Come liquefare i gas? Produzione e utilizzo di gas liquefatto. Produzione di GPL da gas di petrolio associato

Produzione su larga scala di gas naturale liquefatto

La trasformazione del gas naturale allo stato liquido avviene in più fasi. Innanzitutto, tutte le impurità vengono rimosse, prima di tutto l'anidride carbonica e talvolta anche i residui minimi di composti di zolfo. Viene quindi recuperata l'acqua, che altrimenti potrebbe trasformarsi in cristalli di ghiaccio e intasare l'impianto di liquefazione.

Di norma, recentemente, per la complessa purificazione del gas da umidità, anidride carbonica e idrocarburi pesanti, è stato utilizzato un metodo di adsorbimento di purificazione profonda del gas su setacci molecolari.

Il passo successivo è rimuovere la maggior parte degli idrocarburi pesanti, lasciando principalmente metano ed etano. Il gas viene poi gradualmente raffreddato, solitamente utilizzando un processo di refrigerazione a due cicli in una serie di scambiatori di calore (evaporatori frigoriferi). La purificazione e il frazionamento vengono effettuati, come la maggior parte del raffreddamento, ad alta pressione. Il freddo è prodotto da uno o più cicli di refrigerazione, che consentono di ridurre la temperatura a -160 °C. Quindi diventa un liquido a pressione atmosferica.

produzione di gas naturale liquefatto

Figura 1: Processo di liquefazione del gas naturale (produzione di GNL)

La liquefazione del gas naturale è possibile solo quando viene raffreddato al di sotto della temperatura critica. In caso contrario, il gas non può essere convertito in liquido anche a pressioni molto elevate. Per liquefare il gas naturale ad una temperatura uguale a quella critica (T = T cr), la sua pressione deve essere uguale o maggiore di quella critica, cioè P> Pkt. Quando il gas naturale viene liquefatto sotto pressione al di sotto del critico (P< Ркт) температура газа также должна быть ниже критической.

Per liquefare il gas naturale, sia i principi del raffreddamento interno, quando il gas naturale stesso funge da fluido di lavoro, sia i principi del raffreddamento esterno, quando i gas criogenici ausiliari con un punto di ebollizione inferiore (ad esempio ossigeno, azoto, elio). In quest'ultimo caso lo scambio termico tra il gas naturale ed il gas ausiliario criogenico avviene attraverso la superficie di scambio termico.

Nella produzione industriale di GNL, i cicli di liquefazione più efficienti sono con un'unità di refrigerazione esterna (principi di refrigerazione esterna), alimentata da idrocarburi o azoto, e quasi tutto il gas naturale è liquefatto. Molto diffusi sono i cicli su miscele di refrigeranti, dove viene utilizzato più spesso un ciclo in cascata a flusso singolo rispetto ad altri, con un consumo energetico specifico di 0,55-0,6 kW”h/kg GNL.

Il gas naturale liquefatto viene utilizzato come refrigerante in unità di liquefazione di piccola capacità, in questo caso vengono utilizzati cicli più semplici: con strozzamento, espansore, tubo vortice, compressore ecc.

La liquefazione del gas naturale basata sulla refrigerazione interna può essere ottenuta nei seguenti modi:

* espansione isentalpica del gas compresso (entalpia i = const), cioè strozzamento (usando l'effetto Joule-Thomson); quando è strozzato, il flusso di gas non esegue alcun lavoro;

* espansione isoentropica del gas compresso (entropia S-const) con ritorno di lavoro esterno; in questo caso si ottiene una quantità di freddo aggiuntiva, oltre a quella provocata dall'effetto Joule-Thomson, in quanto il lavoro di espansione del gas viene svolto per effetto della sua energia interna.

Di norma, l'espansione isentalpica del gas compresso viene utilizzata solo in liquefattori di piccola e media produttività, in cui si può trascurare un certo consumo eccessivo di energia. L'espansione isoentropica del gas compresso viene utilizzata in dispositivi ad alta capacità (su scala industriale).

La liquefazione del gas naturale basata sulla refrigerazione esterna può essere ottenuta nei seguenti modi:

* utilizzando criogeneratori di Stirling, Vuelemie-Takonis, ecc.; i corpi di lavoro di questi criogeneratori sono, di regola, elio e idrogeno, che consente, quando si esegue un ciclo termodinamico chiuso, di raggiungere una temperatura sulla parete dello scambiatore di calore inferiore al punto di ebollizione del gas naturale;

* l'utilizzo di liquidi criogenici con punto di ebollizione inferiore a quello del gas naturale, come azoto liquido, ossigeno, ecc.;

* utilizzando un ciclo in cascata utilizzando vari refrigeranti (propano, ammoniaca, metano, ecc.); in un ciclo a cascata, un gas che può essere facilmente liquefatto per compressione, all'evaporazione, crea il freddo necessario per abbassare la temperatura di un altro gas difficile da liquefare.

Dopo la liquefazione, il GNL viene immesso in serbatoi di stoccaggio appositamente isolati e quindi caricato su navi metaniere per il trasporto. Durante questo periodo di trasporto, una piccola parte del GNL viene invariabilmente "evaporata" e può essere utilizzata come carburante per i motori delle navi cisterna. Al raggiungimento del terminale di consumo, il gas liquefatto viene scaricato e collocato in serbatoi di stoccaggio.

Prima di essere messo in servizio, il GNL viene riportato allo stato gassoso in una stazione di rigassificazione. Dopo la rigassificazione, il gas naturale viene utilizzato allo stesso modo del gas trasportato attraverso i gasdotti.

Il terminale di ricezione del GNL è una struttura meno complessa di un impianto di liquefazione, ed è costituito principalmente da un punto di ricezione, una rastrelliera di scarico, serbatoi di stoccaggio, impianti per il trattamento dei gas di evaporazione dai serbatoi e un'unità di misura.

La tecnologia della liquefazione del gas, il suo trasporto e stoccaggio è già stata completamente padroneggiata nel mondo. Pertanto, la produzione di GNL è un'industria in rapido sviluppo nel settore energetico globale.

Produzione su piccola scala di gas naturale liquefatto

Le moderne tecnologie consentono di risolvere il problema dell'alimentazione autonoma di piccole imprese industriali, sociali e insediamenti creando impianti energetici basati sulla minienergia che utilizzano il GNL.

Gli impianti autonomi di minienergia che utilizzano gas naturale liquefatto non solo aiuteranno ad eliminare il problema dell'approvvigionamento energetico nelle regioni remote, ma serviranno anche come alternativa per porre fine alla dipendenza dei consumatori dai grandi fornitori di elettricità e calore. Al momento, la produzione di GNL su piccola scala è un'area attraente per gli investimenti in impianti energetici con un periodo di ammortamento relativamente breve.

Esiste una tecnologia per la liquefazione del gas naturale che utilizza l'energia della pressione differenziale del gas nel GDS con l'introduzione di unità di espansione-compressore, implementata presso il GDS "Nikolskaya" (regione di Leningrado). La capacità di progetto dell'impianto per il GNL è di 30 tonnellate al giorno.

L'unità di liquefazione del gas naturale è costituita da un blocco di scambiatori di calore dei congelatori, un sistema di raffreddamento a gas compresso, un'unità di liquefazione, un'unità turbo-espansore-compressore a due stadi, un sistema di monitoraggio e controllo automatizzato per il funzionamento dell'impianto (ASCU ), valvole, anche controllate, e strumentazione.

