он конденсируется и отправляется на нефтехимический завод, обычно для производства этилена, или, в некоторых ограниченных случаях, отправляется по трубопроводу для продажи в качестве топлива на местные промышленные рынки.

Оставшиеся ГКЖ выходят из колонны деэтанизатора и направляются во вторую колонку, колонку депропанизации (красная), где давление понижается до 250 фунтов на квадратный дюйм (17 бар), что вызывает выкипание пропана. , поднимаются в верхнюю часть колонны в виде газа, где он конденсируется до жидкого состояния, а затем хранится или транспортируется либо (а) в охлажденных (-500 ° F / -450 ° C), либо в контейнерах под давлением при 200 фунтах на квадратный дюйм (13,6 бар ).

Оставшиеся жидкости затем направляются в колонку де-бутанизатора (пурпурный), где давление снижается до 80–130 фунтов на кв. Дюйм (5–9 бар).В этих условиях как изобутан , так и нормальный бутан разделяются при немного разных давлениях в одной колонне « расщепитель бутана » или в двух отдельных колоннах. Они тоже конденсируются и хранятся или транспортируются под давлением.

Жидкости, которые не испаряются в колонне фракционирования бутана, называемые пентаном плюс фракция или природного бензина , выходят из колонны и хранятся или отправляются на рынок.

Рис. 17: На этом заводе фракционирования в Мон-Бельвье, штат Техас, показано множество колонн и резервуаров для хранения, которые являются частью этого типа оборудования. Mont Belvieu является центром рынка сжиженного нефтяного газа в США, поскольку он имеет обширные складские помещения, включая подземные пещеры, и находится рядом с крупными химическими комплексами. Отдельные продукты могут быть легко загружены на корабли в близлежащем судоходном канале Хьюстона для доставки на региональные и международные рынки.
Предоставлено ONEOK .

Пропан и бутаны, известные как СНГ , транспортируются на рефрижераторах, трубопроводах и грузовиках и доставляются в контейнерах под давлением для использования в качестве топлива в домах и в промышленности.

Рис. 18: СНГ транспортируется в рефрижераторах, автоцистернах под давлением, «пуленепробиваемых» цистернах и меньших емкостях для приготовления пищи, ожидающих использования в качестве топлива для отопления и приготовления пищи.

Расположение газоперерабатывающих заводов

Газоперерабатывающие заводы могут быть построены на выходе из газоперерабатывающего завода или рядом с ним или на некотором расстоянии от его точки добычи, например, в центральном газоперерабатывающем центре, где собирается богатый газ с нескольких добывающих месторождений и обработаны для восстановления жидкостей.В качестве альтернативы, перерабатывающий завод может быть расположен недалеко от крупного рыночного центра, где жидкости извлекаются из попутного газа и продаются по привлекательным ценам.

Четыре газоперерабатывающих завода по адресу St Fergus, Scotland , например, перерабатывают около 20 процентов газа, добываемого на месторождениях Северного моря ( Рисунок 19 ). После обработки сухой газ поступает в трубопровод Национальной транспортной системы, по которому газ транспортируется по всей Великобритании, а ШФЛУ отправляются в близлежащие центры фракционирования, такие как Моссморран, для разделения на различные компоненты.Эти жидкие продукты затем поставляются на местные, национальные и международные рынки.

Рис. 19: Газоперерабатывающие заводы в Сен-Фергусе, Шотландия, перерабатывают около 20 процентов газа, добываемого на морских месторождениях Северного моря. Этот принадлежит и управляется ExxonMobil. Источник: Годовые отчеты ExxonMobil.

Группа канадских производителей решила построить свой собственный газопровод из Западной Канады в Чикаго и перерабатывать богатый газ на конце трубопровода в Чикаго около Окс-Сабл, штат Иллинойс.Это привело к появлению трубопровода Alliance Pipeline (рис. 20) и его газоперерабатывающего завода около Aux Sable, штат Иллинойс.

Рисунок 20: Газ, добываемый и очищенный в Западной Канаде, транспортируется по трубопроводу Альянса в регион Чикаго, где газоперерабатывающий завод Aux Sable извлекает ШФЛУ для фракционирования на жидкие компоненты от C ₂ до C ₅ .

Жидкости, фракционированные на заводе, затем продаются на региональный рынок, за исключением C ₅₊ , который возвращается в Канаду для смешивания с битумом в Атасбаске для облегчения транспортировки на перерабатывающие заводы в Эдмонтоне.Сухой природный газ, в основном метан, продается на региональном газовом рынке Чикаго.

