tehnologicheskie-protsessy-szhizheniya-prirodnogo-gaza-na-zavodah-spg-blizhnego-vostoka (1)
advertisement
СЖИЖЕННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ УДК 665.725 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ЗАВОДАХ СПГ БЛИЖНЕГО ВОСТОКА З В.Ю. ДОРОЖКИН, аспирант, Р.К. ТЕРЕГУЛОВ,к.т.н., доцент, Б.Н. МАСТОБАЕВ, д.т.н., профессор Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1) E-mail: pipeline@rusoil.net Основной целью статьи является сравнительный обзор технологий сжижения природного газа на заводах СПГ Ближнего Востока*. Сегодня Ближний Восток является лидером в области поставки СПГ. Представлен ряд технологических проблем и возможных технологических решений. Делаются выводы о факторах, которые необходимо учитывать при строительстве завода по производству СПГ. Представлена схема процесса подготовки и сжижения газа на заводе СПГ в ОАЭ. Рассмотрены технологические особенности завода СПГ в Омане: холодильные циклы; цикл сжижения С3/МR со смешанным хладагентом. В статье затрагиваются технологии сжижения на заводе «Катаргаз-2», в частности, процесс пропанового предварительного охлаждения со смешанным хладагентом, технология AP-X. Расчеты и дизайн процесса сжижения на заводе СПГ в Иране, хотя на сегодняшний день проект заморожен, уже сейчас позволяют сделать вывод о возможных объёмах производства СПГ и сопутствующих продуктов. Анализ различных особенностей применения технологии сжижения газа на Ближнем Востоке рано или поздно позволит использовать его при разработке малых и труднодоступных месторождений России. Ключевые слова: СПГ, завод СПГ, история развития, Ближний Восток, ADGAS, Катаргаз, СПГ Омана, проект СПГ Ирана, развитие промышленности, сжижение газа, состав газа, технологии сжижения авод по сжижению природного газа (СПГ) является важнейшим компонентом цепочки транспортирования газа до пункта назначения. Такие заводы проектируются на сроки более 20 лет. В ряде случаев (когда нет другого способа транспортирования, когда морской транспорт дешевле и т.д.) после очистки природный газ должен быть сжат или охлажден до жидкого состояния. Сжижение природного газа предполагает охлаждение газа до температуры минус 162°С, когда газ переходит в жидкое состояние. После сжижения газ сжимается в 600 раз, что позволяет транспортировать газ на большие расстояния водным транспортом. В статье представлен сравнительный обзор технологий сжижения на заводах СПГ Ближнего Востока — региона, который на сегодняшний день является лидером по поставкам сжиженного газа. Процесс сжижения на заводе СПГ в ОАЭ Компания АDGAS из Объединенных Арабских Эмиратов занимается продажами сжиженного природного газа (СПГ) в Азиатско-Тихоокеанском регионе с 1977 г. Компания завоевала репутацию надежного и опытного поставщика СПГ и СНГ (сжиженного нефтяного газа) на мировом рынке [1]. Мощность завода СПГ в ОАЭ на настоящее время достигает 8 млн т/год. Завод включает в себя три технологические ветки: 1-я линия: 2,3 млн т/год; 2-я линия: 2,3 млн т/год; 3-я линия: 3,0 млн т/год [2]. В общей сложности газ поступает на завод из 12 источников и смешивается для производства CПГ, СНГ и пентана. На рис. 1 представлена упрощенная схема процесса подготовки и производства СПГ и попутных продуктов на заводе ADGAS. Вначале часть газа компримируется до необходимого давления. Жидкие углеводороды от компрессора сырого газа поступают в колонну отгонки лёгких фракций. Колонна для отгона лёгких фракций является ключевым элементом при компримировании в операции отделения жидких углеводородов, поступающих вместе с потоками газа низкого давления. Такая отгонная колонна влияет напрямую на производство сжиженного нефтяного газа, а также пентанов и более тяжёлых углеводородов. По проекту лёгкие углеводороды и кислые газы (СО2 и Н2S) в отгонной колонне должны отделяться и подаваться обратно на компрессор сырого газа. В связи с наличием в газе Н2S в сырьевые потоки добавляется ингибитор коррозии, защищая * Статья является окончанием серии статей, опубликованных в журнале «Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья», вып. 