Как да втечняваме газове? Производство и използване на втечнен газ. Производство на пропан-бутан от свързан нефтен газ

Мащабно производство на втечнен природен газ

Превръщането на природния газ в течно състояние се извършва на няколко етапа. Първо се отстраняват всички примеси - на първо място въглеродният диоксид, а понякога дори минимални остатъци от серни съединения. След това се извлича вода, която в противен случай може да се превърне в ледени кристали и да запуши инсталацията за втечняване.

По правило напоследък за комплексно пречистване на газ от влага, въглероден диоксид и тежки въглеводороди се използва адсорбционен метод за дълбоко пречистване на газ върху молекулярни сита.

Следващата стъпка е премахването на повечето тежки въглеводороди, оставяйки основно метан и етан. След това газът постепенно се охлажда, обикновено като се използва двуцикълен процес на охлаждане в серия от топлообменници (охладителни изпарители). Пречистването и фракционирането се извършват, както по-голямата част от охлаждането, под високо налягане. Студът се произвежда чрез един или няколко хладилни цикъла, което позволява температурата да се намали до -160 ° C. След това се превръща в течност при атмосферно налягане.

производство на втечнен природен газ

Фигура 1: Процес на втечняване на природен газ (производство на LNG)

Втечняването на природния газ е възможно само при охлаждане под критичната температура. В противен случай газът не може да се превърне в течност дори при много високо налягане. За да се втечне природен газ при температура, равна на критичната (T = T cr), неговото налягане трябва да бъде равно или по-голямо от критичното, тоест P> Pkt. Когато природният газ е втечнен под налягане под критичното (P< Ркт) температура газа также должна быть ниже критической.

За втечняване на природен газ се прилагат както принципите на вътрешно охлаждане, когато самият природен газ действа като работен флуид, така и принципите на външно охлаждане, когато се използват спомагателни криогенни газове с по-ниска точка на кипене (например кислород, азот, хелий). В последния случай топлообменът между природния газ и криогенния спомагателен газ се осъществява през топлообменната повърхност.

При промишленото производство на втечнен природен газ най-ефективните цикли на втечняване са с външен хладилен агрегат (принципи на външно охлаждане), захранван от въглеводороди или азот, и почти целият природен газ е втечнен. Циклите върху смеси от хладилни агенти са широко използвани, където еднопоточен каскаден цикъл се използва по-често от други, със специфична консумация на енергия от 0,55-0,6 kW "h / kg LNG.

Втечненият природен газ се използва като хладилен агент в агрегати за втечняване с малък капацитет, в този случай се използват по-прости цикли: с дроселиране, разширител, компресор с вихрова тръба и др.

Втечняването на природен газ на базата на вътрешно охлаждане може да се постигне по следните начини:

* изоенталпично разширение на сгъстен газ (енталпия i = const), т.е. дроселиране (използвайки ефекта на Джаул-Томсън); при дроселиране газовият поток не извършва никаква работа;

* изоентропно разширение на сгъстен газ (ентропия S-const) с връщане на външна работа; в този случай се получава допълнително количество студ, в допълнение към това, причинено от ефекта на Джаул-Томсън, тъй като работата по разширяването на газа се извършва поради неговата вътрешна енергия.

По правило изенталпичното разширение на сгъстен газ се използва само при втечняващи устройства с малка и средна производителност, при които може да се пренебрегне определена прекомерна консумация на енергия. Изентропичното разширение на сгъстен газ се използва в устройства с голям капацитет (в индустриален мащаб).

Втечняването на природен газ на базата на външно охлаждане може да се постигне по следните начини:

* използване на криогенератори на Стърлинг, Вуелеми-Таконис и др .; работните тела на тези криогенератори са, като правило, хелий и водород, което позволява при изпълнение на затворен термодинамичен цикъл да се достигне температура на стената на топлообменника под точката на кипене на природния газ;

* използването на криогенни течности с точка на кипене, по-ниска от тази на природния газ, като течен азот, кислород и др.;

* използване на каскаден цикъл, използващ различни хладилни агенти (пропан, амоняк, метан и др.); в каскаден цикъл, газ, който може лесно да бъде втечнен чрез компресия, при изпаряване създава студ, необходим за понижаване на температурата на друг газ, който трудно се втечнява.

След втечняване, LNG се поставя в специално изолирани резервоари за съхранение и след това се зарежда в LNG носители за транспортиране. През това време на транспортиране малка част от LNG неизменно се „изпарява“ и може да се използва като гориво за двигатели на танкери. При достигане до потребителския терминал, втечненият газ се разтоварва и поставя в резервоари за съхранение.

Преди втечнен природен газ да бъде пуснат в употреба, той се връща в газообразно състояние в станция за регазификация. След регазификация природният газ се използва по същия начин, както газът, транспортиран по газопроводи.

Приемният терминал за втечнен природен газ е по-малко сложна структура от инсталацията за втечняване и се състои главно от приемен пункт, стелаж за разтоварване, резервоари за съхранение, инсталации за преработка на газове от изпаряване от резервоари и дозиращо устройство.

Технологията за втечняване на газ, неговото транспортиране и съхранение вече е напълно усвоена в света. Следователно производството на LNG е доста бързо развиваща се индустрия в глобалния енергиен сектор.

Дребномащабно производство на втечнен природен газ

Съвременните технологии позволяват решаването на проблема с автономното електрозахранване на малки промишлени, социални предприятия и населени места чрез създаване на енергийни съоръжения на базата на мини-енергия, използваща LNG.

Автономните мини енергийни съоръжения, използващи втечнен природен газ, не само ще помогнат за премахване на проблема с електроснабдяването на отдалечените региони, но и ще послужат като алтернатива за прекратяване на зависимостта на потребителите от големите доставчици на електроенергия и топлинна енергия. В момента дребномащабното производство на втечнен природен газ е привлекателна област за инвестиции в енергийни съоръжения със сравнително кратък период на изплащане.

Има технология за втечняване на природен газ, използваща енергията на диференциалното налягане на газа в ГРС с въвеждането на разширително-компресорни агрегати, внедрена в ГРС "Николская" (Ленинградска област). Проектният капацитет на завода за LNG е 30 тона на ден.

Блокът за втечняване на природен газ се състои от блок топлообменници на фризери, система за охлаждане на сгъстен газ, блок за втечняване, двустепенен турбо-разширител-компресорен блок, автоматизирана система за наблюдение и контрол на работата на инсталацията (ASCU ), клапани, включително управлявани, и прибори.

Фигура 2. Схема на инсталацията за втечняване на NG

Принципът на действие на инсталацията е както следва (фиг. 2).

