Морская транспортировка как наиболее оптимальный способ доставки газа с удаленных арктических месторождений
Одной из ключевых проблем при освоении углеводородных ресурсов арктического шельфа является организация транспортировки нефти и газа от мест добычи до конечного потребителя. В настоящее время в силу экономических и геополитических факторов основные центры потребления российских энергоресурсов сместились в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Расстояние от них до основных мест добычи углеводородов в Российской Арктике составляет свыше 3 тыс. километров. В этом направлении развивается несколько технологий транспортировки углеводородов – классическая трубопроводная и морская, с использованием нефтяных танкеров и судов-газовозов. Такое разделение наиболее характерно для транспортировки газа, потребление которого неуклонно возрастает в последние годы. Поэтому в статье основное внимание уделяется проблемам транспортировки природного газа на большие расстояния. Выбор наиболее экономически эффективной технологии транспортировки зависит от многих факторов, основными из которых являются – протяженность маршрута, объем перевозимого продукта и ее техническая реализуемость. Рассмотрим перечисленные факторы подробно.
На рис. 1 представлено сравнение трех способов транспортировки природного газа – в сжиженном (СПГ) и компримированном (КПГ) состояниях, а также с использованием трубопроводов (ТПГ).
Как видно из графика, начиная с расстояний свыше 1500 миль (2414 км) и объемов транспортируемого газа свыше 6 млрд м3 (4,7 млн т СПГ) морская транспортировка газа в сжиженном виде становится конкурентоспособной с трубопроводным транспортом. Для сравнения: транспорт компримированного (сжатого) газа (КПГ) является конкурентоспособным в узком диапазоне изменения параметров (расстояние и объемы транспортировки) и не представляет интереса для организации крупномасштабного транспорта газа в страны АТР. Необходимо отметить, что такое сравнение является довольно укрупненным и не учитывает такие факторы, как возможность прокладки трубопроводов в отдельные центры потребления (например, Япония, Индия и т.д.), для которых морская транспортировка газа является безальтернативным решением. Поэтому транспортировка природного газа в сжиженном состоянии является наиболее перспективным вариантом для удаленных месторождений российского арктического шельфа. Однако для его развития с учетом добычных возможностей Российской Арктики и ростом потребления СПГ в мире требуется значительное увеличение флота судов-газовозов арктического класса, которые способны обеспечить круглогодичную (с соответствующей ледокольной поддержкой) транспортировку газа до потребителей. В настоящее время в эксплуатации находится 15 судов-газовозов серии «Кристоф де Маржери». До 2025 г. планируется построить еще 15 судов-газовозов ледового класса дедвейтом 98,8 тыс. т. Очевидно, что реализация этой задачи потребует значительных капитальных вложений (свыше 5,5 млрд долл. США) и определенного времени (более трех лет). В то же время реализация этой программы позволит обеспечить устойчивую транспортировку в страны азиатского региона [18, 19] всего объема СПГ, произведенного в рамках проектов «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ-«2 с объемами добычи 27 млрд м3/год и 30,5 млрд м3/год соответственно.
Важным преимуществом морской транспортировки СПГ является возможность изменения маршрутов движения судов-газовозов (рис. 2), что позволяет в случае непредвиденных ситуаций (введение санкционных ограничений, изменение цен и т.д.) перенаправлять поставки в другие государства, имеющие регазификационные терминалы.
Северный морской путь – самый близкий маршрут до потребителей Азиатского региона
Для наиболее быстрой транспортировки СПГ российских арктических проектов судами-газовозами используется кратчайший судоходный маршрут, связывающий Азиатско-Тихоокеанский регион с арктическими регионами Российской Федерации – Северный морской путь (СМП) (рис. 2). Его бесперебойное функционирование обеспечивается за счет развитой портовой инфраструктуры, наличия значительного ледокольного, аварийно-спасательного и вспомогательного флотов. СМП пролегает от пролива Карские ворота до Берингова пролива, проходя через следующие моря – Карское, Лаптевых, Восточно-Сибирское, Чукотское и Берингово. Его протяженность составляет 5600 км. Такой маршрут позволяет более чем в два раза сократить сроки доставки СПГ в страны АТР по сравнению с транспортировкой через Суэцкий канал [4]. Например, транспортировка по СМП с п-ова Ямал до Японии занимает 14 суток, а через Суэцкий канал до Японии – 36 суток. Конечно, для обеспечения его круглогодичного функционирования необходимо продолжать развитие береговой инфраструктуры, ледокольного и вспомогательного флота, региональной и локальных систем аварийно-спасательного обеспечения и мониторинга ледовой обстановки, которые включают ряд таких подсистем, как центры по обработке ледовой и гидрометеорологической информации, авиационной и космической разведки и т.д.