3, 2012 г., вып. 1-2, 2013 г. 28 ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ № 3 2013 СЖИЖЕННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ линию отвода легких составляющих. Согласно конструкции донная жидкость (при 125°С), насыщенная углеводородами С4 и С5, охлаждается лопастным вентилятором и попадает сразу в дебутанизатор (фракционная колонна) на этап фракционирования, где отделяются бутановая и пентановая фракции вместе с более тяжёлыми углеводородами. В сыром газе, поступающем на завод, находится ряд компонентов количество которых должно быть сокращено до минимума (в особенности СО2, Н2S и воды) для того, чтобы удовлетворить техническим условиям, связанным с технологией сжижения и, частично, из-за требований со стороны заказчика [3,4]. Любое неправильное удаление кислых газов из сырого газа напрямую воздействует на качество СПГ и вызывает сложности в эксплуатации криогенной колонны, где и производится СПГ [5]. Газ после очистки и осушки проходит через теплообменник, где охлаждается пропаном до минус 1°С. Сконденсировавшаяся жидкость отделяется, когда несконденсированные газы охлаждаются пропаном до минус 34°С. И снова сконденсированные углеводороды отделяются, а газ проходит через первый пучок основного криогенного теплообменника, где газ охлаждается до минус 45°С и оставшийся сжиженный природный газ, содержащий сконденсированные углеводороды со всех стадий сепарации, поступает к фракционной установке. Оставшийся несконденсированный газ, в основном метан и этан, поступает обратно к главному криогенному теплообменнику для последующего сжижения. В колонне по отделению самых лёгких фракций, выделяются метан и этан, которые направляются на сжижение в основной криогенный теплообменник. Остатки из первой колонны поступают далее в колонну по отделению пропана, где более лёгкий пропан выходит через верх колонны и после конденсации и охлаждения отправляется на хранение. Остатки из колонны по отделению пропана передаются в колонну по отделению бутана, где более лёгкий бутан выходит через верх колонны и после конденсации и охлаждения отправляется на хранение. Остатками из колонны по отделению бутана является пентан и более тяжёлые фракции. Сырой газ, состоящий в основном из метана и этана с включениями остатков пропана, далее поступает в нижний пучок труб основного криогенного теплообменника при температуре минус 34°С, затем выходит сверху при температуре минус 50°С. Практически весь пропан конденсируется и отделяется еще на первой стадии фракционирования. Несконденсированный газ поступает в среднюю, а потом в третью, самую холодную часть теплообменника, где охлаждается до минус 162°С. При такой температуре газ конденсируется до жидкости и отправляется на хранение в ёмкости-рефрижераторы. Охлаждение в криогенном теплообменнике обеспечивается привычным холодильным котуром, находя- К устройствам по наливу танкеров Рис. 1. Упрощенная схема процесса подготовки и сжижения газа ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ № 3 2013 29 СЖИЖЕННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ щимся под давлением, с использованием многокомпонентного охладителя, проходящего его через компрессор с двумя степенями сжатия. Многокомпонентный охладитель состоит примерно из 7% азота, 38% метана, 41% этана и 14% пропана [4]. Процесс сжижения на заводе СПГ в Омане Правительству султаната Оман принадлежит 51% акций первых двух технологических веток завода СПГ Оман, компании «Шелл» — 30%, компании «Тоталь» — 5,54%, корпорации «Мицубиси» — 2,77%, корпорации «Партекс» — 2%, СПГ Кореи — 5%, группе компаний «Мицуи» — 2,77% и корпорации «Иточу» — 0,92%. «Калхат СПГ» (третья технологическая ветка) представляет собой закрытую акционерную компанию, 55,84% акций которой принадлежат правительству султаната Оман, 36,8% — компании СПГ Омана, а 7,36% акций предприятия владеет «Объединение Феноза Газ». Двадцатилетний контракт на поставку 1,65 млн т в год СПГ заключён с испанской компанией «Феноза Газ», Семнадцатигодичный контракт на поставку 0,85 млн т газа в год — с японской «Осака Газ», пятнадцатилетний