Природен газ с дебит 8000 nm3 / h и налягане 3,3 MPa се подава към турбокомпресорите K1 и K2, работещи на същия вал като турборазширителите D1 и D2.

Поради достатъчно високата чистота на природния газ (съдържание на CO2 не повече от 400 ppm), в инсталацията за втечняване на природен газ се осигурява само обезводняване на газ, което, за да се намали цената на оборудването, се осигурява чрез замръзване на влага.

В 2-степенен турбокомпресор налягането на газа се повишава до 4,5 MPa, след което компресираният газ се охлажда в топлообменници T3-2 и T3-1 и влиза във фризера, състоящ се от 3 топлообменника T11-1, T11-2 и T11- 3 (или T12-1, T12-2 и T12-3), където поради използването на обратен поток на студен газ от топлообменника T2-1 влагата замръзва. Пречистеният газ след филтър F1-2 се разделя на два потока.

Един поток (по-голямата част от него) се изпраща във фризера за студено възстановяване и на изхода на фризера през филтър се подава последователно към турборазширителите D1 и D2 и след тях се изпраща към обратния поток на изхода на сепаратора C2-1.

Вторият поток се насочва към топлообменника Т2-1, където след охлаждане се дроселира през дросела ДР в сепаратора С2-1, в който течната фаза се отделя от неговите пари. Течната фаза (втечнен природен газ) се изпраща към устройството за съхранение и към потребителя, а парната фаза се подава последователно към топлообменника T2-1, фризера T11 или T12 и топлообменника T3-2, а след това към линията за ниско налягане, разположена след газоразпределителната станция, където налягането става равно на 0,28-0,6 MPa.

След определено време работещият фризер T11 се прехвърля към загряване и продухване с газ под ниско налягане от главния, а фризерът T12 се прехвърля в режим на работа. 28 януари 2009 г., A.P. Инков, Б.А. Скородумов и др. Neftegaz.RU

У нас има значителен брой газоразпределителни станции, където редуцираният газ безполезно губи налягането си, а в някои случаи през зимата е необходимо да се подаде повече енергия за загряване на газа преди дроселирането му.

В същото време, използвайки практически безплатна енергия от спадане на налягането на газа, е възможно да се получи социално полезен, удобен и екологично чист енергиен носител - втечнен природен газ, с който е възможно да се газифицират промишлени, социални съоръжения и населени места, които не имат газопровод.

Ограниченото вътрешно потребление насърчава производителите да увеличават доставките на пропан-бутан в чужбина. Днес Северозападна Европа се счита за една от най-атрактивните експортни дестинации по море. През следващите години се очаква страната да стартира редица инфраструктурни проекти, фокусирани основно върху перспективния пазар на Азиатско-Тихоокеанския регион.

В близко бъдеще нефтохимикалите трябва да се превърнат в катализатор за вътрешното руско търсене на LPG. Става дума за предстоящото пускане от СИБУР на най-големия нефтохимически комплекс в страната Запсибнефтехим, който ще преработва втечнените газове в продукти с висока добавена стойност.

Според Thomson Reuters през 2016 г. в Русия (без обемите на руско-казахстанското съвместно предприятие КазРосГаз) са произведени 16,2 милиона тона пропан-бутан срещу 13 милиона тона през 2012 г. През последните години производството на този продукт нараства средно с 4,4% годишно. Лек и привидно временен спад се случи едва миналата година. Увеличението на производството се дължи преди всичко на разширяването на съществуващите и изграждането на нови мощности на СИБУР, Газпром (Сургутски ЗСК) и НОВАТЕК (Пуровский ЗПК) за преработка на газ, стабилизиране на газовия кондензат и фракциониране на газ.

Според Министерството на енергетиката (нейната статистика е малко по-различна от горната) най-големите обеми на производство на пропан-бутан се осигуряват от нефтохимическите предприятия (през 2016 г. - 7,9 милиона тона). Следват заводите за преработка на газ и рафинериите на петролни компании - съответно 4,9 милиона и 3,8 милиона тона.

Водещият руски производител на втечнени нефтени газове е СИБУР. Според Thomson Reuters той представлява 41% от общото производство (самата компания оценява пазарния си дял на 45%). Газпром контролира 18% от пазара. Роснефт, поради покупката на активи на TNK-BP, SANORS и Bashneft, зае третото място с 12% дял. Като цяло деветте най-големи компании покриват 98% от пазара.

Що се отнася до структурата на производството, до 2015 г. се наблюдава увеличение на производството на чисти фракции на пропан-бутан – пропан, бутан и изобутан. През последните три години производството на техническа пропан-бутанова смес (TPBT) се увеличи до максимум, което беше причинено от рязкото увеличение на търсенето на този продукт в Украйна. Според Thomson Reuters през 2017 г. 33% от общото производство на пропан-бутан се падат на SPBT, 47% - на чисти фракции.

Основните сфери на потребление на пропан-бутан са комуналният сектор, автомобилният транспорт и нефтохимикалите. Последният отрасъл в дългосрочен план трябва да се превърне в основен двигател на растежа на търсенето на пропан-бутан. И така, в съответствие с проекта на Енергийната стратегия на Русия (в актуализираната версия), производството на етилен до 2020 г. трябва да се увеличи със 75-85%, а до 2035 г. - 3,6-5 пъти. Ако през 2016 г. 24% от пропан-бутан е изпратен за по-нататъшна преработка, то до 2020 г. тази цифра трябва да се увеличи до 30%, а до 2035 г. - до 44-55%.

Важна роля в изпълнението на тези планове е отредена на строящия се нефтохимичен комплекс СИБУР.

Настоящият капацитет за преработка на ПНГ на СИБУР е 25,4 милиарда кубически метра годишно, включително Южно-Приобски ГПЗ, съвместен проект с Газпром нефт. Капацитетът за фракциониране на газ достига 8,55 милиона тона годишно. Най-големият блок за фракциониране на газ се намира в промишлената площадка на компанията в Тоболск. Широката фракция на леките въглеводороди (NGL), получена при преработката на природен и свързан газ, влиза в Тоболск през продуктов тръбопровод и тук се разделя на отделни фракции (пропан, бутан, изобутан и други).

През юни 2016 г. СИБУР завърши реконструкцията на комплекса за преработка на NGL, в резултат на което общият капацитет за фракциониране на газ в Тоболск се увеличи от 6,6 на 8 милиона тона годишно. Освен това миналото лято компанията завърши реконструкцията на Южно-Баликския газопреработвателен завод, благодарение на което заводът увеличи производствения си капацитет на NGL с повече от 100 хиляди тона годишно.