Figura 2. Schema dell'impianto di liquefazione del GN

Il principio di funzionamento dell'impianto è il seguente (Fig. 2).

Ai turbocompressori K1 e K2 che operano sullo stesso albero dei turboespansori D1 e D2 viene fornito gas naturale con una portata di 8000 nm3 / h e una pressione di 3,3 MPa.

A causa della purezza sufficientemente elevata del gas naturale (contenuto di CO2 non superiore a 400 ppm), nell'impianto per la liquefazione del gas naturale, viene fornita solo la disidratazione del gas, che, al fine di ridurre il costo delle apparecchiature, è prevista dal congelamento dell'umidità.

In un turbocompressore a 2 stadi, la pressione del gas sale a 4,5 MPa, quindi il gas compresso viene successivamente raffreddato negli scambiatori di calore T3-2 e T3-1 ed entra nel congelatore, costituito da 3 scambiatori di calore T11-1, T11-2 e T11- 3 (o T12-1, T12-2 e T12-3), dove a causa dell'uso del flusso inverso di gas freddo dallo scambiatore di calore T2-1 l'umidità si congela. Il gas purificato dopo il filtro F1-2 viene suddiviso in due flussi.

Un flusso (la maggior parte) viene inviato al congelatore per il recupero del freddo e all'uscita del congelatore attraverso un filtro viene alimentato in sequenza ai turboespansori D1 e D2, e successivamente viene inviato al flusso inverso all'uscita del separatore C2-1.

Il secondo flusso è diretto allo scambiatore di calore T2-1, dove, dopo il raffreddamento, viene strozzato attraverso la farfalla nel separatore С2-1, in cui la fase liquida viene separata dai suoi vapori. La fase liquida (gas naturale liquefatto) viene inviata al dispositivo di accumulo e all'utenza e la fase vapore viene alimentata in sequenza allo scambiatore di calore T2-1, al congelatore T11 o T12 e allo scambiatore di calore T3-2, quindi a la linea di bassa pressione posta dopo la stazione di distribuzione del gas, dove la pressione diventa pari a 0,28-0,6 MPa.

Dopo un certo tempo, il congelatore T11 operativo viene trasferito al riscaldamento e allo spurgo con gas a bassa pressione dal principale e il congelatore T12 viene trasferito alla modalità operativa. 28 gennaio 2009, A.P. Inkov, BA Skorodumov et al.Neftegaz.RU

Nel nostro Paese esiste un numero significativo di stazioni di distribuzione del gas, dove il gas ridotto perde inutilmente pressione, e in alcuni casi, in inverno, è necessario fornire più energia per riscaldare il gas prima di strozzarlo.

Allo stesso tempo, utilizzando l'energia praticamente gratuita della caduta di pressione del gas, è possibile ottenere un vettore energetico socialmente utile, conveniente ed ecologico: il gas naturale liquefatto, con il quale è possibile gassificare strutture e insediamenti industriali, sociali che non lo fanno avere la fornitura di gasdotto.

Il consumo interno limitato incoraggia i produttori ad aumentare le forniture di GPL all'estero. Oggi l'Europa nordoccidentale è considerata una delle destinazioni più attraenti dell'export via mare. Nei prossimi anni, il Paese dovrebbe lanciare una serie di progetti infrastrutturali focalizzati principalmente sul promettente mercato della regione Asia-Pacifico.

Nel prossimo futuro, i prodotti petrolchimici dovrebbero diventare un catalizzatore per la domanda interna russa di GPL. Si tratta del prossimo lancio da parte di SIBUR del più grande complesso petrolchimico del Paese, Zapsibneftekhim, che trasformerà i gas liquefatti in prodotti ad alto valore aggiunto.

Secondo Thomson Reuters, nel 2016 in Russia (esclusi i volumi della joint venture russo-kazaka KazRosGaz) sono stati prodotti 16,2 milioni di tonnellate di GPL contro i 13 milioni di tonnellate del 2012. Negli ultimi anni, la produzione di questo prodotto è cresciuta in media del 4,4% annuo. Solo l'anno scorso si è verificato un calo lieve e apparentemente temporaneo. L'aumento della produzione è dovuto principalmente all'ampliamento delle strutture esistenti e alla costruzione di nuove capacità di SIBUR, Gazprom (Surgutsky ZSK) e NOVATEK (Purovsky ZPK) per il trattamento del gas, la stabilizzazione del condensato di gas e il frazionamento del gas.

Secondo il Ministero dell'Energia (le sue statistiche sono leggermente diverse da quelle sopra), i maggiori volumi di produzione di GPL sono forniti dalle imprese petrolchimiche (nel 2016 - 7,9 milioni di tonnellate). Seguono gli impianti di trattamento del gas e le raffinerie delle compagnie petrolifere - rispettivamente 4,9 milioni e 3,8 milioni di tonnellate.

Il principale produttore russo di gas di petrolio liquefatto è SIBUR. Secondo Thomson Reuters, rappresenta il 41% della produzione totale (la stessa società stima la sua quota di mercato al 45%). Gazprom controlla il 18% del mercato. Rosneft, grazie all'acquisto di asset di TNK-BP, SANORS e Bashneft, si è piazzata al terzo posto con una quota del 12%. In generale, le nove maggiori società coprono il 98% del mercato.

Per quanto riguarda la struttura della produzione, fino al 2015 c'è stato un aumento della produzione di frazioni GPL pure - propano, butano e isobutano. Negli ultimi tre anni, la produzione di miscela tecnica propano-butano (TPBT) è aumentata al massimo, il che è stato causato da un forte aumento della domanda di questo prodotto in Ucraina. Secondo Thomson Reuters, nel 2017, il 33% della produzione totale di GPL è caduta su SPBT, il 47% - su frazioni pure.

Le principali sfere di consumo di GPL sono il settore delle utilities, l'autotrasporto e la petrolchimica. Quest'ultimo settore nel lungo periodo dovrebbe diventare il principale motore di crescita della domanda di GPL. Quindi, in conformità con il progetto di Strategia energetica della Russia (nella versione aggiornata), la produzione di etilene entro il 2020 dovrebbe aumentare del 75-85% ed entro il 2035 - 3,6-5 volte. Se nel 2016 il 24% del GPL è stato inviato per ulteriori elaborazioni, entro il 2020 questa cifra dovrebbe aumentare al 30% e entro il 2035 al 44-55%.

Un ruolo importante nell'attuazione di questi piani è assegnato al complesso petrolchimico SIBUR in costruzione.

L'attuale capacità di elaborazione dell'APG di SIBUR è di 25,4 miliardi di metri cubi all'anno, compreso il GPP Yuzhno-Priobsky, un progetto congiunto con Gazprom Neft. La capacità di frazionamento del gas raggiunge gli 8,55 milioni di tonnellate all'anno. La più grande unità di frazionamento del gas si trova nel sito industriale dell'azienda di Tobolsk. L'ampia frazione di idrocarburi leggeri (NGL) ottenuta durante la lavorazione del gas naturale e associato entra a Tobolsk attraverso una conduttura del prodotto e viene qui suddivisa in frazioni separate (propano, butano, isobutano e altre).

