Развитие и совершенствование технологий подготовки и производства сжиженного природного газа на южных и северных заводах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 07.00.10, кандидат наук Дорожкин, Всеволод Юрьевич

• Дорожкин, Всеволод Юрьевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Дорожкин, Всеволод Юрьевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. История и развитие промышленного производства СПГ

1.1 История становления промышленности СПГ

1.2 Добыча природного газа и потребление СПГ

1.3 Существующие заводы СПГ

ГЛАВА 2. Подготовка газа к сжижению

2.1 Южные заводы СПГ

2.1.1 Завод СПГ в ОАЭ

2.1.2 Завод СПГ в Катаре

2.1.3 Завод СПГ в Иране

2.1.4 Завод СПГ в Омане

2.2 Северные заводы СПГ

2.2.1 Завод СПГ Кенай, США

2.2.2 Завод СПГ на о. Мелкойя, Норвегия

2.2.3 Завод СПГ на о. Сахалин, Россия

2.3 Сравнение технологий подготовки газа на южных и северных заводах

СПГ

ГЛАВА 3. Сжижение газа

3.1 Сжижение газа на южных заводах СПГ

3.1.1 Завод СПГ в ОАЭ

3.1.2 Завод СПГ в Катаре

3.1.3 Завод СПГ в Иране

3.1.4 Завод СПГ в Омане

3.2 Сжижение газа на северных заводах СПГ

3.2.1 Завод СПГ Кенай, США

3.2.2 Завод СПГ на о. Мелкойя, Норвегия

3.2.3 Завод СПГ на о. Сахалин, Россия

3.3 Сравнение технологий сжижения газа на южных и северных заводах

СПГ

ГЛАВА 4. Производство газа в море

4.1 Конструкции, устройства, технологии производства газа в море

4.2 Технологии подготовки и сжижения газа в море

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Развитие и совершенствование технологий подготовки и производства сжиженного природного газа на южных и северных заводах»

ВВЕДЕНИЕ

Система производства сжиженного природного газа (СПГ) включает в себя элементы добычи, обработки, перекачивания, сжижения, хранения, погрузки и разгрузки, перевозки, регазификации. Оборудование на входе завода, как минимум, предполагает наличие манифольда и сепаратора на входе. При офшорном производстве и длинных трубопроводах должны быть камеры приема/пуска скребков и ловушка для конденсата (слагкетчер). На этой стадии вода будет отделяться, а углеводороды будут отправляться далее для стабилизации.

Перед сжижением газ подвергается обработке. При входе на завод обычно происходит первоначальное разделение фракций и отделяется конденсат, который затем стабилизируется. Стабилизация конденсата предполагает наличие

многоступенчатой фракционной колонны и парового компрессора. Типичная

^ 2

спецификация стабилизированного конденсата - это 10 фунтов на дюйм давления паров по Рейду (RVP). RVP - это давление паров конденсата при 100°F, определяемое по методу Рейда. Пары, отводимые сверху колонны, снова компримируются и направляются обратно для смешения с газом в сепараторе для последующей обработки.

Технологические параметры установки для обработки газа определяются требованиями установки сжижения (ограничения по содержанию воды (Н20), двуокиси углерода (С02)), товарной спецификацией СПГ (ограничения по содержанию сероводорода (H2S), карбонилсульфида (COS), других органических сернистых соединений), природоохранными ограничениями (установленные уровни выбросов сернистого ангидрида (SO2), углеводородов и продуктов их сгорания). При обработке входящего газа необходимо, чтобы концентрация H2S была уменьшена до 1-4 промилле, общее содержание серы (H2S +

о

COS+органические серные соединения) <20мг/норм.м , общее содержание серы в топливном газе <300 промилле, выбросы S02 из инсинератора < 250 мг/норм.м , чистота серы на выходе составляла > 99,9% веса, а восстановление серы было от

95 до 99,9%. Таковы типичные рыночные спецификации СПГ. Обычно применяется аминовая система для удаления и H2S, и СО2 из входящего газа.

При высоких концентрациях меркаптанов (RSH) в стабилизированном конденсате может потребоваться система дезодорации. Есть две причины для удаления меркаптанов. Первый - это их коррозионная агрессивность. Если уровень RSH высок, то должны применяться металлы, рекомендуемые Национальной ассоциацией инженеров-специалистов по коррозии (NACE). Вторая причина заключается в том, что RSH будут конденсироваться в потоке конденсата, который в силу этого не пройдет тест на коррозию медной пластинки. То же самое относится и к высоким концентрациям серы. Тем не менее, десульфурация конденсатов может быть достигнута наиболее экономичным способом уже на нефтеперерабатывающем заводе.

