Борис Марцинкевич. «Арктический каскад» как технология

Весной этого года пресс-служба компании НОВАТЭК крайне лаконично известила о том, что: «НОВАТЭК получил российский патент на технологию сжижения природного газа «Арктический каскад». Процесс сжижения обеспечивает высокую энергоэффективность за счет максимального использования арктического климата».

Можно было бы, наверное, еще короче, но и так понятно — это информация «для своих», для тех, кто был в курсе того, что из себя представляет новая технология. Как и в случае с любым изобретением, получение патента не конечная цель, а этап, необходимый для того, чтобы можно было сделать самый важный шаг — приступить к созданию первого опытно-промышленного образца. Без практики теория мертва, а уж если изобретена новая технология — этот постулат становится вообще незыблемым.

Чуть позже появилась информация о том, что НОВАТЭК не намерен останавливаться — опытно-промышленная линия «Арктического каскада» будет создана и смонтирована на заводе «Ямал-СПГ». Первоначальный проект завода предусматривал размещение на нем трех технологических линий, произведенных по технологии AP-C3MR по лицензии компании Air Products, мощность каждой 5,5 млн тонн СПГ в год. «Арктический каскад» будет значительно скромнее, как и положено опытно-промышленному образцу — 0,9 млн тонн СПГ в год. Но этого вполне достаточно, чтобы проверить технологию в деле и, если возникнет необходимость, внести изменения в проект более мощных линий, которые вполне могут стать базовыми для следующего проекта НОВАТЭКа — завода по сжижению газа «Арктик СПГ-2».

Сообщение информационной службы НОВАТЭКа прокомментировал первый заместитель председателя правления компании Александр Фридман:

«Технология рассчитана на использование оборудования российских производителей. Локализация производства оборудования поможет обеспечить снижение капитальных затрат и развитие технологической базы для СПГ-проектов в России».

Сказать, что вот таких порций информации достаточно для понимания хотя бы сути проекта, не получается, поэтому придется заняться очередным небольшим расследованием.

И снова — небольшое расследование

Классическую схему крупнотоннажного сжижения природного газа мы уже рассматривали: три ступени охлаждения, где в качестве хладагентов последовательно выступают пропан, этан и метан, дросселирование через турбодетандер, готовый продукт — в емкости для хранения, то, что не удалось сжижить, отправляется в теплообменники. Каждый этап требует затрат энергии — работают компрессоры, турбины и так далее. Вне зависимости от того, какая конкретно технология используется, затраты более-менее одинаковы — можно считать, что расходуется 25% начального объема природного газа. За счет чего можно пытаться снизить себестоимость процесса? Вариантов всего два — пытаться каким-то образом уменьшить количество ступеней охлаждения или добиться того, чтобы линия состояла из меньшего количества оборудования. Самый «красивый» вариант — если удастся совместить то и другое, то есть сэкономить деньги как на этапе капитального строительства, так и при оперативном управлении.



На строящемся «Ямал-СПГ», как мы уже говорили, используется технология AP-C3MR — самая популярная в мире производителей СПГ, на ней работает около 80% действующих производственных линий. В этой технологии — два этапа охлаждения природного газа: теплообменники с пропаном в качестве хладагента плюс теплообменники, где используется смесь хладагентов. При этом эту смесь тоже приходится предварительно охлаждать, что и делают при помощи все того же пропана. Еще раз: пропан работает хладагентом для природного газа, и тот же пропан используется для предварительного охлаждения сложного хладагента, используемого на втором этапе охлаждения природного газа. Чтобы было удобнее, давайте введем простые аббревиатуры — СХА, сложный хладагент и ПГ — природный газ. Пропан охлаждает ПГ в отдельных теплообменниках, одновременно в соседних теплообменниках пропан охлаждает и СХА, на втором этапе СХА охлаждает ПГ до более низкой температуры.