Това позволява на СИБУР да увеличи производството на пропан-бутан, който се изпраща както за износ, което ще бъде разгледано по-долу, така и за по-нататъшна преработка в нефтохимически продукти. „След пускането на Запсибнефтехим ще спрем да продаваме около 3 милиона тона втечнени въглеводородни газове, които условно сега струват 350 долара на тон, и ще започнем да продаваме допълнително повече от 2 милиона тона полимери, произведени от този газ, което ще струва например 1000 долара за тон... Производството на полимери е по-печеливш бизнес, но създаването му предполага значителни капиталови разходи", отбеляза Дмитрий Конов, председател на УС на СИБУР, в интервю за RBC миналото лято .

Роснефт също планира да увеличи производството на пропан-бутан. През февруари 2018 г. неговата газова „дъщеря“ Rospan възнамеряваше да пусне комплекс за подготовка и преработка на газ и кондензат в района Восточно-Уренгойски. Когато достигне пълния си капацитет, годишно ще произвежда 16,7 милиарда кубически метра сух газ, до 5 милиона тона стабилен газов кондензат и над 1,2 милиона тона пропан-бутанова фракция. За транспорт на втечнени газове "Роспан" изгражда товарен терминал в близост до жп гара Коротчаево с капацитет за претоварване 1,6 милиона тона годишно.

Предполага се, че след пускането на комплекса Роснефт ще увеличи производството на пропан-бутан до 2,8 милиона тона годишно (като се вземат предвид заводите на Башнефт) и ще стане вторият по големина производител на този продукт в страната. Предвижда се и преработката на втечнените газове в продукти с по-висока добавена стойност. Ръководителят на Роснефт Игор Сечин спомена по-специално проекти за производство на полиолефини в Поволжието, Източен Сибир и на базата на Източната нефтохимическа компания (VNHK) в Приморие.

В близко бъдеще на пазара на пропан-бутан може да се появи нов участник - Иркутската петролна компания. Неговият газов проект включва изграждането на четири блока за пречистване на природен и свързан нефтен газ в Ярактинското и Марковското находища с общ капацитет от над 20 милиона кубически метра на ден. Произведен в заводите NGL ще се доставя по продуктов тръбопровод до нов комплекс за приемане, съхранение и транспортиране на пропан-бутан в Уст-Кут, а впоследствие и за бъдещия Уст-Кутски ГПЗ с капацитет 1,8 милиона тона годишно. Заводът ще осигури фракциониране на NGL за получаване на технически пропан, технически бутан и стабилен газов кондензат. Втечнени газове в размер на 550 хил. тона годишно се планират да се доставят на вътрешния пазар и за износ. На третия етап INK планира да построи завода за полимери в Уст-Кутск, който ще произвежда продукти с висока добавена стойност - до 600 хиляди тона полиетилен високо и ниско налягане годишно.

EKTOS (бивш Volzhsky Rubber) може да се превърне в друг важен играч на пазара на LPG. През пролетта на 2017 г. СИБУР приключи сделката за продажба на 100% от Уралоргсинтез АД. Основните дейности на Уралоргсинтез са производство на пропан-бутан и високооктанов горивен компонент - метил трет-бутилов етер (МТБЕ). Капацитетът на завода за фракциониране на въглеводородни суровини е 0,91 млн. тона годишно, за производство на МТБЕ - 220 хил. тона, бензол - 95 хил. тона годишно.

Прочетете пълния текст в № 1-2 на "Нефтът на Русия"

Повече от 30 години в СССР, а след това в Русия, втечнените и сгъстени газове се използват в националната икономика. През това време беше изминат доста труден път в организирането на отчитането на втечнените газове, разработването на технологии за тяхното изпомпване, измерване, съхранение и транспортиране.

От изгаряне до изповед

Исторически у нас потенциалът на газа като енергиен източник е бил подценяван. Не виждайки икономически оправдани сфери на приложение, петролните индустриалци се опитаха да се отърват от леките фракции на въглеводородите, изгаряха ги без полза. През 1946 г. отделянето на газовата индустрия в независима индустрия революционизира ситуацията. Обемът на производство на този вид въглеводороди се е увеличил драстично, както и съотношението в горивния баланс на Русия.

Когато учени и инженери се научиха да втечняват газове, стана възможно да се изграждат предприятия за втечняване на газ и да се доставя синьо гориво до отдалечени райони без газопровод и да се използва във всеки дом, като гориво за автомобили, в производството, а също и да се изнася за трудно валута.

Какво представляват втечнените нефтени газове

Те са разделени на две групи:

1. Втечнените въглеводородни газове (LPG) са смес от химични съединения, състоящи се главно от водород и въглерод с различни молекулни структури, тоест смес от въглеводороди с различно молекулно тегло и различни структури.
2. Широки фракции от леки въглеводороди (NGL) - включват предимно смеси от леки въглеводороди на хексан (C6) и етан (C2) фракции. Типичният им състав: етан 2-5%, втечнен газ от фракции C4-C5 40-85%, хексан фракция C6 15-30%, пентановата фракция представлява остатъка.

Втечнен газ: пропан, бутан

В газовата индустрия в индустриален мащаб се използва LPG. Основните им компоненти са пропан и бутан. Те също така съдържат по-леки въглеводороди (метан и етан) и по-тежки (пентан) като примеси. Всички изброени компоненти са наситени въглеводороди. Съставът на LPG може да включва и ненаситени въглеводороди: етилен, пропилен, бутилен. Бутан-бутилените могат да присъстват като изомерни съединения (изобутан и изобутилен).

Технологии за втечняване

Те се научиха да втечняват газове в началото на 20-ти век: през 1913 г. холандецът K.O. Heike е удостоен с Нобелова награда за втечняване на хелий. Някои газове се довеждат до течно състояние чрез просто охлаждане без допълнителни условия. Въпреки това, повечето от въглеводородните "индустриални" газове (въглероден диоксид, етан, амоняк, бутан, пропан) се втечняват под налягане.

Производството на втечнен газ се извършва в заводи за втечняване на газ, разположени или в близост до въглеводородни находища, или по пътя на магистрални газопроводи в близост до големи транспортни възли. Втечненият (или компресиран) природен газ може лесно да се транспортира по шосеен, железопътен или воден транспорт до крайния потребител, където може да се съхранява, след което да се преобразува обратно в газообразно състояние и да се подаде в газоснабдителната мрежа.

Специално оборудване

За втечняване на газове се използват специални инсталации. Те значително намаляват обема на синьото гориво и увеличават енергийната плътност. С тяхна помощ е възможно да се извършват различни методи за преработка на въглеводороди, в зависимост от последващата употреба, свойствата на суровината и условията на околната среда.