контракт на 0,8 млн т в год — с корпорацией «Мицубиси». На завод СПГ газ поступает с газосборного завода в Саих Роул в центральном Омане. На этом заводе отделяются тяжелые фракции и вода, чтобы сделать возможным транспортировку газа по однофазному трубопроводу длиной в 360 км и диаметром в 1200 мм мощностью до 12 млрд м3 в год. Сырой газ, добываемый в Омане, содержит CO2, N2, воду, некоторое количество ртути и тяжелые углеводороды. Эти составляющие отделяются на стадии подготовки газа. После чего, на второй стадии, газоконденсаты (в основном, гексан и пентан) сепарируются при фракционной дистилляции. На главном криогенном теплообменнике газ сжижается. Сжижение происходит благодаря двум большим компрессорам с турбинными приводами, где газ посредством прохождения нескольких адиабатических и неадиабатических стадий охлаждается до минус 162°С. На заводе в Омане нет стадии промежуточного охлаждения и дистилляции для отделения сжиженного нефтяного газа (пропан и бутан), как на некоторых других заводах. Технологический процесс предусматривает нагревание посредством жидкого теплоносителя [6-11]. В дизайне завода присутствует ряд инноваций. Завод СПГ Омана использует технологию сжижения С3/MR, работает на газовых турбинах и охлаждается водой. Циклы охлаждения представлены на рис. 2. Природный газ на заводе охлаждается смешанным хладагентом (МR), смешанный хладагент подвергается холодильному воздействию жидкими углеводородами С3, а температура С3 снижается морской водой. 30 После очистки, промывной колонны и фракционирования природный газ поступает в основной криогенный теплообменник (ОКТ). Подготовленный природный газ конденсируется и переохлаждается под давлением в основном криогенном теплообменнике. Перед отправкой в большие емкости с атмосферным давлением, газ расширяется. Такое снижение давления достигается посредством жидкостных расширителей — экспандеров, работающих на различных скоростных режимах. Конструкция экспандеров представляет собой индукционный генератор и турбодетандер на одном валу с исключением динамического уплотнения на валу и связанные с таким уплотнением утечек. Криогенно охлаждаемый индукционный генератор позволяет использовать ротор малых размеров и работает с высокой эффективностью в 97%. Общая эффективность процесса сжижения на заводе увеличивается на 3-5%. Гидравлическое давление жидкостного потока используется для баланса любого осевого усилия, увеличивая тем самым срок службы шариковых подшипников, смазываемых жидким углеводородным газом. Турбина жидкостного экспандера заменяет использование клапана Джоуля-Томпсона, конвертируя гидравлическую энергию криогенной жидкости в электрическую энергию. Это происходит благодаря преобразованию силового момента, производимого ротором турбины, в электрическую энергию с использованием генератора, расположенного на валу. Кроме того, использование таких турбин экспандеров позволяет избежать холостого хода. Применяемые на заводе СПГ в Омане экспандеры компактны по размерам (2 м х 3,3 м х 5,3 м) и весят 8 т. На каждой технологической ветке расположено по два жидкостных экспандера, один для СПГ, а другой для смешанного тяжёлого хладагента (HMR). СПГ-экспандер расположен после ОКТ, а НМR-экспандер установлен на холодильном цикле параллельно ОКТ [12-14]. По одному основному криогенному теплообменнику приходится на каждую технологическую линию. Эти теплообменники специально сконструированы для завода СПГ в Омане. Каждый ОКТ состоит из двух катушек намотанных пучков труб, помещенных внутри алюминиевых кожухов высо- Рис. 2. Холодильные циклы на заводе СПГ в Омане ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ № 3 2013 СЖИЖЕННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ Рис. 3. Цикл сжижения С3/МR со смешанным хладагентом кого давления, спроектированных так, чтобы удерживать хладагент в случае технологического стопа. ОКТ весит около 250 т и содержит в себе более 1000 км труб. Высота теплообменника составляет 50 м в высоту и 4,5 м в диаметре. На момент изготовления, это были самые большие когда-либо изготовленные теплообменники в