новых технологий сжижения природного газа (СПГ) продолжается, в чём и мы также принимаем участие [1, 2], способствуя тем самым успешной диверсификации способов доставки газа потребителю. При этом необходимо отметить, что наши разработки предназначены прежде всего для освоения глубоководных длительно замерзающих
акваторий Северного Ледовитого океана, поскольку традиционные ледостойкие платформы, предназначенные преимущественно для глубин до 50 – 60 м, не выдержат ледовых воздействий; кроме того, ни одна современная технология не рассчитана на использование в подводных условиях для добычи и сжижения природного газа [3]. Совершенствование одного из наших предложений технологии получения СПГ, безусловно, может быть реализовано в условиях подводной добычи природного газа и будет способствовать эффективности добычи природного газа [4]. При этом одним из важнейших компонентов нашей технологии подводного сжижения газа является стоимость используемого хладагента. В предложенной нами технологии сжижения газа в качестве основного и единственного хладагента преследуется именно эта цель: жидкий воздух (ЖВ) подаётся в противотоке с добываемым из продуктивных пластов природным газом. Полученный таким путём сжиженный природный газ (СПГ) подлежит хранению в изотермических резервуарах, из которых накопленный СПГ периодически перекачивают в танкер-газовоз, доставляющий газ потребителю. При этом доставленный СПГ перекачивается в специальные резервуары, хранилища СПГ, из которых по мере необходимости его регазифицируют, подавая в распределительные газопроводы.
Мы предлагаем «использовать» его холод на этапе регазификации СПГ, подвергая его же перекачке в противотоке с нагнетаемым воздухом, который можно охладить примерно до минус 145 – 150 °С; т.е. протяжённость тракта охлаждения необходимо предусмотреть такой, чтобы достигнуть вышеуказанного диапазона температур; далее охлаждённый таким образом воздух подлежит дальнейшему охлаждению вплоть до его сжижения с помощью традиционной технологии сжижения воздуха.
Предложенный способ регазификации СПГ даёт нам двойную выгоду, а именно: мы экономим энергию, необходимую для подогрева СПГ, и максимально охлаждаем воздух до вышеуказанных температур, а далее продолжаем охлаждать предварительно охлаждённый нами воздух, доводя его до жидкого состояния, т.е. на заключительном этапе сжижения воздуха используем традиционную технологию его сжижения
С этой целью мы считаем необходимым обратить внимание на недоиспользованные возможности СПГ как хладагента после его доставки в порт назначения: при его сливе возможно (опять же в противотоке) охлаждать нагнетаемый воздух примерно до приведённых выше температур, а затем уже охлаждённый таким образом воздух традиционным путём доводить до жидкого состояния; а затем закачивать этот ЖВ в освободившийся от СПГ танк, предварительно «промытый» (продутый) разгазированным жидким азотом во избежание образования взрывоопасной газовоздушной смеси. Подобная процедура должна осуществляться последовательно: танк за танком, по мере высвобождения танкера от доставленного СПГ. Естественно, что такое решение позволяет существенно снизить и без того невысокую стоимость ЖВ (по сравнению с традиционно применяемыми многосмесевыми хладагентами, получаемыми специально для этих целей из природного газа, что, несомненно, повышает саму стоимость целевого процесса). Следует также заметить, что новая технология сжижения природного газа конструктивно не изменит обычный облик самого танкера, и единственно, что добавится в сливо- наливных операциях, так это обязательная продувка всех танков разгазированным жидким азотом во избежание образования взрывоопасных концентраций паров смеси газа с воздухом (что потребует установки специально выделенного танка для хранения жидкого азота с оборудованием его разгазирования перед процедурой очередной «продувки» остальных танков газовоза).
Традиционный береговой терминал также функционально видоизменится для осуществления новой технологии сжижения, а именно: необходимо будет установить дополнительно:
• резервуар для хранения (и постепенного накопления) ЖВ;
• компрессор/мощную воздуходувку (для нагнетания воздуха в тракт предварительного охлаждения воздуха, подлежащего сжижению);
• установку для получения ЖВ (предварительно охлаждённого воздуха);
• насосную станцию (для перекачки ЖВ в танкер);
• противоточный теплообменник/испаритедь (типа «труба в трубе»);
• установку для получения жидкого азота из ЖВ.
Итак, применение предложенной технологии сжижения природного газа путём многоступенчатого теплообмена в противотоке с нагнетаемым воздухом с СПГ потребует дополнительного строительства, соответствующего
указанным выше объектам и операциям на приёмном береговом комплексе.