Инсталациите за втечняване и компресиране са предназначени за третиране на газ и имат модулен дизайн или са напълно контейнерни. Благодарение на станциите за регазификация става възможно да се осигурят дори най-отдалечените региони с евтино природно гориво. Системата за регазификация също така позволява природен газ да се съхранява и доставя при необходимост въз основа на търсенето (например по време на периоди на пиково търсене).

Повечето от различните газове във втечнено състояние имат практически приложения:

• Течният хлор се използва за дезинфекция и избелване на тъкани и се използва като химическо оръжие.
• Кислород – в болници за пациенти с дихателни проблеми.
• Азот – в криохирургията, за замразяване на органични тъкани.
• Водородът е като реактивно гориво. Напоследък се появиха автомобили с водородно задвижване.
• Аргон - в индустрията за рязане на метали и плазмено заваряване.

Можете също така да втечнявате газове от класа въглеводороди, най-популярните от които са пропан и бутан (n-бутан, изобутан):

• Пропанът (C3H8) е органично вещество от класа алкани. Получава се от природен газ и чрез крекинг на петролни продукти. Безцветен газ без мирис, слабо разтворим във вода. Използва се като гориво, за синтез на полипропилен, за производство на разтворители, в хранително-вкусовата промишленост (добавка Е944).
• Бутан (C4H10), клас алкани. Безцветен запалим газ без мирис, лесно се втечнява. Получава се от газов кондензат, нефтен газ (до 12%), при крекинг на петролни продукти. Използва се като гориво, в химическата промишленост, в хладилниците като хладилен агент, в хранително-вкусовата промишленост (добавка E943).

Характеристики на пропан-бутан

Основното предимство на LPG е възможността за тяхното съществуване при температура на околната среда и умерено налягане както в течно, така и в газообразно състояние. В течно състояние те лесно се обработват, съхраняват и транспортират, в газообразно състояние имат най-добри характеристики на горене.

Състоянието на въглеводородните системи се определя от комбинацията от влияния на различни фактори, следователно, за пълна характеристика, е необходимо да се знаят всички параметри. Основните, поддаващи се на директно измерване и влияещи върху режимите на потока, включват: налягане, температура, плътност, вискозитет, концентрация на компоненти, фазово съотношение.

Системата е в равновесие, ако всички параметри останат непроменени. В това състояние в системата не настъпва видима качествена и количествена метаморфоза. Промяната в поне един параметър нарушава равновесното състояние на системата, причинявайки този или онзи процес.

Имоти

По време на съхранение и транспортиране на втечнени газове, агрегатното им състояние се променя: част от веществото се изпарява, превръщайки се в газообразно състояние, част от него кондензира - се превръща в течност. Това свойство на втечнените газове е едно от определящите при проектирането на системи за съхранение и разпределение. Когато кипяща течност се взема от резервоари и се транспортира по тръбопровод, част от течността се изпарява поради загуби на налягане, образува се двуфазен поток, чието налягане на парите зависи от температурата на потока, която е по-ниска от температурата в резервоара. Ако движението на двуфазната течност през тръбопровода спре, налягането във всички точки се изравнява и става равно на налягането на парите.

Технологиите за добив и транспорт на нефт и газ непрекъснато се усъвършенстват. И един от най-ярките примери за това е втечненият природен газ (LNG), а именно технологията за мащабно втечняване на газ и транспортиране на LNG по море на дълги разстояния. LNG е истинска революция на газовия пазар, променяща имиджа на съвременната енергетика, доказателство, че индустрията на суровините е в състояние да генерира съвременни високотехнологични решения. LNG отваря нови пазари за синьо гориво, ангажирайки все повече страни в газовия бизнес, помагайки за решаването на пъзела на глобалната енергийна сигурност. Терминът "газова пауза", означаващ активното потребление на газ и евентуалното му превръщане в гориво номер едно, не е празна фраза.

Технологиите за промишлено производство на втечнен природен газ не разполагат с много време. Въведена в експлоатация първата експортна инсталация за втечнен газ1964 г. Но оттогава процесът непрекъснато се подобрява и днес, например, вече се подготвят проекти за първите в света мобилни плаващи заводи за втечняване на газ, разположени на кораби с голям тонаж.

Втечненият природен газ дърпа няколко индустриални сектора по веригата. Това са корабостроенето, транспортното инженерство и химията. Втечненият природен газ дори оформя естетиката на едно съвременно високо индустриализирано общество. В това може да се убеди всеки, който е виждал завод за втечняване на газ.

Русия, с най-големите газови запаси в света, отдавна е извън бизнеса с втечнен газ и търговията с втечнен природен газ. Но тази неприятна празнина е запълнена. През 2009 г. беше пусната в експлоатация първата инсталация за втечняване на газ на Сахалин - проектът Сахалин-2. Много е важно, че именно в Русия се внедряват съвременни технологии в областта на втечняването на газ. Например, заводът в Сахалин се основава на най-съвременната технология за втечняване с двоен смесен реагент, разработена специално за този проект. Тъй като LNG се произвежда при свръхниски температури, климатичните условия могат да бъдат капитализирани, което прави производството на LNG по-евтино и повишава ефективността на производствения процес.

От друга страна, Русия няма друг избор освен LNG. В света се развиват интеграционни процеси, втечненият природен газ на конкурентите вече навлиза на традиционните експортни пазари на руски газ, тоест към Европа, измествайки Газпром, докато Катар и Австралия увеличават позициите си в Азиатско-тихоокеанския регион, застрашавайки експортните планове на Русия към тези пазари.

Старите гигантски находища са в стадий на спад в производството, от новия фонд има „звезди“ под формата на полета Бованенковское и Харасавейское. Освен това страната трябва да отиде на рафта и да овладее нови технологии. И просто така се случи, че заводите за втечнен природен газ се считат за основа за монетизиране на газовите запаси от точно такива находища - близо до брега, но далеч от потребителя.

Руската фраза "втечнен природен газ" съответства на английския втечнен природен газ (LNG). Важно е да се разграничи LNG от групата на втечнен нефтен газ (LPG), която включва втечнен пропан-бутан (SPB) или втечнен нефтен газ (LPG). Но да ги разграничим един от друг и да разберем "семейството" на втечнените въглеводородни газове е лесно. Всъщност основната разлика се крие в това какъв газ е втечнен. Ако говорим за втечняване на природен газ, който се състои предимно от метан, тогава се използва терминът втечнен природен газ - или LNG е съкратено. Метанът е най-простият въглеводород, той съдържа един въглероден атом и има химична формула CH4. В случай на смес от пропан-бутан, говорим за втечнен пропан-бутан. По правило се извлича от свързан нефтен газ (ПНГ) или от дестилация на нефт като най-леката фракция. LPG се използва преди всичко като суровина в нефтохимията за производство на пластмаси, като енергиен ресурс за газификация на населени места или на превозни средства.