мире. Поток СПГ, выходя из основного криогенного теплообменника (рис. 3), подается на колонну отделения азота внутри системы конечной вспышки через многоканальный контурный теплообменник (МКТ). Это обеспечивает подачу тепла ребойлера на колонну. Газ, содержащий азот и метан, из колонны отделения азота используется для охлаждения потока легкого смешанного хладагента (LMR) в МКТ. Использование МКТ для отделения азота применено впервые на заводе, где проводится техническое сопровождение компанией «Шелл». Из-за высокого содержания азота в сыром газе была применена высокоэффективная система отсортировки N2, состоящая из гидравлической турбины, МКТ и колонны для отгонки азота вместо привычной испарительной емкости. Использование такой системы дает лучшее отделение азотосодержащих компонентов от СПГ для достижения технических требований по содержанию азота менее 1,0%, а также заметное увеличение производства СПГ в отличие от простого клапана и испарительного барабана. Газ будет становиться все более обедненным в будущем. Конструкцией предусмотрена установка третьего теплообменника, поскольку потребуется увеличить погон дистиллята с верха промывной колонны для обеспечения достаточного орошения при достижении технических требованиях по выделению С5+ в процессе сжижения. Третий тепло- обменник будет изначально установлен на третьей технологической линии, а две первые технологические линии будут модифицированы по мере необходимости [9]. Процесс сжижения на заводе СПГ в Катаре «Катар Петролеум» («Катаргаз» и «Расгаз») в партнерстве с «Эксон Мобил», «Коноко Филлипс», «Шелл», «Тоталь» и другими крупными нефтегазовыми компаниями является оператором 14 технологических линий производства СПГ, которые суммарно производят 75 млн т СПГ в год. Четыре из семи технологических линий компании «Катаргаз» являются самыми большими в мире. Газ добывается на крупнейшем в мире месторождении «Северное» (с доказанными запасами в 25,54 трлн м3), обнаруженного в 1971 г. В данной статье затрагивается только процесс сжижения на заводе «Катаргаз-2» (технологические ветки 4 и 5). «Катаргаз-2» включает в себя две огромные производственные линии СПГ по 7,8 млн т/год каждая, оборудование для производства 0,85 млн т/год сжиженного нефтяного газа и более 140000 бар/день конденсата, силовые установки и систему закачки воды. Ежедневно через технологические линии 4 и 5 «Катаргаз-2» с 30-ти скважин проходит 2,9 млрд ст. куб.футов (82 млн м3) сырого природного газа под собственным давлением. В резервуарный парк входит 5 ёмкостей по 145000 м3 каждая. Сжижение газа на проекте «Катаргаз-2» начинается с предварительного охлаждения газа пропаном до минус 35°C. Далее посредством смешанного хладагента, протекающего в межтрубной зоне теплообменника, газ охлаждается от минус 150 до минус 162°С в основном теплообменнике. Это и есть процесс ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ № 3 2013 31 СЖИЖЕННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ С3/MR (рис. 4). Перед предварительным охлаждением природного газа, пропан компримируется до достаточно высокого давления, при котором пропан может конденсироваться воздухом из окружающей среды или более холодной водой. Затем давление пропана понижается в несколько стадий, с понижением собственной температуры, позволяя таким образом охлаждать природный газ. Пропан также используется для предварительного охлаждения смешанного хладагента, сжимаемого при выходе со дна основного теплообменника. После предварительного охлаждения частично сконденсированный хладагент разделяется в сепараторе высокого давления. Пары и потоки жидкости следуют дальше по раздельным трубным контурам в основном теплообменнике, где они далее охлаждаются, сжижаются и еще больше охлаждаются. Далее давление потоков падает, что еще больше понижает их температуру. По мере того, как хладагент испаряется и течет дальше в межтрубном пространстве главного теплообменника, хладагент обеспечивает охлаждение для сжижения и охлаждения природного газа. Испарившийся смешанный хладагент подвергается очередному сжатию. Основой процесса С3/MR