Необходимость развития объема перевозок СПГ
В 2021 году объем грузоперевозок на СМП достиг рекордного уровня – более 34,85 млн т, при этом объем СПГ и газоконденсата составил 19,6 млн т [5]. Дальнейшее развитие арктических проектов позволит к 2035 г. довести производство СПГ в этом регионе до 58 млн т (рис. 3).
Рост производства СПГ будет требовать дальнейшего расширения флота судов-газовозов. С учетом отмеченных выше объемов производства СПГ их суммарное количество к 2035 г. должно достигать 40–45 судов ледового класса.
Эффективность транспортировки в страны Азиатского региона также будет увеличена за счет строительства к 2024 году перегрузочного комплекса СПГ на Камчатке производительностью 21,1 млн т СПГ/год, на котором будет организована перегрузка с судов-газовозов ледового класса Arc7 на конвенциональные суда-газовозы. Терминал будет представлять плавучие хранилища объемом 360 тыс. м3 с перевалкой борт-к-борту. Такое решение позволит сократить не только стоимость транспортировки СПГ, но и время оборота (периода между двумя загрузками) судна-газовоза ледового класса. Например, при транспортировке СПГ в Японию время оборота может сократиться с 30–36 дней до 15–22 дней, а экономия составит свыше $225 млн в год [10]. Необходимо отметить, что приведенной выше производительности камчатского терминала по перегрузке СПГ будет недостаточно для будущих проектов СПГ в Арктике, поэтому по мере развития производства СПГ ее необходимо будет увеличивать более чем в два раза.
Третьим фактором, определяющим возможность и эффективность реализации выбранной технологии транспортировки газа, является ее техническая реализуемость. Рассмотрим наиболее важные, с нашей точки зрения, особенности технической реализации транспортировки СПГ судами-газовозами.
Анализ существующих конструкций систем хранения судов-газовозов
Одно из основных отличий существующих судов-газовозов заключается в конструкции систем хранения, состоящей из криогенных резервуаров.
В процессе их эксплуатации возникают такие проблемы, как «слошинг» и образование отпарного газа, которые влекут за собой снижение надежности резервуаров, дополнительные потери транспортируемого продукта или увеличение энергозатрат на хранение СПГ и, следовательно, ухудшение экономических показателей проекта в целом.
Отпарным газом принято называть газ, который образуется за счет испарения СПГ в процессе его хранения. Основной причиной образования испарений является то, что конструкции криогенных резервуаров имеют различные виды теплоизоляционных материалов и структуру. При этом каждая конструкция имеет определенные несовершенства в системе теплоизоляции, из-за которых возникает попадание тепла в систему хранения.
Современные крупные суда-газовозы оснащаются системой обратной конденсации паров, которая сжижает отпарной газ и сливает СПГ обратно в танки. В этом случае дополнительные затраты энергии на сжижение определяют эффективность конструкции криогенного резервуара.
«Слошинг» представляет собой сложное явление движения жидкости в криогенном резервуаре по инерции, демонстрирующее сильную нелинейность и случайность под воздействием внешних сил, например волновых, вызывая высокие напряжения в стенках резервуара. Демонстрация эффекта «слошинга» представлена на рис. 4.
Выделяют три основных типа системы хранения: сферические танки типа MOSS, мембранные танки и призматические танки типа SPB (рис. 5).
Одним из достоинств сферического танка MOSS является противостояние эффекту «слошинга» за счет своей криволинейной поверхности, но при этом он имеет достаточно малый объем по сравнению с размером корпуса. Такой тип является материалоемким, тяжелым по весу и относительно дорогостоящим по сравнению с мембранным. В настоящее время около 27 % судов-газовозов такой конструкции эксплуатируются в мире, но постепенно компании от нее отказываются [9]. При эксплуатации судов-газовозов в ледовых условиях одним из критериев выбора конструкции верхнего строения судна является хороший обзор с капитанского мостика окружающей ледовой обстановки. Суда типа MOSS значительно уступают по этому критерию судам-газовозам мембранного и призматического типов.