Nel giugno 2016, SIBUR ha completato la ricostruzione del complesso di lavorazione del GNL, a seguito della quale la capacità totale di frazionamento del gas a Tobolsk è aumentata da 6,6 a 8 milioni di tonnellate all'anno. Inoltre, la scorsa estate l'azienda ha completato la ricostruzione dell'impianto di trattamento del gas di Yuzhno-Balyksky, grazie al quale l'impianto ha aumentato la propria capacità di produzione di GNL di oltre 100mila tonnellate all'anno.

Ciò consente a SIBUR di aumentare la produzione di GPL, che vengono inviati sia per l'esportazione, di cui si parlerà in seguito, sia per ulteriori trasformazioni in prodotti petrolchimici. "Dopo il lancio di Zapsibneftekhim, smetteremo di vendere circa 3 milioni di tonnellate di gas idrocarburi liquefatti, che, convenzionalmente, ora costano 350 dollari a tonnellata, e inizieremo a vendere inoltre più di 2 milioni di tonnellate di polimeri prodotti da questo gas, che costerà, ad esempio, 1.000 dollari per tonnellata ... La produzione di polimeri è un'attività più redditizia, ma la sua creazione implica notevoli spese in conto capitale ", ha osservato Dmitry Konov, presidente del consiglio di amministrazione di SIBUR, in un'intervista con RBC la scorsa estate .

Rosneft prevede inoltre di aumentare la produzione di GPL. Nel febbraio 2018, la sua "figlia" del gas Rospan intendeva lanciare un complesso per la preparazione e il trattamento di gas e condensa nell'area di Vostochno-Urengoysky. Quando raggiungerà la piena capacità, produrrà ogni anno 16,7 miliardi di metri cubi di gas secco, fino a 5 milioni di tonnellate di gas condensato stabile e oltre 1,2 milioni di tonnellate di frazione propano-butano. Per trasportare i gas liquefatti, Rospan sta costruendo un terminal di carico vicino alla stazione ferroviaria di Korotchaevo con una capacità di trasbordo di 1,6 milioni di tonnellate all'anno.

Si presume che dopo il lancio del complesso, Rosneft aumenterà la produzione di GPL a 2,8 milioni di tonnellate all'anno (tenendo conto degli impianti di Bashneft) e diventerà il secondo produttore di questo prodotto nel paese. Si prevede inoltre che i gas liquefatti vengano trasformati in prodotti a più alto valore aggiunto. Il capo di Rosneft, Igor Sechin, ha menzionato, in particolare, progetti per la produzione di poliolefine nella regione del Volga, nella Siberia orientale e sulla base della Compagnia petrolchimica orientale (VNHK) a Primorye.

Nel prossimo futuro, un nuovo partecipante potrebbe apparire sul mercato del GPL: la Irkutsk Oil Company. Il suo progetto per il gas prevede la costruzione di quattro unità di trattamento del gas naturale e associato nei campi Yaraktinskoye e Markovskoye con una capacità totale di oltre 20 milioni di metri cubi al giorno. Il GNL prodotto negli impianti sarà fornito tramite una pipeline di prodotti a un nuovo complesso per la ricezione, lo stoccaggio e la spedizione di GPL a Ust-Kut, e successivamente al futuro GPP di Ust-Kutsk con una capacità di 1,8 milioni di tonnellate all'anno. L'impianto fornirà il frazionamento di GNL per ottenere propano tecnico, butano tecnico e condensato di gas stabile. Si prevede che i gas liquefatti per un importo di 550 mila tonnellate all'anno saranno forniti al mercato interno e per l'esportazione. Nella terza fase, INK prevede di costruire l'impianto polimerico di Ust-Kutsk, che produrrà prodotti ad alto valore aggiunto - fino a 600 mila tonnellate di polietilene ad alta e bassa pressione all'anno.

EKTOS (ex Volzhsky Rubber) potrebbe diventare un altro importante attore nel mercato del GPL. Nella primavera del 2017, SIBUR ha chiuso l'accordo per cedere il 100% di Uralorgsintez JSC. Le principali attività di Uralorgsintez sono la produzione di GPL e un componente del carburante ad alto numero di ottano - metil tert-butil etere (MTBE). La capacità dell'impianto di frazionamento delle materie prime idrocarburiche è di 0,91 milioni di tonnellate all'anno, per la produzione di MTBE - 220 mila tonnellate, benzene - 95 mila tonnellate all'anno.

Leggi il testo completo nel n. 1-2 di "Oil of Russia"

Per più di 30 anni in URSS, poi in Russia, i gas liquefatti e compressi sono stati utilizzati nell'economia nazionale. Durante questo periodo, è stato percorso un percorso piuttosto difficile nell'organizzazione della contabilità dei gas liquefatti, sviluppando tecnologie per il pompaggio, la misurazione, lo stoccaggio e il trasporto.

Dal rogo alla confessione

Storicamente il potenziale del gas come fonte energetica è stato sottovalutato nel nostro Paese. Non vedendo ambiti di applicazione economicamente giustificati, gli industriali petroliferi hanno cercato di sbarazzarsi delle frazioni leggere di idrocarburi, bruciandole senza beneficio. Nel 1946, la separazione dell'industria del gas in un'industria indipendente rivoluzionò la situazione. Il volume di produzione di questo tipo di idrocarburi è aumentato drasticamente, così come il rapporto nel bilancio del carburante della Russia.

Quando scienziati e ingegneri hanno imparato a liquefare i gas, è diventato possibile costruire imprese di liquefazione del gas e fornire carburante blu in aree remote senza un gasdotto e usarlo in ogni casa, come carburante per automobili, nella produzione, e anche esportarlo per valuta pregiata .

Cosa sono i gas di petrolio liquefatto

Sono divisi in due gruppi:

1. I gas di idrocarburi liquefatti (GPL) sono una miscela di composti chimici, costituiti principalmente da idrogeno e carbonio con diverse strutture molecolari, ovvero una miscela di idrocarburi di diverso peso molecolare e diversa struttura.
2. Ampie frazioni di idrocarburi leggeri (NGL) - comprendono principalmente miscele di idrocarburi leggeri di frazioni di esano (C6) ed etano (C2). La loro composizione tipica: etano 2-5%, gas liquefatto delle frazioni C4-C5 40-85%, frazione esano C6 15-30%, la frazione pentanica rappresenta il resto.

Gas liquefatto: propano, butano

Nell'industria del gas, è il GPL che viene utilizzato su scala industriale. I loro componenti principali sono propano e butano. Contengono anche idrocarburi più leggeri (metano ed etano) e più pesanti (pentano) come impurità. Tutti i componenti elencati sono idrocarburi saturi. La composizione del GPL può comprendere anche idrocarburi insaturi: etilene, propilene, butilene. I butano-butileni possono essere presenti come composti isomerici (isobutano e isobutilene).

Tecnologie di liquefazione

Hanno imparato a liquefare i gas all'inizio del XX secolo: nel 1913, l'olandese K.O. Heike è stato insignito del Premio Nobel per la liquefazione dell'elio. Alcuni gas vengono portati allo stato liquido mediante semplice raffreddamento senza condizioni aggiuntive. Tuttavia, la maggior parte dei gas "industriali" di idrocarburi (anidride carbonica, etano, ammoniaca, butano, propano) vengono liquefatti sotto pressione.