является основной те- плообменник. Поскольку максимально возможные размеры теплообменника позволяют производить не более 5 млн т СПГ в год, была разработана технология AP-X (рис. 5). АР-Х — это эволюционированная технология С3/MR. Пропан также используется для предварительного охлаждения природного газа, а природный газ сжижается и частично охлаждается вместе со смешанным хладагентом в основном теплообменнике. Тем не менее, окончательное охлаждение здесь не происходит, и температура на выходе из теплообменника составляет около минус 115°С вместо минус 162°С. Окончательный этап охлаждения выполняется азотным контуром. Азот сжимается до очень высокого давления и затем охлаждается температурой окружающей среды. Азот под высоким давлением охлаждается азотом низкого давления, возвращающимся обратно в компрессор, после чего расширяется с понижением давления и температуры. Азот обеспечивает холод для последующего охлаждения СПГ. Таким образом, необходимая доля охлаждения с контура С3/MR понижается, значительно увеличивая объемы отдельной технологической линии без использования основного параллельного оборудования (холодильного ком- а б Рис. 4. Процесс С3/MR пропанового предварительного охлаждения со смешанным хладагентом: а — технологическая схема; б — кривая конденсирования а б Рис. 5. Технология AP-X: а — технологическая схема; б — кривая конденсирования процесса АР-Х 32 ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ № 3 2013 СЖИЖЕННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ прессора и основного теплообменника). Отсутствие потребности в использовании параллельного оборудования позволяет избежать сложностей с балансировкой потоков. Кроме того большое значение имеет экономия от больших размеров оборудования. Максимальный диаметр теплообменника был увеличен до 5 м, а вес до 430 т. Проектное давление труб теплообменника было увеличено с 76 до 83 бар. Это позволяет использовать большие рабочие давления, а значит, увеличивает производство СПГ и требует меньше энергии при тех же размерах. Благодаря процессу АР-Х, улучшению технологий основного теплообменника и других улучшений стало возможным производство СПГ в 8-10 млн т год. В процессе по-прежнему используется пропановый цикл предварительного охлаждения. Для осуществления этого процесса используются 3 турбины «General Electric» со станиной 9Е. Каждая турбина мощностью 120 МВт работает на один из циклов хладагента: пропановый, со смешанным хладагентом и азотный. Впервые эта технология была применена на проекте «Катаргаз-2». Основной криогенный теплообменник на каждой технологической ветке охлаждает газ до минус 150°С и при этом его сжижает. На конечной стадии давление газа понижается практически до нуля, а температура падает до минус 162°С, азот отделяется, а СПГ подается в резервуары для хранения до отгрузки на танкеры [15-18]. Процесс сжижения на заводе СПГ в Иране Южный Парс является газоконденсатным месторождением, расположенным в Персидском заливе. Месторождение (вместе с катарской частью «Северный купол») считается самым крупным в мире и содержит 8% мировых запасов газа или 40% запасов газа Ирана. По утверждению Международного Энергетического Агентства запасы газа составляют 51 трлн м3 и 7,9 млрд м3 газового конденсата. Месторождение было обнаружено национальной иранской нефтяной компанией (NIOC) в 1990 г. Весь проект месторождения разделен на 28 участков (фаз). Фазы с 11-й по 14-ю связаны с СПГ. Всего планируется построить в Иране 5 заводов СПГ. Для примера выбрана 12-я фаза — проект «СПГ Ирана», где участвуют NIOC (49%), пенсионный фонд (50%) и инвестиционная компания (1%). Мощность проекта — 11 млн т сжиженного газа в год. Завод проекта СПГ Ирана — один из пяти заводов СПГ в этой стране, которые находятся в плане по строительству. Строительство на данный момент заморожено по геополитическим и экономическим причинам. Тем не менее, расчёты и дизайн уже сейчас позволяют сделать вывод о возможных объёмах производства на этих заводах СПГ и сопутствующих продуктов. Проект «СПГ Ирана» будет включать в себя 2 технологические ветки с объемами производства СПГ 11 млн т/год, 260 тыс.