Лучшее способно победить хорошее

Вроде все вполне симпатично, зачем вдруг НОВАТЭКу понадобилось что-то усовершенствовать? Дело в том, что технология AP-C3MR разрабатывалась для экваториального климата, в расчете на то, что пропан приступает к охлаждению ПГ и СХА, температура которых составляет +45 градусов и охлаждает их до -34. Попытки представить себе поселок Сабетта, в котором установились погожие деньки с температурой градусов так в +50 можете совершать сами, у нас, в редакции Аналитического онлайн-журнала Геоэнергетика.ru, такое ментальное упражнение не получается. На этой широте +10 — уже «жара», а комплект оборудования рассчитан на старт именно с +45. Оборудование, заметим, весьма и весьма дорогостоящее — для прокачки вот всех этих потоков ПГ, пропана и СХА технология AP-C3MR требует использования приводов мощностью 86 МВт. И куда девать такую мощность, спрашивается, если диапазон рабочих температур пропана, охлаждающего ПГ в реальности не 79 градусов, как предусмотрено в AP-C3MR, а всего 44, как имеет место быть в условиях Ямала? Логично предположение — перекинуть возникающий резерв мощности на прокачку СХА. Логично, но тогда придется в несколько раз увеличить теплообменники, в которых этот СХА трудится. Никакой экономии не получится — придется менять всю технологическую линию, а стоимость криогенного теплообменника составляет основную ее часть. Вывод: AP-C3MR не позволяет использовать климатические преимущества для снижения стоимости сжижения.

Патент Газпрома и его СПГ-проекты

Так, с этой технологией как-то печально, надо бы оценить, у кого что еще имеется. Не будем изобретать велосипед, сразу направимся «в гости» к Газпрому на остров Сахалин, где с 2009 года работает первый в России завод крупнотоннажного сжижения природного газа. Да, юг Сахалина — это не Арктика, но уже и далеко не тропики, и нет причины сомневаться в том, что Газпром не пытался этим воспользоваться. Итак, производственный комплекс «Пригородное» проекта «Сахалин-2», берег залива Анива, поселок Корсаков.



Изначально сжижение здесь шло по технологии Shell DMR, (патентообладатель — Royal Dutch Shell) модернизированный на основании российского патента, который в январе 2015 года получил Газпром. Вы что-нибудь слышали про этот патент, уважаемые читатели? В Корсакове работают две технологические линии общей мощностью 9,6 млн тонн СПГ в год, на официальном сайте Газпрома есть ровно одна фраза, касающаяся этого момента:

«В июне 2015 года Газпром и Shell подписали меморандум по реализации проекта строительства третьей технологической линии в рамках «Сахалина-2». В декабре Sakhalin Energy приступила к разработке проектной документации».

Еще есть сообщение ТАСС: «27 сентября 2017 года техническая документация на строительство третьей очереди завода по производству СПГ проекта «Сахалин-2» передана на госэкспертизу».

Пресс-служба Sakhalin Energy прокомментировала это следующим образом: «Третья очередь завода СПГ в Пригородном может стать одной из наиболее экономически эффективных установок сжижения газа в мире со значительно более низким уровнем рисков, чем во вновь создаваемых производственных мощностях. Ожидается, что в следующем году по ней будет принято окончательное инвестиционное решение. Согласно расчетам, ежегодно линия будет способна производить 5,4 млн тонн сжиженного газа».

Окончательное инвестиционное решение пока так и не принято, в связи с целым комплексом причин, которые вслух никто особо называть не торопится. По предварительным оценкам, строительство третьей линии, мощность которой предполагается 5,4 млн тонн СПГ, обойдется в 5-6 млрд долларов, а Газпром, напомним, сейчас одновременно ведет строительство «Северного потока-2», «Турецкого потока» и «Силы Сибири-1». Похоже, что концерн сначала закончит эти проекты и только потом сосредоточится на проектах СПГ. Вторая причина — ресурсный источник для третьей линии пока до конца не определен.