LNG не е самостоятелен продукт, въпреки че има възможности за използване на LNG в пряка форма. Това е практически същият метан, който се доставя по тръбопроводи. Но това е коренно различен начин за доставка на природен газ до потребителя. Втечненият метан може да се транспортира на дълги разстояния по море, което допринася за създаването на глобален пазар на газ, позволявайки на производителя на газ да диверсифицира продажбите си, а на купувача да разшири географията на покупките на газ. Производителят на LNG има голяма свобода в географията на доставките. В крайна сметка е по-изгодно да се създаде инфраструктура за морски транспорт на дълги разстояния, отколкото да се дърпа газопровод за хиляди километри. Неслучайно LNG се нарича още "гъвкава тръба", което показва основното му предимство пред традиционния метод за доставка на газ: конвенционален тръбопровод изключително твърдо свързва находищата с определен регион на потребление.

Веднъж доставен до местоназначението си, LNG се преобразува обратно в газообразно състояние - в блока за регазификация температурата му се довежда до температурата на околната среда, след което газът става подходящ за транспортиране през конвенционалните тръбопроводни мрежи.

LNG е бистра, безцветна, нетоксична течност, която се образува при температура от -160C. Веднъж доставен до местоназначението си, LNG се преобразува обратно в газообразно състояние: в блока за регазификация температурата му се довежда до температурата на околната среда, след което газът става подходящ за транспортиране през конвенционалните тръбопроводни мрежи.

Основното предимство на втечнения газ пред неговия тръбопроводен аналог е, че по време на съхранение и транспортиране той заема 618-620 пъти по-малко обем, което значително намалява разходите. В края на краищата природният газ има по-ниска топлинна плътност в сравнение с петрола и следователно, за транспортиране на обеми газ и нефт със същата калоричност (тоест количеството топлина, отделена по време на изгарянето на горивото), в първия случай, големи са необходими обеми. Тук възниква идеята за втечняване на газ, за ​​да му се осигури увеличаване на обема.

LNG може да се съхранява при атмосферно налягане, точката му на кипене е -163 ° C, нетоксичен е, без мирис и цвят. Втечненият природен газ не корозира конструктивните материали. Високите екологични свойства на LNG се обясняват с липсата на сяра във втечнения газ. Ако в природния газ присъства сяра, тя се отстранява преди процедурата за втечняване. Интересното е, че началото на ерата на втечнения газ в Япония се дължи именно на факта, че японските компании решават да използват LNG като гориво, за да намалят замърсяването на въздуха.

Втечнен природен газ, произвеждан в съвременните заводи, е основно метан – около 95%, като останалите 5% са етан, пропан, бутан и азот. В зависимост от завода за производство, моларното съдържание на метан може да варира от 87 (алжирски заводи) до 99,5% (завод Кенай, Аляска). Нетната калоричност е 33 494 kJ / m3 или 50 116 kJ / kg. За производството на LNG природният газ първо се пречиства от вода, серен диоксид, въглероден оксид и други компоненти. В края на краищата те ще замръзнат при ниски температури, което ще доведе до повреда на скъпо оборудване.

От всички въглеводородни енергийни източници, втечненият газ е най-чистият – така че, когато се използва за производство на електроенергия, емисиите на CO2 в атмосферата са наполовина по-малко, отколкото при използване на въглища. Освен това продуктите от горенето на LNG съдържат по-малко въглероден окис и азотен оксид от природния газ - това се дължи на по-доброто почистване по време на горенето. Също така, в втечнения газ няма сяра, което също е важен положителен фактор при оценката на екологичните свойства на LNG.

Пълната верига на производство и потребление на LNG включва следните етапи

производство на газ;

транспортирането му до завода за втечняване;

процедурата за втечняване на газ, превръщането му от газообразно състояние в течно, инжектиране в резервоари за съхранение на танкери и по-нататъшно транспортиране;

регазификация на сухопътни терминали, тоест превръщане на LNG в газообразно състояние;

доставка до потребителя и използването му.

Както знаете, понастоящем и в средносрочен план природният газ остава жизненоважен компонент за задоволяване на глобалните енергийни нужди поради своите предимства пред другите видове изкопаеми горива и поради постоянно нарастващото търсене от него.

В момента по-голямата част от газа се доставя на потребителите по магистрални тръбопроводи в газообразна форма.

В същото време в някои случаи за труднодостъпни отдалечени находища транспортът на втечнен природен газ (LNG) е за предпочитане пред традиционния тръбопровод. Изчисленията показаха, че транспортирането на втечнен природен газ с танкери, като се вземе предвид изграждането на мощности за втечняване и регазификация, се оказва икономически изгодно на разстояния от 2500 km (въпреки че примерът със завода за втечнен природен газ в Сахалин доказва уместността на изключенията). Освен това индустрията за втечнен природен газ днес е лидер в глобализацията на газовата индустрия и се разпростира далеч извън отделните региони, което не беше така в началото на 90-те години.

Въпреки че търсенето на LNG нараства, поддържането на конкурентоспособни проекти за LNG в днешната среда не е лесна задача. Важна особеност на заводите за втечнен природен газ е, че повечето от разходните позиции се диктуват от специфични параметри: качество на произведения суров газ, природни и климатични условия, топография, обем на офшорните операции, наличие на инфраструктура, икономически и политически условия.

В тази връзка особен интерес представляват технологиите за третиране и втечняване на газ, които вече се използват в съвременните инсталации за втечнен природен газ и които могат да бъдат класифицирани по различни критерии. Но е особено важно те да се намират в удобни южни или по-тежки северни ширини.

Въз основа на това е възможно да се анализират разликите между тези две групи, да се вземат предвид особеностите и недостатъците на всяка, да се приложи опитът от строителството и експлоатацията при реализиране на нови проекти за втечнен природен газ в Русия, по-специално в условията на Арктика. Но дори и като се вземе предвид съществуващият опит, бъдещото развитие на арктическите територии, където се намират до 25% от неразкритите запаси от въглеводороди, може да бъде осигурено в бъдеще чрез иновации, които повишават ефективността и конкурентоспособността.

История на производството на LNG

Експериментите за втечняване на природен газ започват в края на 19 век. Но едва през 1941 г. е построен комерсиален завод за втечнен природен газ в Кливланд (САЩ, Охайо). Това, че LNG може да се транспортира на дълги разстояния с кораби, беше демонстрирано чрез примера на LNG, транспортиран от танкера Methane Pioneer през 1959 г.