т/год пропана, 196 тыс.т/год бутана, 210 тыс.т/год конденсата и 133 тыс.т/год серы. Предполагается использовать технологии «Linde» для сжижения, молекулярное сито и «Lurgi Purisol» для удаления меркаптанов, «Lurgi oel-gas-chemie» (процесс Клауса) для отделения серы, а кислый газ будет удаляться посредством технологии «BASF» «Luegi Oel-Gas-Chemie» [19-23]. Заключение Исходя из представленного обзора, можно сделать вывод, что современные комплексы СПГ стараются делать размерами больше, чем уже существующие. Главная причина – сравнительная экономия от масштаба. Производственные объемы отдельной технологической ветки возросли с 1,5 до 2,5-3,5 млн т/г. Есть тенденция к увеличению пропускной способности технологических веток производства СПГ, что значительно сказывается на уменьшении стоимости СПГ. На каждом новом заводе СПГ учитываются ошибки и недоработки заводов СПГ построенных ранее. Многие факторы должны браться во внимание при выборе технологии сжижения. Это производственные объемы, свойства газа, географические особенности, долгосрочные контракты и договора, лицензирование. Последовательное улучшение технологий сжижения рано или поздно позволит разрабатывать малые и труднодоступные месторождения, такие, как, например, месторождения Арктики и заполярного круга. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. A pioneer LNG producer. [Электронный ресурс]. URL: http://www.igu.org/gas-knowhow/ publications/igu-publications/mag/sep04/116-obc. pdf/view (дата обращения 01.02.2013). 2. Adgas. Das Island LNG Terminal: [Электронный ресурс] // A Barrel Full: URL: http://abarrelfull. wikidot.com/adgas-das-island-lng-terminal (дата обращения 01.02.2013). 3. Egab A. Mohamed, Vasagam Manicka, Pandav Prafull. Change in Liquid Splitter Operation – Averted Environmental Flaring // Abu Dhabi Petroleum International Exhibition and Conference, Abu-Dhabi, 5-8 November 2006. SPE 100845. 4. Abu Dhabi Gas Liquefaction Company Ltd. [Электронный ресурс] // ADGAS: URL: http://www. adgas.com/ (дата обращения 01.02.2013). 5. Khaled W. Asman, Manicka Vasagam. Gas sweetening process – Problems and remedial measures // 10th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, 13-16 October 2002, SPE 78569. 6. Oman LNG: [Электронный ресурс] // Oman LNG Website: URL: http://www.omanlng.com/ (дата обращения 01.02.2013). ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ № 3 2013 33 СЖИЖЕННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ 7. Oman LNG: [Электронный ресурс] // Wikipedia: URL: http://en.wikipedia.org/wiki/Oman_LNG (дата обращения 01.02.2013). 8. Construction of LNG tanks, Qalhat / Oman [Электронный ресурс] // DYWIDAG-Systems International (DSI): URL: http://www.dywidagsystems.com/references/tanks/details-tanks/ article/lng-tanks-qalhat-oman.html (дата обращения 01.09.2012). 9. Greg McLachlan, etc. Efficient production of LNG from the Oman LNG project [Электронный ресурс] // Gastech, 2002. URL: http://www.ivt.ntnu.no/ept/ fag/tep4215/innhold/LNG%20Conferences/2002/ Papers/McLachlan-Vink_paper.pdf (дата обращения 01.02.2013). 10. Qalhat LNG First Cargo Leaves Oman – World Class Project completed ahead of Schedule [Электронный ресурс] // Press release, 13th December, 2005. URL: http://qalhatlng.com/pdf/ qalhat_lng_01.pdf (дата обращения 01.02.2013). 11. Nengkoda A., etc. The effectiveness of geochemical technique for evaluation of commingled reservoir: Case study // SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, 30 October – 1 November, 2007, SPE 109169. 12. A new generation of Liquid Expanders in Operation at Oman LNG [Электронный ресурс] // URL: http:// www.google.ru/url?sa=t&rct=j&q=oman%20lng &source=web&cd=69&ved=0CGkQFjAIODw&url= http%3A%2F%2Fwww.kgu.or.kr%2Fdownload. php%3Ftb%3Dbbs_017%26fn%3Dv.d.Handel. pdf%26rn%3Dv.d.Handel.pdf&ei=9nzkTpPfIoyWs wawmJmgCQ&usg=AFQjCNGOO3TjCMPozpXOCFC eMibnNThZRA (дата обращения 01.02.2013). 