Производственный комплекс «Пригородное», Фото: gazprom.ru

Есть месторождения на проекте «Сахалин-1», который ведет Роснефть, но две государственных компании вот уже несколько лет не могут окончательно договориться о взаимодействии. Ну, и как «вишенка на торте» — те самые антироссийские дискриминационные меры со стороны «наших западных партнеров». Месторождения Сахалина — шельфовые, и как раз на поставку оборудования для добычи на шельфе наложено эмбарго. Так что нам остается только согласиться с мнением целого ряда экспертов, которые считают, что работа третьей линии завода «Сахалин-2» не ранее 2023 года.

Бармалей был прав

С одной стороны — ничего хорошего в этой истории нет. В разных странах мира в настоящее время идет строительство сразу нескольких СПГ-заводов, которые выйдут на мировой рынок раньше, чем это удастся сделать Газпрому, которому потом придется бороться с агрессивно настроенными конкурентами. Но есть и другая сторона вопроса — до 2023 года НОВАТЭК успеет построить четвертую линию «Ямал-СПГ» и проверить в деле технологию «Арктический каскад». Мало того, руководитель НОВАТЭКа Леонид Михельсон намерен приложить максимум усилий для того, чтобы в России появилась новая отрасль промышленности — производство технологических линий сжижения природного газа. То же самое другими словами — НОВАТЭК намерен добиться 100%-ной локализации производства всего оборудования, которое требуется для технологии «Арктический каскад». В таком случае и у Газпрома исчезнет технологическая зависимость от западных партнеров по «Сахалину-2», при этом руководитель НОВАТЭКа уверен, что новая технология и ее локализация в России обеспечат значительное снижение стоимости проекта на этапе капитального строительства.

Удастся ли уменьшить расходы оперативные — снизить стоимость самого производственного процесса, покажет практика использования четвертой линии «Ямал-СПГ». Пока что оценки весьма осторожны — не исключено, что стоимость производства и не изменится, но локализация это ведь не только снижение стоимости оборудования на этапе строительства технологической линии, но и значительная экономия в течение всего времени работы на планово-предупредительных ремонтах, на поставках сменяемых комплектующих. Так что, на наш взгляд, паузу с реализацией проекта расширения «Сахалин-2» можно прокомментировать словами Бармалея из замечательного фильма «Айболит-66»:

«Это даже хорошо, что нам так плохо».

Газпром имеет возможность сосредоточиться на реализации трубопроводных проектах, посмотреть, что получится у НОВАТЭКа и уже потом принимать окончательные решения по всем намеченным им СПГ-проектам.

«Раз словечко, два словечко — будет песенка»

Вот после такого «предисловия» давайте вернемся к «Арктическому каскаду», чтобы попробовать понять, в чем «изюминка» этой технологии. Даже если просматривать описание патента «наискосок», в глаза сразу бросается то, что технология предусматривает использование в качестве хладагента такого газа, как азот. Чем он хорош? Ну, прежде всего — ресурсным источником, поскольку 70% атмосферного воздуха в любой точке планеты Земля и есть азот, его не надо добывать ни из каких скважин. Технология сжижения азота отработана давным-давно, стоимость процесса невысока — это второе преимущество, третье — то, что температура жидкого азота зависит от давления и легко может быть доведена до -196 градусов, что значительно ниже температуры сжижения природного газа, ниже температуры сжижения этана. Все эти преимущества уверенно добавлены разработчиками «Арктического каскада» к возможностям, которые дают арктические климатические условия.