La produzione di gas liquefatto viene effettuata presso impianti di liquefazione del gas situati sia in prossimità di giacimenti di idrocarburi, sia lungo il percorso dei principali gasdotti in prossimità di grandi snodi di trasporto. Il gas naturale liquefatto (o compresso) può essere facilmente trasportato su strada, su rotaia o su acqua fino al consumatore finale, dove può essere stoccato, quindi riconvertito allo stato gassoso e immesso nella rete di fornitura del gas.

Equipaggiamento speciale

Per liquefare i gas, vengono utilizzate installazioni speciali. Riducono significativamente il volume di carburante blu e aumentano la densità energetica. Con il loro aiuto, è possibile eseguire vari metodi di lavorazione degli idrocarburi, a seconda dell'uso successivo, delle proprietà della materia prima e delle condizioni ambientali.

Gli impianti di liquefazione e compressione sono progettati per il trattamento dei gas e hanno un design modulare o sono completamente containerizzati. Grazie alle stazioni di rigassificazione diventa possibile rifornire anche le regioni più remote con combustibile naturale a basso costo. Il sistema di rigassificazione consente inoltre di stoccare e fornire gas naturale secondo necessità in base alla domanda (ad esempio nei periodi di picco della domanda).

La maggior parte dei vari gas allo stato liquefatto ha applicazioni pratiche:

• Il cloro liquido viene utilizzato per disinfettare e sbiancare i tessuti e viene utilizzato come arma chimica.
• Ossigeno - negli ospedali per pazienti con problemi respiratori.
• Azoto - in criochirurgia, per il congelamento dei tessuti organici.
• L'idrogeno è come il carburante per aerei. Di recente sono apparse le auto alimentate a idrogeno.
• Argon - nell'industria per il taglio dei metalli e la saldatura al plasma.

Puoi anche liquefare gas della classe degli idrocarburi, i più popolari dei quali sono propano e butano (n-butano, isobutano):

• Il propano (C3H8) è una sostanza organica della classe degli alcani. Ottenuto dal gas naturale e dal cracking di prodotti petroliferi. Gas incolore, inodore, leggermente solubile in acqua. Viene utilizzato come combustibile, per la sintesi del polipropilene, per la produzione di solventi, nell'industria alimentare (additivo E944).
• Butano (C4H10), classe degli alcani. Gas infiammabile incolore, inodore, facilmente liquefatto. Ricevuto da gas condensato, gas di petrolio (fino al 12%), durante il cracking di prodotti petroliferi. Viene utilizzato come combustibile, nell'industria chimica, nei frigoriferi come refrigerante, nell'industria alimentare (additivo E943).

Caratteristiche del GPL

Il principale vantaggio del GPL è la possibilità della loro esistenza a temperature ambiente e pressioni moderate sia allo stato liquido che gassoso. Allo stato liquido sono facilmente lavorabili, stoccabili e trasportabili, allo stato gassoso hanno le migliori caratteristiche di combustione.

Lo stato dei sistemi idrocarburici è determinato dalla combinazione delle influenze di vari fattori, pertanto, per una caratterizzazione completa, è necessario conoscere tutti i parametri. I principali, suscettibili di misurazione diretta e che influenzano i regimi di flusso, includono: pressione, temperatura, densità, viscosità, concentrazione dei componenti, rapporto di fase.

Il sistema è in equilibrio se tutti i parametri rimangono invariati. In questo stato, nel sistema non si verifica alcuna metamorfosi qualitativa e quantitativa visibile. Un cambiamento in almeno un parametro viola lo stato di equilibrio del sistema, causando questo o quel processo.

Proprietà

Durante lo stoccaggio di gas liquefatti e il trasporto, il loro stato di aggregazione cambia: parte della sostanza evapora, trasformandosi in uno stato gassoso, parte di essa si condensa - si trasforma in un liquido. Questa proprietà dei gas liquefatti è una di quelle che definiscono la progettazione dei sistemi di stoccaggio e distribuzione. Quando un liquido bollente viene prelevato da serbatoi e trasportato attraverso una tubazione, parte del liquido evapora a causa delle perdite di carico, si forma un flusso bifase, la cui tensione di vapore dipende dalla temperatura di flusso, che è inferiore alla temperatura in il serbatoio. Se il movimento del liquido bifase attraverso la tubazione si interrompe, la pressione in tutti i punti viene equalizzata e diventa uguale alla pressione del vapore.

Le tecnologie di produzione e trasporto di petrolio e gas vengono costantemente migliorate. E uno degli esempi più evidenti di ciò è il gas naturale liquefatto (GNL), ovvero la tecnologia di liquefazione del gas su larga scala e il trasporto di GNL via mare su lunghe distanze. Il GNL è una vera rivoluzione nel mercato del gas, che cambia l'immagine dell'energia moderna, prova che l'industria delle materie prime è in grado di generare moderne soluzioni ad alta tecnologia. Il GNL sta aprendo nuovi mercati per il carburante blu, coinvolgendo sempre più paesi nel business del gas, contribuendo a risolvere l'enigma della sicurezza energetica globale. Il termine “pausa gas”, inteso come consumo attivo di gas e la sua eventuale trasformazione nel carburante numero uno, non è una frase vuota.

Le tecnologie per la produzione industriale di gas naturale liquefatto non hanno molto tempo. Il primo impianto di esportazione di gas liquefatto è stato messo in funzione nel1964 Ma da allora, il processo è stato costantemente migliorato e oggi, ad esempio, sono già in preparazione i progetti per i primi impianti mobili di liquefazione di gas galleggianti al mondo situati su navi di grande tonnellaggio.

Il gas naturale liquefatto trascina diversi settori industriali lungo la catena. Questi sono la costruzione navale, l'ingegneria dei trasporti e la chimica. Il gas naturale liquefatto modella anche l'estetica di una moderna società altamente industrializzata. Chiunque abbia visto un impianto di liquefazione del gas può esserne convinto.

La Russia, con le più grandi riserve di gas del mondo, è stata a lungo fuori dal business del gas liquefatto e dal commercio del GNL. Ma questa spiacevole lacuna è stata colmata. Nel 2009 è stato messo in funzione il primo impianto di liquefazione del gas a Sakhalin: il progetto Sakhalin-2. È molto importante che sia in Russia che vengono implementate tecnologie avanzate nel campo della liquefazione del gas. Ad esempio, l'impianto di Sakhalin si basa su una tecnologia di liquefazione a doppio reagente misto all'avanguardia sviluppata appositamente per questo progetto. Poiché il GNL viene prodotto a temperature ultra basse, le condizioni climatiche possono essere sfruttate, rendendo la produzione di GNL più economica e aumentando l'efficienza del processo produttivo.

D'altra parte, la Russia non ha altra scelta che il GNL. Nel mondo si stanno sviluppando processi di integrazione, il GNL dei concorrenti sta già entrando nei tradizionali mercati di esportazione del gas russo, cioè in Europa, soppiantando Gazprom, mentre Qatar e Australia stanno aumentando le loro posizioni nella regione Asia-Pacifico, mettendo a rischio i piani di esportazione della Russia a questi mercati.

I vecchi campi giganti sono in fase di calo della produzione, dal nuovo fondo ci sono "stelle" sotto forma di campi Bovanenkovskoye e Kharasaveyskoye. Inoltre, il paese deve andare allo scaffale e padroneggiare le nuove tecnologie. Ed è successo che gli impianti di GNL sono considerati la base per la monetizzazione delle riserve di gas proprio di tali giacimenti - vicino alla costa, ma lontano dal consumatore.