Първият завод за износ на втечнен природен газ е проектът Camel в Арзева, Алжир, който стартира през 1964 г. Първият завод, който започва да произвежда втечнен природен газ в северна среда през 1969 г., е завод в Съединените щати в Аляска. Повечето разработки на технологиите за приготвяне на газ за втечняване и за неговото втечняване са извършени по-рано и се извършват от групи учени, работещи в щатния персонал на търговски предприятия. Основните участници в международния бизнес с втечнен природен газ и датите на стартиране на заводите по години са представени в табл. 1.

В началото на 2014 г. работеха 32 завода за втечнен природен газ в 19 страни по света; 11 завода за втечнен природен газ в пет страни по света са в процес на изграждане; планирани са още 16 завода за втечнен природен газ в осем държави. В Русия, с изключение на завода за втечнен природен газ на около. Сахалин, има проект за изграждане на балтийски завод за втечнен природен газ в Ленинградска област, планира се завод за втечнен природен газ в Ямал с участието на чуждестранни партньори. Има предложения за изграждане на съоръжения за втечнен природен газ за разработване на находищата Щокман и Южно-Тамбейское и за реализиране на проектите Сахалин-1 и Сахалин-3.

Голям брой руски организации участваха в проекти, свързани с втечнен газ: Gazprom VNIIGAZ LLC, Московски газопреработвателен завод, Сосногорск и Оренбургски газопреработвателни заводи, Arsenal Machine Building Plan OJSC, NPO Geliymash OJSC, Cryogenmash OJSC, OJSC Uralkriomash, OJSC Uralkriomash и OJSC други.

Цялата LNG система включва елементи за производство, преработка, изпомпване, втечняване, съхранение, товарене, транспортиране и разтоварване и регазификация. Проектите за втечнен природен газ изискват доста време, пари и усилия по време на етапа на проектиране, икономическа оценка, строителство и търговска реализация. Обикновено отнема повече от 10 години от проектирането до внедряването. Поради това е общоприета практика да се сключват 20-годишни договори. Запасите от газ в находището трябва да са достатъчни за 20-25 години, за да се счита за източник на леки въглеводороди за LNG. Определящите фактори са естеството на газа, наличното налягане в резервоара, връзката на свободния и разтворения газ към суровия нефт, транспортните фактори, включително разстоянието до морското пристанище.

Индустрията за втечнен природен газ постигна големи крачки през годините. Ако съвкупността от всички иновации през това време се приема като 100%, тогава 15% е подобрение в процеса, 15% е подобрение в оборудването, а 70% се дължи на интегрирането на топлина и енергия. В същото време капиталовите разходи намаляха с 30%, както и намаление на разходите за транспортиране на газ по тръбопроводи. Има ясна тенденция към увеличаване на обема на технологичните линии. От 1964 г. капацитетът на една технологична линия се е увеличил 20 пъти. В същото време, според сегашното състояние на икономиката и технологиите, газовите ресурси, които се считат за труднодостъпни, се оценяват на 127,5 трилиона. m3. Следователно актуалният проблем е транспортирането на компресирано гориво на дълги разстояния и през значителни водни площи.

маса 1

Пускане в експлоатация на заводи за втечнен природен газ в световен мащаб

Предвид неравномерното разпределение на ресурсите от природен газ в света, задачата за продажба на тези ресурси по тръбопроводи може да се окаже неосъществима или икономически непривлекателна. За пазари на повече от 1500 мили (повече от 2500 км) опцията за втечнен природен газ се оказа доста икономична. До голяма степен поради тази причина глобалните доставки на LNG се очаква да се удвоят от 2005 до 2018 г.

Пазарите на втечнен природен газ са разположени предимно в райони с висок индустриален растеж. Някои от договорите бяха на фиксирани цени; това се промени през 1991 г., когато цената на LNG започна да се обвързва с петрола и петролните продукти. Делът на търговията на спот пазара се е увеличил от 4% през 1990 г. на 18% до 2012 г.

Във веригата на стойността на LNG, втечняването на природен газ е частта с най-високи инвестиционни и оперативни разходи. Много процеси на втечняване се различават само по циклите на охлаждане. Процесите с един смесен хладилен агент са подходящи за производствени линии с обем от 1 ... 3 милиона тона годишно. Технологичните процеси с обеми от 3 до 10 милиона тона годишно се основават на използването на два последователни хладилни цикъла, които минимизират спада на налягането в кръга на природен газ. Използването на третия хладилен цикъл направи възможно заобикалянето на такива "тесни места" в технологичния процес като диаметъра на криогенния топлообменник и обема на хладилния компресор за пропановия цикъл. Изследванията на различни процеси на втечняване показват, че всеки от тях не е много по-ефективен от останалите. По-скоро всяка технология има конкурентно предимство при определени условия. Малко вероятно е да се очакват големи промени в капиталовите разходи поради малки подобрения в процеса, тъй като самият процес се основава на неизменните закони на термодинамиката. В резултат на това индустрията за втечнен природен газ остава силно капиталоемка.

Възможно е производството на LNG след 30 години да бъде различно от това, което съществува днес. В чужбина е натрупан значителен опит в проектирането, производството и експлоатацията на превозни средства и кораби, работещи с LNG. Поради решаването на редица технически проблеми, намаляване на инвестиционната активност в наземните комплекси за втечнен природен газ, поради трудността при намиране на наличен газ, проектите за плаващи заводи за втечнен природен газ привличат все по-голямо внимание на всички участници в индустрията за втечнен природен газ. Техническите иновации и интегрирането на усилията могат да осигурят постоянен успех на такива проекти; това налага решаването на комплекс от разнообразни задачи – икономически, технически и екологични.

Въпреки това, днес, както и през последните години, индустрията за втечнен природен газ заслужено заема своето важно място на енергийния пазар и най-вероятно ще запази тази позиция в обозримо бъдеще.

Подготовка на газ за втечняване

Преработката на газ е силно зависима от свойствата на суровия газ, както и от навлизането на тежки въглеводороди през суровия газ. За да се направи възможно втечняването на газ, газът първо се обработва. Когато влезе в инсталацията, обикновено се извършва първоначално разделяне на фракциите и кондензатът се отделя.

Тъй като повечето от примесите (вода, CO2, H2S, Hg, N2, He, карбонилсулфид COS, меркаптани RSH и др.) замръзват при температури на LNG или влияят отрицателно върху качеството на продукта, който отговаря на изискваната продуктова спецификация, тези компоненти са също разделени. Освен това по-тежките въглеводороди се отделят, за да се предотврати замръзването им по време на процеса на втечняване.