13. The Oman LNG story [Электронный ресурс] // World Gas Conference, Amsterdam, June 2006. URL: http://www.igu.org/html/wgc2006pres/data/ wgcppt/pdf/PGC%20Programme%20Committees/ PGC%20D/How%20will%20LNG%20facilities%20 respond%20to%20the%20challenges%20of%20 new%20LNG%20markets/The%20Oman%20 LNG%20story.pdf (дата обращения 01.02.2013). 14. Liquid expanders in LNG liquefaction plants [Электронный ресурс] // World Pumps, August 2002, p.16. URL: www.worldpumps.com (дата обращения 01.02.2013). 15. Qatargas official site [Электронный ресурс] // Qatargas: URL: http://www.datargas.com/ (дата обращения 01.02.2013). 16. Pratt M.D. and Onder A. Qatargas 2 – Leading the way in Clean LNG Train Technology // International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009. IPTC 13707. 17. S. Choi Michael. LNG for Petroleum Engineers // SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Florence, Italy, 19-22 September 2010. SPE 133722. 18. Mark Pillarella and others. The C3MR liquefaction cycle: versatility for a fast growing, ever changing LNG industry [Электронный ресурс] // NTNU LNG conference, 2007: URL: http://www. ivt.ntnu.no/ept/fag/tep4215/innhold/LNG%20 Conferences/2007/fscommand/PS2_5_Pillarella_s. pdf (дата обращения 01.02.2013). 19. South Pars [Электронный ресурс] // Wikipedia: URL: http://en.wikipedia.org/wiki/South_pars (дата обращения 01.02.2013). 20. Sarmadi-Rad M.A. Iran’s strategy for Export of Natural Gas [Электронный ресурс] // URL: http:// www.unece.org/fileadmin/DAM/ie/se/pdfs/wpgas/ countries/iran.pdf (дата обращения 01.02.2013). 21. Hedayat Omidvar. Iran and the World of Natural Gas // Hydrocarbon World, 2007. URL: http://www. touchoilandgas.com/iran-world-natural-a7912-1. html (дата обращения 01.02.2013). 22. Kassaei Zadeh S.R. Globalization through LNG and Gas Pricing Mechanism [Электронный ресурс] // IEF-IGU First Ministerial Gas Forum, November 2008. URL: http://ebookbrowse.com/kassaei-zadehpdf-d61999526 (дата обращения 01.02.2013). 23. Hedayat Omidvar. Prospect of Iran Natural Gas Export Projects [Электронный ресурс] // India Oil & Gas Review Summit (IORS), 2011. URL: http://rpcmoscow2011.ru/katalog/eng/kongress/s2/omidvar. pdf (дата обращения 01.02.2013). PROCESS LIQUEFIED NATURAL GAS TO THE LNG PLANT MIDDLE EAST Dorozhkin V.Yu., Graduate Student Teregulov R.K., Candidat of Tehn. Sci., Docent Mastobaev B.N., Doctor of Tehn. Sci., Professor Ufa State Oil Technical University (st. Kosmonauts, 1, Ufa, 450062, Russian Federation) E-mail address: pipeline@rusoil.net ABSTRACT Main purpose of this article is the comparative review of the liquefaction technologies on the Middle East LNG plants. Today’s Middle East is the leader in LNG delivery. Number of technological problems faced during exploitation phase of these plants and possible technological solutions described. Conclusions about some LNG plant construction principles and factors to be taken into account are given. 34 ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ № 3 2013 СЖИЖЕННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ Scheme for the preparation and liquefaction of gas at the LNG plant in the UAE. We consider the technological features of the LNG plant in Oman: refrigeration cycles; liquefaction cycle S3/MR mixed refrigerant. Article affected liquefaction technology factory Qatargas-2 in particular, the process of propane precooling mixed refrigerant, technology AP-X. Calculations and design of the liquefaction process at the LNG plant in Iran now suggest the possible volumes of LNG and related products. Analysis of the various features of the application of technology for liquefying gas in the Middle East sooner or later it will be use d in the development of small and remote deposits Russia. Keywords: LNG plant, history of development, Middle East, ADGAS, Qatargas, Oman LNG, Iran LNG project, development of industry. REFERENCES 1. A pioneer LNG producer. Available at: http://www.igu.org/gas-knowhow/publications/igu-publications/mag/sep04/116-obc. pdf/view (accessed 1 February 2013). 2. Adgas. Das Island LNG Terminal. A Barrel Full: Available at: http://abarrelfull.wikidot.com/adgas-das-island-lng-terminal (accessed 1 February 2013). 