La frase russa "gas naturale liquefatto" corrisponde all'inglese Liquefied Natural Gas (LNG). È importante distinguere il GNL dal gruppo del gas di petrolio liquefatto (GPL), che comprende il propano-butano liquefatto (SPB) o il gas di petrolio liquefatto (GPL). Ma distinguerli l'uno dall'altro e comprendere la "famiglia" dei gas di idrocarburi liquefatti è facile. In realtà, la differenza principale sta nel tipo di gas che viene liquefatto. Se stiamo parlando della liquefazione del gas naturale, che consiste principalmente di metano, viene utilizzato il termine gas naturale liquefatto o abbreviato GNL. Il metano è l'idrocarburo più semplice, contiene un atomo di carbonio e ha la formula chimica CH4. Nel caso di una miscela propano-butano si parla di propano-butano liquefatto. Di norma viene estratto dal gas di petrolio associato (APG) o dalla distillazione del petrolio come frazione più leggera. Il GPL viene utilizzato, prima di tutto, come materia prima nella petrolchimica per la produzione di materie plastiche, come risorsa energetica per la gassificazione degli insediamenti o sui veicoli.

Il GNL non è un prodotto a sé stante, sebbene vi siano opportunità di utilizzare il GNL nella sua forma diretta. Questo è praticamente lo stesso metano che viene fornito attraverso le condutture. Ma questo è un modo fondamentalmente diverso di fornire il gas naturale al consumatore. Il metano liquefatto può essere trasportato su lunghe distanze via mare, il che contribuisce alla creazione di un mercato globale del gas, consentendo al produttore di gas di diversificare le proprie vendite e all'acquirente di espandere la geografia degli acquisti di gas. Il produttore di GNL ha grande libertà nella geografia delle forniture. Dopotutto, è più redditizio creare un'infrastruttura per il trasporto marittimo su lunghe distanze che tirare un gasdotto per migliaia di chilometri. Non è un caso che il GNL sia anche chiamato "tubo flessibile", mostrando il suo principale vantaggio rispetto al metodo tradizionale di consegna del gas: un gasdotto convenzionale collega in modo estremamente rigido i giacimenti con una specifica regione di consumo.

Una volta consegnato a destinazione, il GNL viene riconvertito allo stato gassoso: nel rigassificatore la sua temperatura viene portata a temperatura ambiente, dopodiché il gas diventa idoneo al trasporto attraverso reti di gasdotti convenzionali.

Il GNL è un liquido limpido, incolore e non tossico che si forma a una temperatura di -160C. Una volta consegnato a destinazione, il GNL viene riconvertito allo stato gassoso: nel rigassificatore la sua temperatura viene portata a temperatura ambiente, dopodiché il gas diventa idoneo al trasporto attraverso reti di gasdotti convenzionali.

Il principale vantaggio del gas liquefatto rispetto alla controparte del gasdotto è che durante lo stoccaggio e il trasporto occupa un volume 618-620 volte inferiore, il che riduce significativamente i costi. Dopotutto, il gas naturale ha una densità termica inferiore rispetto al petrolio, e quindi, per trasportare volumi di gas e petrolio con lo stesso potere calorifico (cioè la quantità di calore rilasciata durante la combustione del combustibile), nel primo caso, grandi i volumi sono obbligatori. È qui che è nata l'idea di liquefare il gas per fornirgli un aumento di volume.

Il GNL può essere stoccato a pressione atmosferica, il suo punto di ebollizione è -163°C, è atossico, inodore e incolore. Il gas naturale liquefatto non corrode i materiali strutturali. Le elevate proprietà ambientali del GNL sono spiegate dall'assenza di zolfo nel gas liquefatto. Se lo zolfo è presente nel gas naturale, viene rimosso prima della procedura di liquefazione. È interessante notare che l'inizio dell'era del gas liquefatto in Giappone è dovuto proprio al fatto che le aziende giapponesi hanno deciso di utilizzare il GNL come combustibile per ridurre l'inquinamento atmosferico.

Il GNL prodotto negli impianti moderni è principalmente metano - circa il 95%, con il restante 5% costituito da etano, propano, butano e azoto. A seconda dello stabilimento di produzione, il contenuto molare di metano può variare da 87 (stabilimenti algerini) al 99,5% (stabilimenti di Kenai, Alaska). Il potere calorifico netto è di 33.494 kJ/m3 o 50.116 kJ/kg. Per la produzione di GNL, il gas naturale viene prima purificato da acqua, anidride solforosa, monossido di carbonio e altri componenti. Dopotutto, si congeleranno a basse temperature, il che causerà danni a costose apparecchiature.

Di tutte le fonti energetiche di idrocarburi, il gas liquefatto è il più pulito, quindi, quando viene utilizzato per generare elettricità, le emissioni di CO2 nell'atmosfera sono la metà rispetto a quando si utilizza il carbone. Inoltre, i prodotti della combustione del GNL contengono meno monossido di carbonio e ossido di azoto rispetto al gas naturale: ciò è dovuto a una migliore pulizia durante la combustione. Inoltre, non c'è zolfo nel gas liquefatto, che è anche un importante fattore positivo nella valutazione delle proprietà ambientali del GNL.

La catena completa di produzione e consumo di GNL comprende le seguenti fasi

produzione di gas;

trasportarlo all'impianto di liquefazione;

la procedura per liquefare il gas, trasformandolo da stato gassoso in liquido, iniezione in serbatoi di stoccaggio su autocisterne e ulteriore trasporto;

rigassificazione presso i terminali di terra, ovvero la conversione del GNL allo stato gassoso;

consegna al consumatore e suo utilizzo.

Come sapete, attualmente e nel medio termine, il gas naturale rimane una componente fondamentale per soddisfare il fabbisogno energetico globale per i suoi vantaggi rispetto ad altri tipi di combustibili fossili e per la sua domanda in costante crescita.

Attualmente, la maggior parte del gas viene fornita ai consumatori tramite gasdotti in forma gassosa.

Allo stesso tempo, in alcuni casi, per giacimenti remoti difficili da raggiungere, il trasporto di gas naturale liquefatto (GNL) è preferibile al tradizionale gasdotto. I calcoli hanno mostrato che il trasporto di GNL tramite navi cisterna, tenendo conto della costruzione di capacità di liquefazione e rigassificazione, risulta essere economicamente sostenibile a distanze di 2500 km (sebbene l'esempio con l'impianto Sakhalin LNG dimostri la rilevanza delle eccezioni). Inoltre, l'industria del GNL è oggi leader nella globalizzazione dell'industria del gas e si è espansa ben oltre le singole regioni, cosa che non avveniva all'inizio degli anni '90.

Mentre la domanda di GNL è in crescita, mantenere progetti di GNL competitivi nell'ambiente odierno non è un compito facile. Una caratteristica importante degli impianti GNL è che la maggior parte delle voci di costo è dettata da parametri specifici: qualità del gas grezzo prodotto, condizioni naturali e climatiche, topografia, volume delle operazioni offshore, disponibilità di infrastrutture, condizioni economiche e politiche.

Di particolare interesse, a tal proposito, sono le tecnologie di trattamento e liquefazione del gas, già oggi impiegate nei moderni impianti GNL e classificabili secondo diversi criteri. Ma è particolarmente importante che si trovino in comode latitudini meridionali o più rigide del nord.