Таблица 2 представя обобщение на въглеводородния фураж, използван във всички разглеждани инсталации.

маса 2

Газови състави в северните и южните централи

Очевидно е, че въглеводородните смеси от всяка от седемте завода са подходящи за производство на LNG, тъй като повечето от тях са леки метанови и етанови съединения. Газовият поток, влизащ във всяка от разглежданите инсталации за втечнен природен газ, съдържа вода, азот, въглероден диоксид. В същото време съдържанието на азот варира в диапазона от 0,1–4,5%, CO2 - от 0,07 до 8%. Съдържанието на влажен газ варира от 1% в завода за втечнен природен газ в ОАЕ до 5-11% в заводите за втечнен природен газ в Иран и Аляска.

В допълнение, съставът на газа на редица фабрики съдържа живак, хелий, меркаптани и други серни примеси. Проблемът с извличането на сероводород трябва да бъде разгледан във всеки завод с изключение на завода за втечнен природен газ в Оман. Живакът присъства в газа

Сахалин, Норвегия, Иран, Катар и Оман. Наличието на хелий се потвърждава само в проекта Катаргаз2. Наличието на RSH, COS е потвърдено в газа от иранския проект за втечнен природен газ.

Съставът и обемът на газа влияят не само върху количеството произведен LNG, но и върху обема и разнообразието на страничните продукти, както е показано в табл. 3. Става ясно, че преди всичко съставът на газа влияе върху избора и използването на оборудването за преработка на газ, а оттам и върху целия процес на обработка на газа и добивът на крайния продукт.

Таблица 3

Газови странични продукти от разглежданите заводи за втечнен природен газ

Инсталациите за втечнен природен газ използват процеса Hi-Pure за отстраняване на киселинни газове, комбинация от процес с разтворител K2CO3 за отстраняване на по-голямата част от CO2 и процес на базиран на DEA (диетаноламин) аминен разтворител за отстраняване на останалия CO2 и H2S (фиг. 1). .

Заводите за втечнен природен газ в Иран, Норвегия, Катар, Оман и Сахалин използват MDEA (метилдиетаноламин) система за пречистване на газ от аминна киселина с активатор („aMDEA“).

Този процес има редица предимства пред физическите процеси и други аминови процеси: по-добра абсорбция и селективност, по-ниско налягане на парите, по-оптимална работна температура, консумация на енергия и т.н.

Втечняване на газ

Според повечето оценки и наблюдения модулът за втечняване представлява 45% от капиталовите разходи на целия завод за втечнен природен газ, което е 25–35% от общите разходи по проекта и до 50% от последващите експлоатационни разходи. Технологията за втечняване се основава на цикъла на охлаждане, когато хладилен агент, чрез последователно разширяване и свиване, пренася топлина от ниска температура към висока температура. Производственият обем на технологичната линия се определя главно от процеса на втечняване, използван от хладилния агент, най-големите налични размери за комбинацията от компресор и драйвер в този цикъл и топлообменниците, които охлаждат природния газ.

Основните принципи на охлаждане и втечняване на газ предполагат, че кривите охлаждане-нагряване на газа и хладилния агент са съобразени възможно най-тясно.

Прилагането на този принцип води до по-ефективен термодинамичен процес, изискващ по-ниски разходи за единица произведен LNG, и това важи за всички процеси на втечняване.

Основните части на инсталацията за втечняване на газ са компресори, които циркулират хладилни агенти, компресорни задвижвания и топлообменници, използвани за охлаждане и втечняване на газ и обмен на топлина между хладилни агенти. Много процеси на втечняване се различават само по циклите на охлаждане.

маса 4

Обобщена таблица с данни за инсталации за втечнен природен газ

Таблица 4 са показани сравнителните характеристики на процесите на втечняване за всички анализирани растения. Схемата на технологията за втечняване C3/MR (фиг. 2), която се използва в заводите за втечнен природен газ в Оман и ОАЕ, е и най-разпространената днес в света.

Разглеждането и сравнението на всички действащи в момента северни заводи за втечнен природен газ и заводи за втечнен природен газ в Близкия изток води до следния извод: между тях има разлики в дизайна, избора на технологии за втечняване на газ и експлоатацията.

Това означава, че климатът и местоположението ще повлияят на съществуващите и бъдещите проекти за втечнен природен газ в Арктика.

Обемите на производство и изборът на технология не на последно място се определят от фактори като природни условия. Използвайки примера на заводите за втечнен природен газ в Норвегия и Сахалин, е показано, че е по-продуктивно да се произвежда LNG в северните територии. Анализът не разкри причини, които биха могли да възпрепятстват използването на разглежданите технологии за втечняване на газ в заводи в климатичните условия на юг и север, с изключение на новата технология DMR, която е разработена специално за условията на Сахалин.

Изборът на конкретна технология за определен регион обаче влияе върху ефективността и консумацията на енергия при производството на LNG, тъй като тези параметри на процеса на втечняване се определят от това дали инсталацията работи в студени условия. Също така е важно да се отбележи, че всички северни проекти всеки път изискваха ново технологично решение за процеса на втечняване, докато използването на стандартни технологии е широко разпространено в Близкия изток.

Броят на участниците в проекта в южните заводи варира от 3 до 9, което е 1,5 пъти повече, отколкото в северните LNG проекти, където броят на производителите варира от 2 до 6.

Може да се предположи, че такава разлика се определя не само от политиките на държавите и националните компании, но и от спецификата на разположението на северните индустрии, където е необходима надеждност и увереност на силни и големи пазарни играчи. Малко вероятно е наличието на инвестиции да играе решаваща роля тук, тъй като винаги има много потенциални пазарни играчи в проекти за втечнен природен газ.

Всички разглеждани заводи за втечнен природен газ са построени за относително големи находища с газови запаси от най-малко 170 милиарда m3. За северните и южните проекти не са установени зависимости от запасите на газ, но е очевидно, че южните райони имат големи възможности за реализиране на единични малки проекти за втечнен природен газ с по-ниски годишни обеми на производство - до 3 милиона тона годишно.

Аргументът в полза на това твърдение е заводът за втечнен природен газ в Кенай (САЩ), където относително малките производствени обеми от 1,57 милиона тона/годишно и очакваното изчерпване на запасите повдигат въпроса за осъществимостта на продължаването на проекта след 40 години успешен операция.