Катар – один из самых быстрорастущих источников поставок сжиженного газа в мире. Природный газ, добываемый на очень большом морском Северном месторождении, поставляет около 1 миллиона баррелей в день конденсата и ШФЛУ в виде побочных продуктов очень крупных заводов по производству СПГ, расположенных в этой стране. Мы обсудим эти важные заводы СПГ в модуле СПГ.

Что в названии, No.1

Что в названии, № 1

ЧТО НАЗВАНИЕ №1

Жидкие углеводороды, удаленные из попутного и непопутного газа, имеют много названий. Вот некоторые из них:

КОНДЕНСАТ / ЛЕГКОЕ НЕФТЬ / ШФЛУ / ТЭЦ / ЛЕГКАЯ НАФТА / ПРИРОДНЫЙ БЕНЗИН / ПЕНТАНЫ И ТЯЖЕЛОЕ / C5 + / LPG / LNG? Между некоторыми есть различия, но другие равны. Я использую эти термины в личных целях следующим образом:

КОНДЕНСАТ добывается из месторождения несвязанного газа / конденсата. (со свободной жидкостью в резервуаре или без нее) до тех пор, пока начальная Соотношение конденсат / газ после стабилизации жидкости не более 1000 м ³ жидкость на миллион м ³ газ (скажем, 180 баррелей / миллионов кубических футов).Соломенного цвета до белого цвета. Конденсат в принципе извлекается из газа на сепаратора первой ступени и часто указывается как количество после стабилизация. Имейте в виду, что нестабилизированное количество отделено на сепаратор первой ступени значительно больше, так как может быть целых 50 мол.% Метана в жидкости при высоком давлении.

МАСЛО ЛЕГКОЕ может быть похоже на конденсат по составу. обеспокоен, но был или все еще связан с нефтяным резервуаром.Часто соотношение жидкость / газ пластового флюида, добываемого из нефтяное месторождение истощенного типа уменьшается. Это могло произойти от начального, скажем, 20000 м ³ жидкости на миллион м ³ газа (скажем, 3600 баррелей / куб.футов) на номер менее 1000 м ³ / м ³ . Или для тех если рассматривать соотношение газ / нефть, газовый фактор увеличился с 50 до 1000 м ³ / м ³ (скажем, от 300 до 6000 стандартных кубических футов / баррель). Тогда один часто говорит о добыче из газовой шапки. Цвет жидкости будет темный.Также легкая нефть извлекается на первой ступени септ.

ШФЛУ или жидкости природного газа – это более тяжелые жидкие углеводороды, которые выпадают на компрессорных установках и установках очистки точки росы на межступенчатых или холодные сепараторы. Они представляют собой смесь легких углеводородов (метан, этан, пропан) и большинство более тяжелых компонентов (бутан, пентан и тяжелее), которые присутствовали в газе, который был отделен от нефти на сепараторы станции разделения нефти / газа. Когда говорят о ШФЛУ I всегда думайте о нестабилизированной жидкости.

CHPS или Casing Head Petroleum Spirit – название смеси конденсата и ШФЛУ произведено в некоторых странах

LIGHT NAPHTA представляет собой смесь жидких углеводородов в пентане для октановое число, извлекаемое перегонкой из сырой нефти на нефтеперерабатывающих заводах. А большая часть этого потока легкой нафты могла быть названа конденсатом в месторождение, на котором он был закачан (заправлен) в поток сырой нефти.

Завод по производству сжиженного нефтяного газа (СУГ). Это нижний поток де-бутанизер и будет содержать, кроме пентанов и более тяжелых углеводороды, небольшие количества бутана, пропана и даже этана.

PENTANES AND HEAVIER или C5 + в основном используется, когда мы хотим указать пентаны и более тяжелое СОДЕРЖАНИЕ газа. C5 + часто выражается как моль %, но также и в т / п.

СУГ или СЖИЖЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ – это название смеси пропана и Нормальный бутан и изобутан, производимый на установках фракционирования ШФЛУ. В СНГ может продаваться как отдельные потоки пропана и бутана, а также как смеси. Очень небольшие количества этана и пентанов будут настоящее время.

СПГ или СЖИЖЕННЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ – это название сжиженного газа, в основном состоящий из метана и этана, иногда также пропана и бутана настоящее время.Транспортировка происходит при температуре около -160 ° C. и атмосферное давление.