Sulla base di ciò, è possibile analizzare le differenze tra questi due gruppi, tenere conto delle peculiarità e delle carenze di ciascuno, applicare l'esperienza di costruzione e funzionamento durante l'implementazione di nuovi progetti di GNL in Russia, in particolare nelle condizioni artiche. Ma anche tenendo conto dell'esperienza esistente, il futuro sviluppo dei territori artici, dove si trova fino al 25% delle riserve di idrocarburi non scoperte, può essere assicurato in futuro da innovazioni che aumentino l'efficienza e la competitività.

Storia della produzione di GNL

Gli esperimenti per liquefare il gas naturale iniziarono alla fine del XIX secolo. Ma solo nel 1941 fu costruito un impianto commerciale di GNL a Cleveland (USA, Ohio). Che il GNL possa essere trasportato su lunghe distanze dalle navi è stato dimostrato dall'esempio del GNL trasportato dalla nave cisterna Methane Pioneer nel 1959.

Il primo impianto di esportazione di GNL di carico di base è stato il progetto Camel ad Arzewa, in Algeria, lanciato nel 1964. Il primo impianto a iniziare a produrre GNL in un ambiente settentrionale nel 1969 è stato un impianto negli Stati Uniti in Alaska. La maggior parte degli sviluppi sulle tecnologie per la preparazione del gas per la liquefazione e per la sua liquefazione sono stati effettuati in precedenza e vengono svolti da gruppi di scienziati che lavorano nel personale regolare delle imprese commerciali. I principali partecipanti al business internazionale del GNL e le date di lancio degli impianti per anno sono presentati in Tabella. 1.

All'inizio del 2014 erano in funzione 32 impianti GNL in 19 paesi del mondo; Sono in costruzione 11 impianti GNL in cinque paesi del mondo; altri 16 impianti GNL sono previsti in otto paesi. In Russia, ad eccezione dell'impianto GNL di circa. Sakhalin, c'è un progetto per costruire un impianto GNL Baltico nella regione di Leningrado, è previsto un impianto GNL a Yamal con il coinvolgimento di partner stranieri. Ci sono proposte per la costruzione di impianti GNL per lo sviluppo dei giacimenti Shtokman e Yuzhno-Tambeyskoye e per la realizzazione dei progetti Sakhalin-1 e Sakhalin-3.

Un gran numero di organizzazioni russe sono state coinvolte in progetti relativi al gas liquefatto: Gazprom VNIIGAZ LLC, Moscow Gas Processing Plant, Sosnogorsk e Orenburg Gas Processing Plants, Arsenal Machine Building Plant OJSC, NPO Geliymash OJSC, Cryogenmash OJSC, OJSC Uralkriomash, OJSC Giprogaztsentr e altri.

L'intero sistema GNL comprende elementi di produzione, lavorazione, pompaggio, liquefazione, stoccaggio, carico, trasporto e scarico e rigassificazione. I progetti di GNL richiedono una discreta quantità di tempo, denaro e impegno durante la fase di progettazione, valutazione economica, costruzione e implementazione commerciale. Di solito ci vogliono più di 10 anni dalla progettazione alla realizzazione. Pertanto, è prassi generalmente accettata concludere contratti di 20 anni. Le riserve di gas nel giacimento dovrebbero essere sufficienti per 20-25 anni per poter essere considerato una fonte di idrocarburi leggeri per il GNL. I fattori determinanti sono la natura del gas, la pressione disponibile nel giacimento, il rapporto tra gas libero e disciolto e petrolio greggio, fattori di trasporto, inclusa la distanza dal porto marittimo.

L'industria del GNL ha fatto passi da gigante nel corso degli anni. Se la totalità di tutte le innovazioni durante questo periodo è convenzionalmente considerata come 100%, allora il 15% è un miglioramento del processo, il 15% è un miglioramento dell'attrezzatura e il 70% è rappresentato dall'integrazione di calore ed energia. Allo stesso tempo, i costi di capitale sono diminuiti del 30% e c'è stata anche una diminuzione del costo del trasporto del gas attraverso i gasdotti. C'è una chiara tendenza all'aumento del volume delle linee tecnologiche. Dal 1964, la capacità di una singola linea tecnologica è aumentata di 20 volte. Allo stesso tempo, secondo lo stato attuale dell'economia e della tecnologia, le risorse di gas, considerate difficili da ottenere, sono stimate in 127,5 trilioni. m3. Pertanto, il vero problema è il trasporto di carburante compresso su lunghe distanze e attraverso aree idriche significative.

Tabella 1

Messa in servizio in tutto il mondo di impianti GNL

Data la disomogenea distribuzione delle risorse di gas naturale nel mondo, il compito di vendere tali risorse attraverso i gasdotti potrebbe rivelarsi impraticabile o economicamente poco attraente. Per i mercati a più di 1.500 miglia (più di 2.500 km) di distanza, l'opzione GNL si è dimostrata abbastanza economica. In gran parte per questo motivo, le forniture globali di GNL sono destinate a raddoppiare dal 2005 al 2018.

I mercati del GNL sono stati localizzati principalmente in aree ad alta crescita industriale. Alcuni dei contratti erano a prezzo fisso; la situazione è cambiata nel 1991 quando il prezzo del GNL ha cominciato ad essere legato al petrolio e ai prodotti petroliferi. La quota di negoziazione nel mercato spot è aumentata dal 4% nel 1990 al 18% entro il 2012.

Nella catena del valore del GNL, la liquefazione del gas naturale è la parte con i maggiori costi di investimento e di esercizio. Molti processi di liquefazione differiscono solo nei cicli di refrigerazione. I processi con un refrigerante misto sono adatti per linee di produzione con un volume di 1 ... 3 milioni di tonnellate all'anno. I processi tecnologici con volumi da 3 a 10 milioni di tonnellate all'anno si basano sull'utilizzo di due cicli frigoriferi successivi, che riducono al minimo le perdite di carico nel circuito del gas naturale. L'utilizzo del terzo ciclo frigorifero ha permesso di aggirare "colli di bottiglia" nel processo tecnologico come il diametro dello scambiatore di calore criogenico e il volume del compressore frigorifero per il ciclo del propano. Gli studi di vari processi di liquefazione mostrano che ciascuno di essi non è molto più efficace degli altri. Piuttosto, ogni tecnologia ha un vantaggio competitivo in determinate condizioni. È improbabile che si prevedano grandi cambiamenti nei costi di capitale a causa di piccoli miglioramenti del processo, poiché il processo stesso si basa sulle leggi invariabili della termodinamica. Di conseguenza, l'industria del GNL rimane ad alta intensità di capitale.

È possibile che la produzione di GNL tra 30 anni sarà diversa da quella che esiste oggi. Una significativa esperienza è stata accumulata all'estero nella progettazione, produzione e gestione di veicoli e navi alimentate a GNL. A causa della soluzione di una serie di problemi tecnici, una diminuzione dell'attività di investimento nei complessi GNL onshore, a causa della difficoltà di trovare gas disponibile, i progetti di impianti GNL galleggianti stanno attirando sempre più l'attenzione di tutti i partecipanti al settore GNL. L'innovazione tecnica e l'integrazione degli sforzi possono garantire il continuo successo di tali progetti; ciò richiede la soluzione di un complesso di compiti diversi: economici, tecnici e ambientali.