Призматический танк типа SPB имеет множество преимуществ, особенно отсутствие эффекта «слошинга», но стоимость его строительства не позволяет внедрять его во флот судов-газовозов. Так, в 2016 году насчитывалось всего два судна с такой системой хранения [3].
Мембранный тип танка является более оптимальным и распространенным за счет своей компактности, хотя значительно подвержен «слошингу». Форма танка обладает максимальной объемной эффективностью, что делает его наиболее рентабельным. Кроме того, их сооружение производится путем установки модулей, которым можно придать определенную форму и это обеспечивает гибкость для различных корпусов судов. Кроме того, конструкция позволяет повысить надежность эксплуатации судна-газовоза не только снижением площади парусности, но и освобождением пространства на палубе, что как отмечалось выше, обеспечивает свободный обзор капитану судна. К другим эксплуатационным преимуществам относятся быстрые периоды охлаждения (низкая теплоемкость) во время загрузки и, следовательно, более быстрый оборот [3]. Необходимо отметить, что все суда-газовозы, эксплуатирующиеся для арктических проектов по производству СПГ, используют именно мембранную систему хранения.
Как уже отмечалось, количество «отпарного газа» при транспортировке СПГ зависит от теплоизоляционных свойств конструкции криогенных резервуаров. Рассмотрим более подробно существующие модели мембранных криогенных резервуаров: GTT Mark III (Mark III Flex, Mark III Flex+), GTT No96 (No96 GW, No96 LO3) и KOGAS KC-1 с учетом этих свойств.
Система GTT Mark III состоит из первичной и вторичной мембран с включением слоев теплоизоляции. Общая схема стенки представлена на рис. 6.
Необходимо отметить, что для системы GTT Mark III существует модификации Mark III Flex и Mark III Flex+, которые отличаются от основной системы тем, что имеют различную толщину вторичной изоляции. Вторичная изоляция Mark III Flex имеет толщину 300 мм, а Mark III Flex+ 380 мм, и, следовательно, общая толщина изоляции увеличивается с 270 мм до 400 и 480 мм соответственно [14]. В настоящее время активно применяется система Mark III Flex.
Система GTT No96 также, как и Mark III, состоит из двух мембран и двух слоев теплоизоляции. Схема стенки представлена на рис. 7.
В отличие от Mark III первичная мембрана No 96 имеет гладкую форму, потому что инвар имеет очень низкий коэффициент температурного расширения и не подвергается значительным температурным деформациям.
Слои изоляции представляют собой сборные коробки из фанеры, заполненные перлитом. Сборные коробки для первичного и вторичного слоя теплоизоляции различаются строением, и для каждого слоя разработаны несколько вариантов в целях удовлетворения необходимых показателей надежности при эксплуатации. Для первичного существуют: стандартная, усиленная (двойной верх, толще внутренние перегородки), сверхпрочная (двойной верх, толще внутренние перегородки, на 30 % больше скоб в конструкции). Для вторичного существуют те же типы, но для сверхпрочного типа добавляются поперечные перегородки совместно с продольными [13]. Различия в конструктивных особенностях коробок продемонстрированы на рис. 8.
Система KOGAS KC-1 в отличие от остальных рассмотренных систем состоит из одного слоя теплоизоляции и двух мембран. Схема стенки на рис. 9.
Первичная и вторичная мембрана изготовлены из такой же стали, как для Mark III, – 304L. Между мембранами располагается дополнительный слой фанеры [6]. Для снижения влияния температурных деформаций и повышения надежности мембраны подвергают гофрированию [15].
Сравнение показателей образования отпарного газа в различных типах криогенных резервуаров представлено в таблице 1.
Как видно из представленных материалов, наилучшими теплоизоляционными свойствами обладает криогенный резервуар типа Mark III Flex+ и KC-1.
Другим важным критерием при сравнении различных конструкций криогенных резервуаров является их прочность при воздействии различных нагрузок.
Сравнение предельных нагрузок на наиболее чувствительный элемент – фанерные доски – представлено в таблице 2.
По этому показателю более эффективным оказывается конструкция KC-1.
В целях снижения напряжений, оказываемых «слошингом» на конструкцию башни, а также на сами стенки криогенного резервуара, исследователями предлагаются различные методы, например, использование шаров из пенополистирола относительно высокой плотности, слой которых плавает на поверхности СПГ, сглаживая профили волн и снижая динамическое давление [17]. Для снижения испарений предлагается изменять состав перевозимого СПГ путем добавления в него около 2 % азота. В таком случае азот испаряется быстрее метана и состав паровой фазы состоит преимущественно из азота, при этом относительно небольших значений достигает показатель испарений метана. Но необходимо отметить, что такой метод требует дополнительных исследований, поскольку определенная концентрация азота может оставаться в СПГ при регазификации и, следовательно, продукт не будет соответствовать требованиям качества [16].