Сжиженный природный газ (СПГ) Определение

Что такое сжиженный природный газ (СПГ)?

Сжиженный природный газ (СПГ) – это природный газ, переведенный в жидкую форму для облегчения и безопасности транспортировки природного газа. Природный газ охлаждается примерно до -260 F, создавая прозрачную, бесцветную и нетоксичную жидкость, которую можно транспортировать из районов с большим запасом природного газа в районы, где требуется больше природного газа.

В жидком состоянии природный газ занимает 1/600 пространства, а это означает, что природный газ сокращается в 600 раз, что значительно упрощает его транспортировку и хранение, когда транспортировка по трубопроводу невозможна. Эксперты ожидают, что по мере роста мирового потребления энергии значение торговли СПГ будет расти.

Ключевые выводы

• Сжиженный природный газ (СПГ) – это природный газ, который был охлажден до жидкой формы для облегчения транспортировки.
• Спрос на СПГ растет по мере того, как мир обращается к более чистым источникам энергии.
• Крупнейшими экспортерами СПГ являются Австралия и Катар, и ожидается, что США обгонят их в ближайшие несколько лет.
• Наибольший спрос на СПГ приходится на Китай.
• СПГ рассматривается как альтернативный источник топлива для автомобилей и других целей, а не просто средство передвижения.

Как работает сжиженный природный газ (СПГ)

Сжиженный природный газ в основном используется для транспортировки природного газа из одного источника в другой.Экспортеры используют этот метод при доставке в разные страны и через водоемы, когда трубопроводы недоступны.

Существует два основных подхода к сжижению природного газа в больших количествах.

• Каскадный процесс
• Метод Линде

Каскадный процесс относится к охлаждению одного газа другим газом, в результате чего возникает каскадный эффект. Метод Линде – это регенеративное охлаждение, при котором он сжимается, охлаждается и расширяется до тех пор, пока в конечном итоге не превратится в жидкость.

После сжижения природный газ хранится в специальных танкерах и транспортируется к месту назначения. При утечке или разливе СПГ не может взорваться. СПГ и газы, из которых он состоит, не взрываются на открытом воздухе. После доставки СПГ природный газ расширяется и превращается обратно в газообразную форму путем повторного нагрева, процесса, известного как регазификация. После регазификации природный газ распределяется по трубопроводам потребителям.

Сжиженный природный газ больше всего известен как средство транспортировки, но он начинает получать широкое распространение. Автомобильная промышленность оценивает полезность газа в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания в автомобильных перевозках, внедорожниках, морских судах и железных дорогах.

Мировой спрос на сжиженный природный газ (СПГ)

Несмотря на то, что Соединенные Штаты обладают одними из крупнейших в мире запасов природного газа, небольшую часть своего природного газа в виде сжиженного газа импортируют из Франции и Тринидада.Фактически, по состоянию на 2019 год США были третьим по величине экспортером СПГ и, как ожидается, станут крупнейшим экспортером к 2024 году, обогнав Австралию и Катар.

Крупнейшими импортерами СПГ из США являются Южная Корея, Мексика и Япония. В будущем рост спроса будет исходить от азиатских стран, которые рассматривают СПГ как замену углю в качестве источника энергии.

Глобальный экспорт СПГ предоставлен МЭА. https://www.iea.org/reports/market-report-series-gas-2019

К другим крупным экспортерам СПГ относятся Индонезия, Нигерия, Россия и Малайзия.Россия имеет крупнейшие в мире поставки природного газа, за ней следуют Иран и Катар. Неудивительно, что по состоянию на 2019 год Китай стал крупнейшим в мире импортером природного газа, главным образом за счет увеличения закупок СПГ.

Глобальный импорт СПГ предоставлен МЭА. https://www.iea.org/reports/market-report-series-gas-2019

Будущее сжиженного природного газа (СПГ)

Мировой спрос на СПГ быстро вырос с почти нулевого уровня в 1970 году до значительной доли рынка сегодня.60% этого спроса приходилось на США и Китай в 2018 году. Отрасль СПГ переживает бум, поскольку мир стремится отказаться от традиционных и загрязняющих источников энергии, таких как нефть и уголь, и сосредоточиться на чистой энергии. По оценкам McKinsey and Company, спрос на СПГ будет расти на 3,6% в год до 2035 года. Газ будет самым быстрорастущим ископаемым топливом с темпами роста 0,9%, и в 2018 году рынок газа вырос на 5,6%, а рынок СПГ – на 8,6%.