Tuttavia, oggi, come negli ultimi anni, l'industria del GNL occupa meritatamente il suo posto importante nel mercato dell'energia e, molto probabilmente, manterrà questa posizione per il prossimo futuro.

Preparazione del gas per la liquefazione

Il trattamento del gas dipende fortemente dalle proprietà del gas grezzo e dall'ingresso di idrocarburi pesanti attraverso il gas grezzo. Per rendere possibile la liquefazione del gas, il gas viene prima elaborato. All'ingresso nell'impianto avviene solitamente una prima separazione delle frazioni e la separazione delle condense.

Poiché la maggior parte delle impurità (acqua, CO2, H2S, Hg, N2, He, solfuro di carbonile COS, mercaptani RSH, ecc.) si congelano alle temperature del GNL o influiscono negativamente sulla qualità del prodotto che soddisfa le specifiche di prodotto richieste, questi componenti sono anche separato. Inoltre, gli idrocarburi più pesanti vengono separati per evitare che si congelino durante il processo di liquefazione.

Tavolo 2 presenta una sintesi dell'alimentazione di idrocarburi utilizzata in tutti gli impianti in esame.

tavolo 2

Composizioni del gas negli impianti del nord e del sud

È ovvio che le miscele di idrocarburi di ciascuno dei sette impianti sono adatte alla produzione di GNL, poiché la maggior parte di esse sono composti leggeri di metano ed etano. Il flusso di gas che entra in ciascuno degli impianti GNL considerati contiene acqua, azoto, anidride carbonica. Allo stesso tempo, il contenuto di azoto varia nell'intervallo 0,1-4,5%, CO2 - dallo 0,07 all'8%. Il contenuto di gas umido varia dall'1% presso l'impianto GNL degli Emirati Arabi Uniti al 5-11% presso gli impianti GNL dell'Iran e dell'Alaska.

Inoltre, la composizione del gas di un certo numero di fabbriche contiene mercurio, elio, mercaptani e altre impurità sulfuree. Il problema del recupero dell'idrogeno solforato deve essere affrontato in ogni impianto ad eccezione dell'impianto GNL in Oman. Il mercurio è presente nei gas

Sakhalin, Norvegia, Iran, Qatar e Oman. La presenza dell'elio è confermata solo sul progetto Katargaz2. Confermata la presenza di RSH, COS nel gas del progetto iraniano LNG.

La composizione e il volume del gas influiscono non solo sulla quantità di GNL prodotto, ma anche sul volume e sulla varietà dei sottoprodotti, come mostrato in tabella. 3. Appare chiaro che, prima di tutto, la composizione del gas influenza la scelta e l'uso delle apparecchiature per il trattamento del gas, e quindi l'intero processo di trattamento del gas e la resa del prodotto finale.

Tabella 3

Sottoprodotti del gas degli impianti GNL in esame

Gli impianti GNL utilizzano il processo Hi-Pure per rimuovere i gas acidi, una combinazione di un processo con solvente K2CO3 per rimuovere la maggior parte della CO2 e un processo con solvente amminico a base di DEA (dietanolammina) per rimuovere il restante CO2 e H2S (Fig. 1) .. .

Gli impianti di GNL in Iran, Norvegia, Qatar, Oman e Sakhalin utilizzano il sistema di purificazione del gas acido amminico MDEA (metildietanolammina) con un attivatore ("aMDEA").

Questo processo presenta una serie di vantaggi rispetto ai processi fisici e ad altri processi amminici: migliore assorbimento e selettività, pressione di vapore inferiore, temperatura operativa più ottimale, consumo energetico, ecc.

Liquefazione del gas

Secondo la maggior parte delle stime e delle osservazioni, il modulo di liquefazione rappresenta il 45% dei costi di capitale dell'intero impianto GNL, che rappresenta il 25-35% dei costi totali del progetto e fino al 50% dei successivi costi operativi. La tecnologia della liquefazione si basa sul ciclo di refrigerazione, quando un refrigerante, attraverso successive dilatazioni e contrazioni, trasferisce il calore da una bassa temperatura ad un'alta temperatura. Il volume di produzione della linea di processo è determinato principalmente dal processo di liquefazione utilizzato dal refrigerante, dalle dimensioni più grandi disponibili per la combinazione di compressore e driver in quel ciclo e dagli scambiatori di calore che raffreddano il gas naturale.

I principi di base della refrigerazione e della liquefazione del gas presuppongono che le curve di raffreddamento-riscaldamento del gas e del refrigerante siano adattate il più possibile.

L'implementazione di questo principio si traduce in un processo termodinamico più efficiente, che richiede costi inferiori per unità di GNL prodotto, e questo vale per tutti i processi di liquefazione.

Le parti principali di un impianto di liquefazione del gas sono i compressori che fanno circolare i refrigeranti, gli azionamenti dei compressori e gli scambiatori di calore utilizzati per raffreddare e liquefare il gas e scambiare calore tra i refrigeranti. Molti processi di liquefazione differiscono solo nei cicli di refrigerazione.

tavolo 4

Tabella riassuntiva dei dati sugli impianti GNL

Tavolo 4 mostra le caratteristiche comparative dei processi di liquefazione per tutti gli impianti analizzati. Lo schema della tecnologia di liquefazione C3/MR (Fig. 2), che viene utilizzato presso gli impianti di GNL in Oman e negli Emirati Arabi Uniti, è anche oggi il più diffuso al mondo.

L'esame e il confronto di tutti gli impianti GNL del nord e del Medio Oriente attualmente in funzione porta alla seguente conclusione: vi sono differenze tra loro nella progettazione, nella scelta delle tecnologie di liquefazione del gas e nel funzionamento.

Ciò significa che il clima e la posizione influenzeranno i progetti GNL artici esistenti e futuri.

I volumi di produzione e la scelta della tecnologia sono determinati non da ultimo da fattori come le condizioni naturali. Utilizzando l'esempio degli impianti GNL norvegese e Sakhalin, si dimostra che è più produttivo produrre GNL nei territori settentrionali. L'analisi non ha rivelato alcun motivo che possa impedire l'uso delle tecnologie di liquefazione del gas considerate negli impianti nelle condizioni climatiche del sud e del nord, ad eccezione della nuova tecnologia DMR, sviluppata appositamente per le condizioni di Sakhalin.

Tuttavia, la scelta di una particolare tecnologia per una particolare regione influisce sull'efficienza e sul consumo energetico della produzione di GNL, poiché questi parametri del processo di liquefazione sono determinati dal fatto che l'impianto operi in condizioni di freddo. È anche importante notare che tutti i progetti del nord hanno richiesto ogni volta una nuova soluzione tecnologica per il processo di liquefazione, mentre l'uso di tecnologie standard è diffuso in Medio Oriente.

Il numero di partecipanti al progetto negli impianti meridionali varia da 3 a 9, e questo è 1,5 volte superiore rispetto ai progetti GNL del nord, dove il numero di produttori varia da 2 a 6.

Si può presumere che tale differenza sia determinata non solo dalle politiche degli stati e delle società nazionali, ma anche dalle specificità dell'ubicazione delle industrie del nord, dove è necessaria l'affidabilità e la fiducia di attori di mercato forti e di grandi dimensioni. È improbabile che la disponibilità di investimenti svolga qui un ruolo decisivo, poiché ci sono sempre molti potenziali attori di mercato nei progetti LNG.