Дублирането на критично оборудване като хладилни компресори не е често срещано и се среща само в най-стария завод за втечнен природен газ в Кенай. Използването на излишно оборудване може да бъде не само остаряло технологично решение, но и частично оправдано (ако има само една технологична линия в северните условия за повишаване на надеждността). По един или друг начин, но разработките през 1992 г. на Phillips предвиждат инсталиране на единични турбокомпресори. Технологията за втечняване на Phillips с двойна надеждност може да бъде подходящ вариант за малки изолирани газови находища.

По отношение на такива параметри като договорни условия, пазари на продажби, запаси от въглеводороди в находищата, размер на танкерния флот и резервуарните паркове, използването на смесени хладилни агенти и броя на хладилните цикли, не са открити големи несъответствия между южния и северния растения. Монотонността на пазарите на продажби (Япония, Корея, Тайван, Европа) - независимо от времето за стартиране и местоположението на заводите за втечнен природен газ - показва рентабилността на вноса на LNG с танкери през големи водни басейни за развитите страни при отсъствие или липса на енергийни ресурси.

Използването на технологии за втечняване на газ със смесени хладилни агенти е по-предпочитано от използването на технологии с хомогенни течности, независимо от местоположението на инсталацията, тъй като кривата на кондензация съвпада по-точно с кривата на охлаждане на природния газ, повишавайки ефективността на процеса на охлаждане и съставът на хладилния агент може да варира с промени в състава на газа. Основното предимство на хомогенните хладилни агенти е лекотата на използване, но в съвкупността от предимства те са по-ниски от смесените хладилни агенти.

Няма пряка връзка между броя на хладилните цикли и разположението на фабриките в южните или северните ширини. Повечето съвременни технологии за втечняване на газ включват използването на три цикъла, тъй като процесът на кондензиране на природен газ е по-напреднал. Независимо от местоположението на завода, сроковете, за които се сключват дългосрочни договори за доставка на LNG, се увеличават от 15 на 20 ... 30 години.

Напоследък се увеличи и броят на производителите и купувачите на втечнен природен газ – участници в стоково-производствените отношения.

Разходите за транспортиране на втечнен природен газ се намаляват чрез въвеждането на по-големи танкери. В същото време за транспортиране на втечнен природен газ от северните заводи е необходимо да се използват специални подсилени танкери, подходящи за използване в трудни ледени условия. Доказателство за това е следният факт: през юли и декември 1993 г. танкерите на LNG проекта Kenai с вместимост 71 500 m3 са заменени с танкери с вместимост 87 500 m3 под наименованията „Polar Eagle” и „Arctic Sun”. Те бяха с 15% по-къси от оригиналните танкери и можеха да поберат 23% повече LNG. Това отчасти се дължи на исканията на японската страна за използване на по-големи и по-нови танкери, а отчасти и на увеличаването на пропускателната способност на завода. Подобно на своите предшественици, тези танкери са проектирани за трудни метеорологични условия и ниски температури. Върху тях бяха поставени свободно стоящи призматични контейнери; танкерите имат подсилени с лед корпуси, витла, валове и задвижващи механизми.

Струва си да се вземе предвид и сложността на климатичните, ледените, вълновите и ветровите условия при товарене на танкери в северните заводи за втечнен природен газ. При арктически условия подобряването на ефективността на първичния хладилен цикъл вероятно ще изисква замяна на пропана с хладилен агент с по-ниска точка на кипене. Може да бъде етан, етилен или многокомпонентен смесен хладилен агент. Способността на инсталациите за втечнен природен газ да се възползват от теоретично по-високата ефективност на втечняване при ниски температури зависи от проектните температури на арктическите инсталации и техните проектни оперативни стратегии. Ако средната годишна температура се отчита в проектите като фиксирана проектна температура, тогава загубите, дължащи се на температури, по-високи от средната температура (с коефициент от 1,8% / ° C) могат значително да надвишават ползите от ефективното кондензиране при температури под средните. Това може да се дължи на факта, че обемите на производство на LNG ще се променят, за да се постигнат и изпълнят производствените квоти. Обратно, фиксирането на проекта по отношение на обемите и надценяването на проектните температури (над средните температури на околната среда) за постигане на необходимите обеми може да доведе до по-висока обща ефективност, но и до по-високи капиталови разходи.

Ако се вземе решение за експлоатация на инсталацията с различни обеми в зависимост от температурата на околната среда, тогава свойствата на суровия газ и логистиката за транспортиране на втечнен природен газ ще трябва да бъдат коригирани, за да се приспособят към такива вариации.

Това не винаги е възможно. Например, по-студените условия на околната среда могат да доведат до забавяне на корабите в момент, когато заводът може да произведе максимално количество продукция. Следователно ще е необходимо да се балансират икономическите предимства на големите технологични линии, оптималната конструктивна конфигурация по отношение на експлоатацията, както и сложността на конструкцията и предизвикателствата при експлоатацията на централата на отдалечени места при променящи се условия на околната среда.

Така въз основа на казаното могат да се направят следните изводи.

Наборът от инсталации, техните технологични параметри и гамата от свързани продукти зависят от свойствата и обемите на използвания газ. Анализът не разкри значителна зависимост от местоположението на завода за втечнен природен газ за такива фактори като последователността на разположението на технологичните блокове, избора на технологии за третиране на газ и тяхната работа.

Всеки технологичен процес е подходящ за специфични свойства на газа и специфични условия на използване, като най-практичните и ефективни при използване от разглежданите процеси са процесът на химическо пречистване на MDEA с активатор и физическият процес "Сулфинол-D".

Разкрити са значителни разлики в избора и работата на технологията за втечняване между северните и южните заводи за втечнен природен газ. Климатът и местоположението на заводите са фактори, които влияят на съществуващите и ще повлияят на бъдещите проекти за втечнен природен газ в Арктическия регион.

Библиография

1. Пужайло А.Ф., Савченков С.В., Репин Д.Г. и др. Електроцентрали и електроснабдяване на газотранспортни съоръжения: Монография от поредицата „Научни трудове за 45-годишнината на АД „Гипрогазцентр”/ Изд. О.В. Крюков. Т. 3. Н. Новгород: Исток, 2013. 300 с.
2. Бучнев О.А., Саркисян В.А. Перспективи за втечнен природен газ на енергийните пазари // Газова индустрия. 2005. No2.
3. Дорожкин В.Ю., Терегулов Р.К., Мастобаев Б.Н. Подготовка на газ за втечняване в зависимост от неговите свойства // Транспорт и съхранение на нефтопродукти и въглеводородни суровини. 2013. No1.
4. Изотов Н.В., Никифоров В.Н. Изследване на технологиите за втечняване на природен газ // Газова индустрия. 2005. No1.