Каково влияние соотношения воздух-топливо на эффективность сгорания?

Во второй части этой серии статей, посвященной контролю сгорания промышленных источников тепла, мы рассматриваем соотношение воздух-топливо и баланс использования избыточного воздуха для потребления горючих веществ при минимизации энергии от восходящей трубы в промышленных источниках тепла.В Части I, Стехиометрическое горение и его влияние на КПД котла, мы обсудили стехиометрическое горение, то теоретическое положение, в котором оптимальное количество кислорода и топливной смеси для производства максимально возможного тепла при достижении максимальной эффективности сгорания.

Спросите, как наш расходомер может улучшить ваше управление энергопотреблением.

Соотношение воздух-топливо и избыток воздуха

Эффективность сгорания зависит от использования правильного количества воздуха для потребления топлива.

При технологическом обогреве, работающем на топливе, самый большой источник потерь энергии – через выхлопную трубу, поэтому управление воздушным потоком имеет важное значение для эффективности сгорания.Когда топливо горит в присутствии кислорода, оно превращается в углекислый газ, воду и тепло. Рассмотрим сжигание метана (CH ₄ ).

CH ₄ + 2O ₂ → CO ₂ + 2H ₂ O + Heat (1013 БТЕ / фут. ³ )

Воздух содержит примерно 21% кислорода и 79% азота. В этом случае реакция полного сгорания принимает следующий вид:

CH ₄ + 2O ₂ + 7.53N ₂ → CO ₂ + 2H ₂ O + 7.53 N ₂ + Heat (1013 БТЕ / фут. ³ )

Требуемое количество воздуха зависит от типа топлива. В идеале вы хотели бы добавить достаточно кислорода, чтобы израсходовать все топливо, чтобы не было исчерпания горючего, при минимальном избытке воздуха, чтобы предотвратить потерю энергии из дымовой трубы.

Соотношение воздух-топливо определяет количество воздуха, необходимого для сжигания определенного топлива.

Соотношение воздух-топливо определяет количество воздуха, необходимого для сжигания определенного топлива.Обычными видами топлива, используемыми в процессе сгорания, являются нефть (№ 2, 4 и 6), дизельное топливо, бензин, природный газ, пропан и древесина – соотношения для обычных газов, жидкого и твердого топлива указаны в таблицах 1.1 и 1.2.

Оптимизация соотношения воздух-топливо

Существует баланс между потерей энергии из-за использования слишком большого количества воздуха и потерей энергии из-за слишком интенсивной работы в любом процессе сгорания. Наилучшая полнота сгорания достигается при оптимальном соотношении воздух-топливо, и регулирование этого параметра обеспечивает наивысшую эффективность.В большинстве сценариев горелка, работающая на жидком и газовом топливе, достигает этого желаемого баланса, работая при 105–120% оптимального теоретического количества воздуха. Для горелок, работающих на природном газе, требуемый стехиометрический воздух составляет 9,4-11 футов ³ / 1,0 фут ³ природного газа или приблизительно соотношение воздуха и газа приблизительно 10: 1. В этом случае имеется избыток кислорода на 2%.

В зоне горения сложно измерить избыток воздуха. Однако в штабеле его можно легко измерить с помощью анализаторов кислорода.При работе с 5-20% избытком воздуха это соответствует измерению содержания кислорода в дымовой трубе от 1% до 3%.

Идеальное соотношение воздуха и топлива будет изменяться при различных рабочих нагрузках. Настройка – это процесс установления желаемого соотношения воздух-топливо при различных условиях эксплуатации. Это может быть выполнено при оценке конкретных характеристик дымовой трубы: температуры, концентрации кислорода, оксида углерода и выбросов NO _x .

В третьей части данной серии из пяти частей мы рассматриваем анализ кислорода и горючих газов в дымовых газах, а также различные потоки воздуха и топлива перед сгоранием для повышения эффективности сгорания промышленных котлов, парогенераторов, печей, печей, плавильных печей и т. Д. технологические нагреватели.

Если вам интересно прочитать официальный документ Sage Metering по этой теме, см. «Расходомеры сгорания» и «Тепловые массовые расходомеры».

Стехиометрическое влияние горения на КПД котла

Анализ дымовых газов и расход воздуха / топлива – эффективность горения

Измерители массового расхода, перепада давления и расхода воздуха

Расходомер воздуха для определения эффективности горения | Котлы промышленные

.