Tutti gli impianti GNL considerati sono stati costruiti per giacimenti relativamente grandi con riserve di gas di almeno 170 miliardi di m3. Non sono state rilevate dipendenze per i progetti nord e sud dalle riserve di gas, ma è ovvio che le regioni meridionali hanno grandi opportunità per la realizzazione di singoli piccoli progetti GNL con volumi di produzione annui inferiori - fino a 3 milioni di tonnellate all'anno.

L'argomento a favore di questa affermazione è l'impianto GNL di Kenai (USA), dove i volumi di produzione relativamente ridotti di 1,57 milioni di tonnellate/anno e il previsto esaurimento delle riserve sollevano la questione della fattibilità di proseguire il progetto dopo 40 anni di successi operazione.

La duplicazione di apparecchiature critiche come i compressori di refrigerazione non è comune e si verifica solo nel più antico impianto di GNL di Kenai. L'uso di apparecchiature ridondanti può essere non solo una soluzione tecnologica obsoleta, ma anche parzialmente giustificata (se esiste una sola linea tecnologica in condizioni settentrionali per aumentare l'affidabilità). In un modo o nell'altro, ma gli sviluppi nel 1992 da Phillips prevedono l'installazione di singoli turbocompressori. La tecnologia di liquefazione a doppia affidabilità Phillips può essere un'opzione adatta per piccoli giacimenti di gas isolati.

In termini di parametri quali condizioni contrattuali, mercati di vendita, riserve di idrocarburi nei giacimenti, dimensione della flotta di navi cisterna e serbatoi, utilizzo di refrigeranti misti e numero di cicli di refrigerazione, non sono state riscontrate grandi discrepanze tra il sud e il nord impianti. La monotonia dei mercati di vendita (Giappone, Corea, Taiwan, Europa) - indipendentemente dall'orario di avvio e dall'ubicazione degli impianti di GNL - mostra la redditività dell'importazione di GNL da navi cisterna attraverso grandi specchi d'acqua per i paesi sviluppati in assenza o mancanza di risorse energetiche.

L'utilizzo di tecnologie di liquefazione del gas con refrigeranti misti è maggiormente preferibile rispetto all'utilizzo di tecnologie con liquidi omogenei, indipendentemente dall'ubicazione dell'impianto, poiché la curva di condensazione si avvicina maggiormente alla curva di raffreddamento del gas naturale, aumentando l'efficienza del processo di raffreddamento , e la composizione del refrigerante può essere variata al variare della composizione del gas. Il vantaggio principale dei refrigeranti omogenei è la facilità d'uso, ma nell'insieme dei vantaggi sono inferiori ai refrigeranti misti.

Non esiste una relazione diretta tra il numero di cicli di refrigerazione e l'ubicazione degli stabilimenti alle latitudini meridionali o settentrionali. La maggior parte delle moderne tecnologie di liquefazione del gas prevede l'uso di tre cicli, poiché il processo di condensazione del gas naturale è più avanzato. Indipendentemente dall'ubicazione dell'impianto, i termini per i quali vengono conclusi i contratti a lungo termine per la fornitura di GNL sono aumentati da 15 a 20 ... 30 anni.

Recentemente è aumentato anche il numero di produttori e acquirenti di GNL, che partecipano alle relazioni di produzione di merci.

I costi di trasporto del GNL sono ridotti grazie all'introduzione di navi cisterna più grandi. Allo stesso tempo, per il trasporto di GNL dagli impianti del nord, è necessario utilizzare speciali navi cisterna rinforzate adatte all'uso in condizioni di ghiaccio difficili. Ne è prova il fatto seguente: nel luglio e dicembre 1993 le navi cisterna del progetto LNG Kenai con una capacità di 71.500 m3 sono state sostituite da navi cisterna con una capacità di 87.500 m3 con i nomi "Polar Eagle" e "Arctic Sun". Erano più corte del 15% rispetto alle navi cisterna originali e potevano contenere il 23% in più di GNL. Ciò è stato in parte dovuto alle richieste della parte giapponese di utilizzare navi cisterna più grandi e più recenti, e in parte dovuto all'aumento della produttività dell'impianto. Come i loro predecessori, queste navi cisterna sono state progettate per condizioni meteorologiche difficili e basse temperature. Su di essi sono stati collocati contenitori prismatici autoportanti; le petroliere hanno scafi, eliche, alberi e meccanismi di trasmissione rinforzati con ghiaccio.

Vale anche la pena considerare la complessità delle condizioni climatiche, del ghiaccio, delle onde e del vento durante il caricamento delle navi cisterna negli impianti di GNL del nord. In condizioni artiche, il miglioramento dell'efficienza del ciclo di refrigerazione primario richiederà probabilmente la sostituzione del propano con un refrigerante con un punto di ebollizione più basso. Può essere etano, etilene o un refrigerante misto multicomponente. La capacità degli impianti di GNL di beneficiare di un'efficienza di liquefazione teoricamente più elevata a basse temperature dipende dalle temperature di progetto degli impianti artici e dalle loro strategie operative di progettazione. Se la temperatura media annuale viene considerata nei progetti come una temperatura di progetto fissa, le perdite dovute a temperature superiori alla temperatura media (di un fattore dell'1,8% / ° C) possono superare significativamente i vantaggi di una condensazione efficiente a temperature inferiori alla media. Ciò può essere dovuto al fatto che i volumi di produzione di GNL cambieranno per raggiungere e soddisfare le quote di produzione. Al contrario, fissare il progetto in termini di volumi e sovrastimare le temperature di progetto (superiori alle temperature ambiente medie) per raggiungere i volumi richiesti può portare a una maggiore efficienza complessiva, ma anche a maggiori costi di capitale.

Se si decide di far funzionare l'impianto con volumi variabili a seconda della temperatura ambiente, le proprietà del gas grezzo e la logistica del trasporto del GNL dovranno essere adattate per accogliere tali variazioni.

Questo non è sempre possibile. Ad esempio, condizioni ambientali più fredde possono portare a ritardi nelle navi in ​​un momento in cui l'impianto può produrre la massima quantità di produzione. Pertanto, sarà necessario bilanciare i vantaggi economici delle grandi linee di lavorazione, la configurazione ottimale del design in termini di funzionamento, nonché la complessità della costruzione e le sfide dell'esercizio dell'impianto in località remote in condizioni ambientali mutevoli.

Pertanto, in base a quanto detto, si possono trarre le seguenti conclusioni.

L'insieme degli impianti, i loro parametri tecnologici e la gamma dei prodotti associati dipendono dalle proprietà e dai volumi di gas utilizzato. L'analisi non ha rivelato una dipendenza significativa dall'ubicazione dell'impianto GNL per fattori quali la sequenza dell'ubicazione delle unità tecnologiche, la scelta delle tecnologie di trattamento del gas e il loro funzionamento.

Qualsiasi processo tecnologico è adatto a specifiche proprietà del gas e specifiche condizioni d'uso, e i più pratici ed efficienti nell'uso dei processi considerati sono il processo di purificazione chimica di MDEA con un attivatore e il processo fisico "Sulfinol-D".

Rilevate differenze significative nella scelta e nel funzionamento della tecnologia di liquefazione tra gli impianti di GNL del nord e del sud. Il clima e l'ubicazione degli impianti sono fattori che influenzano i progetti esistenti e influenzeranno i futuri progetti Arctic LNG.

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