Сжижение газа начинается, конечно, традиционно — с осушения, очистки от механических примесей и посторонних газов, этот этап обойти невозможно. После того, как давление подготовленного ПГ поднимается до нужного значения, он поступает в первый теплообменник, но в качестве хладагента в нем используется не пропан, как в классической схеме, а прохладный воздух Ямала — этого вполне достаточно, что температура была снижена до +10 градусов. Следующий этап охлаждения — каскад теплообменников, в котором хладагентом выступает этан, и это тоже небольшое ноу-хау. В классической схеме на втором этапе используется этилен, который на СПГ-заводе не производится, его поставляют «со стороны», а этан — «родной», его на месте и отделяют от ПГ, а потом сжижают за счет использования азота. Это отдельный цикл, который так и называют — «этановый»: после сепарирования из состава ПГ этан «убегает» охлаждаться в «собственные» теплообменники, хладагентом в которых служит сначала воздух, а затем азот. Испаряясь на теплоносителях, этан обеспечивает снижение температуры ПГ до -84 градусов, после чего ПГ уходит на вторую часть каскада охлаждения. Давление ПГ поднимают еще раз, во второй части каскада хладагентом служит азот и так называемый «отпарной метан» — тот, который так и не удается сделать жидким. Температура ПГ на выходе со второй части каскада -137 градусов, и вот тут в дело вступает эффект Джоуля-Томсона, дросселирование при сбросе давления до 1,5 атмосфер. Сброс настолько значительный, что и снижение температуры весьма серьезное — на 20 градусов, до -157. Все, приехали — концевой сепаратор отделяет жидкий ПГ и направляет в емкости для хранения. Тот ПГ, который ожижить не удалось, получает гордое звание «отпарной метан» и возвращается на вторую часть каскада. Логичное решение — пусть этот метан так и не стал жидким, но его глубокое охлаждение (те самые -157 градусов) используется для пользы дела.



Что получается? Никаких сложных хладагентов, только прохладный атмосферный воздух, этан и азот. На Ямале наступила невиданная жара градусов так в +15? Вообще не вопрос — температура морской воды тут выше нуля поднимается в редчайших случаях, ее и будут использовать. В чем универсальность, почему НОВАТЭК уверен, что «Арктический каскад» можно будет тиражировать? На километровой глубине температура морской воды +3,8 градусов вне зависимости от того, где море находится — что в Арктике с Антарктидой, что в Африке с Австралией. Воздух или морская вода используются для предварительного охлаждения всего подряд — природного газа, азота, этана, что каждый раз дает «плюсики» в деле борьбы за снижение стоимости сжижения. Исключение из схемы сложных хладагентов, исключение из схемы пропанового цикла, отказ от привозного этилена тоже идут в ту же копилку, заодно позволяя «выбросить» немалую часть оборудования. Вместо отдельных компрессоров для каждого цикла разработчики предлагают использовать единый газотурбинный двигатель и мультипликатор, потому расчетные энергетические затраты по технологии «Арктический каскад» должны составить около 220 кВт на 1 тонну СПГ вместо 250-260 кВт на тонну в существующих технологиях. Как бы ничего революционного, переворачивающего всю отрасль с ног на голову, но вся описанная коллекция «плюсиков», по предварительной оценке, обеспечит снижение стоимости сжижения природного газа на весомые 30%.

Что это даст? Давайте вспомним слова Леонида Михельсона, сказанные им на Российской энергетической неделе:

«Стоимость добычи природного газа на месторождениях НОВАТЭКа в 2,5 раза ниже котировок на американской национальной газовой бирже Henry Hub».

Добавляем эти 30% экономии на этапе сжижения. Ищем на карте поставщиков СПГ в Европу Соединенные Штаты. Вы их видите? Мы в редакции Геоэнергетики — с большим трудом, какой-то густой туман в этом месте.

Локализация должна стать стопроцентной

С технической частью «Арктического каскада» мы, в общих чертах, смогли разобраться, на этот раз избежав формул и чертежей. Основное «ноу-хау» технологии, на наш взгляд, в том, что ее разработчики самым скрупулезным образом собрали в нее все возможные способы улучшения процессов охлаждения и сжижения. Каждый из них дает небольшой «плюсик», не неся ничего сверхъестественного, но их комплект дает уникальный результат — 30% выигрыша себестоимости, возможность уменьшить объем инвестиций на этапе капитального строительства. Вот теперь мы можем проанализировать, насколько возможна 100%-ная локализация всех комплектующих технологических линий в России. Что для этого делает частная компания НОВАТЭК и каковы действия правительства России, руководитель которого неоднократно говорил о том, что развитие СПГ-сектором имеет для нашей экономики приоритетное значение.

Борис Марцинкевич

* * *