Требования к судам-газовозам в условиях арктических морей
Эксплуатация судов-газовозов в сложных природно-климатических условиях арктических морей требует соответствующих изменений судна не только для повышения надежности, но и для улучшения экономических показателей проекта.
Судно-газовоз должно иметь определенный ледовый класс, для того чтобы самостоятельно преодолевать льды в акваториях морей Северного морского пути. Так, танкеры арктических проектов имеют класс Arc7, что в соответствии с Правилами Российского морского регистра судоходства позволяет обеспечивать «самостоятельное плавание в сплоченных однолетних арктических льдах толщиной до 1,4 м в зимне-весеннюю навигацию и до 1,7 м в летне-осеннюю навигацию при эпизодическом преодолении ледовых перемычек с помощью работы набегами; плавание в канале за ледоколом в однолетних арктических льдах толщиной до 2,0 м в зимне-весеннюю навигацию и в двухлетних арктических льдах толщиной до 3,2 м в летне-осеннюю навигацию» [1].
Одним из требований к судам-газовозам арктического класса является отсутствие бульбовых носовых обводов, которые применяются на большинстве современных судов-газовозов для повышения быстроходности. Ограничение на их использование накладывается только на суда ледового класса Arc5 и выше. Это позволяет снизить ледовые нагрузки, а также не терять ход судна из-за образовавшихся ледовых нагромождений перед фоштевнем над бульбом во время прохождения битого льда. В связи с этим на судах-газовозах арктического класса применяется ледокольный обвод носовой части. Для изменения характеристики сопротивления воды движению корпуса на судах-газовозах класса Arc5 и выше скругляют шпангоуты и стремятся как можно сильнее обузить транец или вовсе убрать его из воды [8]. Также для эксплуатации в ледовых условиях устанавливают специальную винторулевую колонку, например типа Azipod, для повышения маневренности, ледопроходимости и энергоэффективности судна [7].
Подготовка к суровым природно-климатическим условиям выполняется не только для корпуса судна, но и для верхнего строения, иными словами, выполняется винтеризация. Основные элементы, которые подлежат винтеризации: жилые и рабочие помещения, палуба, вертолетная площадка, палубные краны, швартовное и буксирное оборудование, электропроводка и электрическое освещение, эвакуационный путь и спасательные средства, система противопожарной защиты, аварийного отключения и тревоги, навигация, трубопроводные системы, телекоммуникационные системы. В основном она включает внедрение хладостойких материалов, обогревы различных узлов, теплоизоляция помещений, защита от обледенения. Основные требования по винтеризации судов, эксплуатирующихся в Арктике, устанавливают морские стандарты, например DNVGL-OS-A201 «Winterization for cold climate operations» и ISO 19906:2019 «Petroleum and natural gas industries – Arctic offshore structures».
Заключение
Развитие крупнотоннажной морской транспортировки СПГ в страны Азиатского региона является одним из определяющих факторов для успешной реализации проектов освоения углеводородных ресурсов Российской Арктики. Для ее обеспечения необходимо значительно увеличить флот судов-газовозов, предназначенных для круглогодичной работы на акваториях замерзающих морей.
Северный морской путь – это наиболее оптимальный маршрут транспортировки СПГ российских арктических проектов. При его круглогодичном использовании время доставки СПГ потребителям стран Азиатского региона сокращается более чем в два раза по сравнению с маршрутом через Суэцкий канал. Для обеспечения круглогодичного функционирования СМП необходимо продолжать развитие береговой инфраструктуры, ледокольного и вспомогательного флотов, региональной и локальных систем аварийно-спасательного обеспечения и мониторинга ледовой обстановки.
Дальнейшее увеличение эффективности применения судов-газовозов ледового класса связано с пуском в эксплуатацию перегрузочного комплекса СПГ на Камчатке, на котором будет организована перегрузка на конвенциональные суда-газовозы.
Анализ современных конструкций судов-газовозов показывает, что для эксплуатации на маршруте СМП наиболее оптимальным является судно-газовоз ледового класса Arc7 мембранного типа дедвейтом до 100 тыс. т с криогенными резервуарами системы KOGAS KC-1.