Затраты для приобретения и установки перечисленного оборудования прибрежного комплексного терминала (ПКТ), естественно, возрастут; однако конечная стоимость ЖВ будет существенно ниже суммарной стоимости многосмесевых хладагентов (с учётом разнотипных ёмкостей для их хранения, различных компрессоров для их перекачки и более сложных замкнутых систем сжижения природного газа [4]. К тому же общие затраты энергии, необходимой для подогрева регазифицируемого в противотоке СПГ с горячим воздухом возрастут незначительно, а
предложенная нами технология, безусловно, будет значительно проще существующих современных заводов СПГ.
Все остальные функции приёмного терминала практически не изменятся, что и делает, по нашему мнению, привлекательной для строительства новых (очередных) заводов по нашей технологии.
По существу, дважды – во‑первых, на подводном промысле (см. [2]) и, во-вторых, на ПКТ – мы используем холод обоих хладагентов: на промысле – холод ЖВ, а на ПКТ – холод СПГ, что с учётом компактности процесса теплообмена создаёт преимущество предлагаемого нововведения.
В общем виде в состав ПКТ должны входить следующие элементы:
• комплекс производства метанола (в случае применения метанола в качестве ингибитора гидратообразования) из метана с хранением и наливом в танкер (как вариант база приёма, хранения и налива в танкер);
• установка регенерации метанола, включая комплекс утилизации отработанных растворов ингибитора, не подлежащих регенерации;
• комплекс производства ЖВ и регазификации СПГ, позволяющий нарабатывать необходимые объёмы ЖВ как с использованием холода СПГ, так и без него;
• комплекс подготовки и подачи товарного газа в магистральный газопровод;
• терминал налива СПГ в ж/д и автомобильные цистерны;
• база хранения и отгрузки ЖВ на танкер;
• установка производства жидкого азота (ЖА), ёмкости хранения и система подачи на танкер;
• база снабжения и ремонта;
• комплексы обеспечения (контроля, автоматики, управления и противоаварийной защиты, система электроснабжения, система штатного и аварийного освещения, система связи и др.);
• центральный пункт управления всеми перечисленными операциями.
Следует также отметить, что такой подход представляется целесообразным при условии наличия достаточной энергии для производства ЖВ. Рациональным решением в этом случае представляется размещение ПКТ в районе присутствия адекватных энергомощностей, а производство ЖВ осуществлять в периоды минимальных суточных
нагрузок при минимальных тарифах, что также позволит производить ЖВ с максимальной эффективностью, балансируя одновременно энергопотребление в энергосистеме.
Применительно к газовым месторождениям Баренцевоморского региона первый предлагаемый ПКТ может быть размещён в одном из глубоководных портов Кольского полуострова при наличии железных и автомобильных дорог и отсутствии сетевых ограничений по выдаче электрической мощности.
Такие возможности на Кольском полуострове имеются как в Кольском заливе, так и в других портах нашей Арктики.
Понятно, что в этом случае в регионе берегового комплекса необходимо наличие адекватного рынка потребления природного газа, либо такой рынок должен быть сформирован, например, путем строительства газохимического комплекса.
Недостатком такого подхода следует признать отсутствие гибкости, присущей СПГ, как товару для спотового рынка, когда СПГ на танкере потенциально может быть поставлен в любуюточку мира, где имеется соответствующий приёмный терминал. В то же время экономия на производстве ЖВ с использованием холода СПГ вполне может нивелировать этот недостаток, а в случаях, когда преимущество спотовой поставки становится явным по
ценовым параметрам, технология позволяет производить ЖВ без использования холода
СПГ. Кроме того, в обоих случаях подводный промысел и береговой комплекс должны иметь единую систему управления и работать как единый технологический комплекс во избежание организационных, технологических
или коммерческих срывов производственного процесса.
Выводы
Технология разработки морских газовых месторождений с подводным получением СПГ с применением ЖВ представляется весьма перспективной, особенно в условиях Арктики.
Использование охлаждающей способности СПГ для производства ЖВ на береговом комплексе значительно (до 1,5 раза) увеличивает совокупную эффективность проекта при условии наличия рынка газа в регионе размещения ПКТ.
Строительство ПКТ по предлагаемой технологии позволяет создать гибкую и высокоэффективную систему «добыча газа – производство – СПГ – сбыт СПГ и/или разгазированного СПГ» в регионе.
Литература:
1. Гусейнов Ч.С. -Патент № 2632598 от 11.10.2017 Способ подводного освоения газоконденсатных месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления. Приоритет от 2.10.15 г. 2017.
2. Гусейнов Ч.С., Фёдорова У.Б., Тулин Д.Ю. - Патент.№2660213- Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводного месторождения. Приоритет от 17.07.2917
3. Фёдорова Е.Б.-Современное состояние и развитие мировой индустрии сжижения природного газа: технологии и оборудование. М.,РГУ нефти и газа имени Губкина, 2011, 159 с., с илл.
4. Гусейнов Ч.С., Кульпин Д.Л. - Подводное сжижение газа, ж-л "Neftegaz RU", №5, 2018, с.23-27