3. Egab A. Mohamed, Vasagam Manicka, Pandav Prafull. Change in Liquid Splitter Operation – Averted Environmental Flaring // Abu Dhabi Petroleum International Exhibition and Conference, Abu-Dhabi, 5-8 November 2006. SPE 100845. 4. Abu Dhabi Gas Liquefaction Company Ltd. Available at: http://www.adgas.com/ (accessed 1 February 2013). 5. Khaled W. Asman, Manicka Vasagam. Gas sweetening process – Problems and remedial measures // 10th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, 13-16 October 2002, SPE 78569. 6. Oman LNG: Available at: http://www.omanlng.com/ (accessed 1 February 2013). 7. Oman LNG: Available at: http://en.wikipedia.org/wiki/Oman_LNG (accessed 1 February 2013). 8. Construction of LNG tanks, Qalhat Oman. Available at: http://www.dywidag-systems.com/references/tanks/details-tanks/article/ lng-tanks-qalhat-oman.html (accessed 1 February 2012). 9. Greg McLachlan, etc. Efficient production of LNG from the Oman LNG. Gastech, 2002 Available at: http://www.ivt.ntnu.no/ept/ fag/tep4215/innhold/LNG%20Conferences/2002/Papers/McLachlan-Vink_paper.pdf (accessed 1 February 2013). 10. Qalhat LNG First Cargo Leaves Oman – World Class Project completed ahead of Schedule. Press release, 13th December, 2005. Available at: http://qalhatlng.com/pdf/qalhat_lng_01.pdf (accessed 1 February 2013). 11. Nengkoda A., etc. The effectiveness of geochemical technique for evaluation of commingled reservoir: Case study // SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, 30 October – 1 November, 2007, SPE 109169. 12. A new generation of Liquid Expanders in Operation at Oman LNG. Available at: http://www.google.ru/url?sa=t&rct=j&q=oman%20 lng&source=web&cd=69&ved=0CGkQFjAIODw&url=http%3A%2F%2Fwww.kgu.or.kr%2Fdownload.php%3Ftb%3Dbbs_017%26fn% 3Dv.d.Handel.pdf%26rn%3Dv.d.Handel.pdf&ei=9nzkTpPfIoyWswawmJmgCQ&usg=AFQjCNGOO3TjCMPozpXOCFCeMibnNThZRA (accessed 1 February 2013). 13. The Oman LNG story. World Gas Conference, Amsterdam, June 2006. Available at: http://www.igu.org/html/wgc2006pres/ data/wgcppt/pdf/PGC%20Programme%20Committees/PGC%20D/How%20will%20LNG%20facilities%20respond%20to%20 the%20challenges%20of%20new%20LNG%20markets/The%20Oman%20LNG%20story.pdf (accessed 1 February 2013). 14. Liquid expanders in LNG liquefaction plants . World Pumps, August 2002, p.16. Available at: www.worldpumps.com (accessed 1 February 2013). 15. Qatargas official site. Available at: http://www.datargas.com/ (дата обращения 01.02.2013). 16. Pratt M.D. and Onder A. Qatargas 2 – Leading the way in Clean LNG Train Technology. International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009. IPTC 13707. 17. S. Choi Michael. LNG for Petroleum Engineers. SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Florence, Italy, 19-22 September 2010. SPE 133722. 18. Mark Pillarella and others. The C3MR liquefaction cycle: versatility for a fast growing, ever changing LNG industry. NTNU LNG conference, 2007. Available at: http://www.ivt.ntnu.no/ept/fag/tep4215/innhold/LNG%20Conferences/2007/fscommand/PS2_5_ Pillarella_s.pdf (accessed 1 February 2013). 19. South Pars Available at: URL: http://en.wikipedia.org/wiki/South_pars (accessed 1 February 2013). 20. Sarmadi-Rad M.A. Iran’s strategy for Export of Natural Gas. Available at: http://www.unece.org/fileadmin/DAM/ie/se/pdfs/ wpgas/countries/iran.pdf (accessed 1 February 2013). 21. Hedayat Omidvar. Iran and the World of Natural Gas. Hydrocarbon World, 2007. Available at: http://www.touchoilandgas.com/ iran-world-natural-a7912-1.html (accessed 1 February 2013). 22. Kassaei Zadeh S.R. Globalization through LNG and Gas Pricing Mechanism. IEF-IGU First Ministerial Gas Forum, November 2008. Available at: http://ebookbrowse.com/kassaei-zadeh-pdf-d61999526 (accessed 1 February 2013). 23. Hedayat Omidvar. Prospect of Iran Natural Gas Export Projects. India Oil & Gas Review Summit (IORS), 2011. Available at: http:// rpc-moscow2011.ru/katalog/eng/kongress/s2/omidvar.pdf (accessed 1 February 2013). ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ № 3 2013 35