Содержание С02 для предотвращения замерзания и отложения в криогенных теплообменниках должно быть менее 30-50 промилле.

Удаляется ртуть, поскольку большинство криогенных теплообменников выполняется из алюминия. Ртуть, которая обычно удаляется с помощью невосстанавливаемого активированного угля или с помощью адсорбентов на алюмино-оксидной (глиноземной) основе, обладает высокими коррозионными свойствами по отношению к алюминию даже в очень малых количествах. Содержание ртути должно быть ниже определяемых пределов, приблизительно 1x10"6 промилле. Капитальные затраты на дегидратацию и удаление ртути зависят от общих объемов обрабатываемого газа.

Другая необходимая составляющая обработки газа - это дегидратация молекулярными ситами. Концентрация водяных паров должна быть уменьшена до 0,1 промилле. Для уменьшения нагрузки на молекулярные сита температура входящего газа снижается на первой ступени охлаждения. Способность газа удерживать водяные пары уменьшается при его сжатии или охлаждении. Поэтому воду можно удалить из газа путем его сжатия или охлаждения. Однако газ все еще насыщен водяными парами, а поэтому дальнейшее уменьшение температуры или увеличение давления может привести к появлению водяного конденсата. Можно

осушить газ до требуемой точки росы с помощью гриэтиленгликоля (ТЭГ) или молекулярных сит. Основная часть влаги будет сконденсирована и удалена в процессе сепарации, что уменьшает размеры более дорогой дегидратационной системы молекулярных сит.

Углеводородная жидкость с низа колонны какой-либо установки для подготовки газа может быть продана как некий смешанный продукт. Нередко экономически более выгодно разделить этот жидкий продукт на различные компоненты и продавать его в виде этана, пропана, бутана и газового бензина. Процесс разделения жидкого продукта на указанные компоненты называется фракционированием. Извлечение сжиженного нефтяного газа может достигаться при использовании колонны для промывки газов или барабанного сепаратора после одной или двух стадий охлаждения — в зависимости от состава газа и парожидкостного равновесия. Цель - конденсация и удаление пропана, бутана и более тяжелых углеводородов в газе для предотвращения его замерзания на этапах процесса сжижения с более низкими температурами. Для газа с высоким содержанием этана может понадобиться система восстановления жидких нефтяных газов с турбодетандером, что позволит достичь высокой степени отделения пропана, вплоть до 99%, чтобы обеспечить существующие стандарты по теплотворной способности (1070 для США и 1100 бр.тепл.ед./ст.фт3 для Европы).

Таким образом, общий вид обработки газа может выглядеть, как показано на рисунке 1 [92].

Также есть пределы по индексу Воббе, ограничивающие теплотворную способность газа, при этом содержание азота (N2) не должно превышать 1%, чтобы, в свою очередь, не допускать уменьшения теплотворной способности.

Этан обычно оставляют вместе с метаном из-за сложностей отдельного транспортирования по причине высокого давления паров и из-за повышенных экономических затрат, связанных с этим. Поэтому высокая степень отделения пропана важна для того, чтобы обеспечить достаточное остаточное количество

этана в СПГ и по-прежнему сохранить соответствие необходимым пределам теплотворной способности [47,77].

Газ »5

Рисунок 1 - Обобщенная схема обработка газа

В стоимостной цепочке СПГ сжижение природного газа является частью, требующей наибольших вложений и эксплуатационных расходов. По большинству оценок и наблюдений, на секцию сжижения приходится 45% капитальных затрат всего завода СПГ, что составляет от 25%-35% всех затрат проекта и до 50% последующих эксплуатационных затрат [90]. В зависимости от типа расчета отклонения в определении объема СПГ на 0,1% вызывает отклонение в 14000-37800$. Одна метрическая тонна СПГ содержит 54,6 млн. фт3

7 3

газа; один миллион метрических тонн СПГ в год, содержит 5,46*10 млн. фт газа

3 3

в год или 1,5x105 млн. фт /день (0,15 млрд. фт /день).

Технология сжижения основана на холодильном цикле, когда хладагент посредством последовательного расширения и сжатия переносит тепло от низкой температуры к высокой температуре. Объем производства технологической ветки в основном определяется: процессом сжижения, используемым хладагентом, наибольшими доступными размерами комбинации компрессора и привода, которые осуществляют цикл, и теплообменников, которые охлаждают природный газ. Основные принципы охлаждения и сжижения газа предполагают подгонку кривых охлаждения-нагревания газа и хладагента настолько близкую, насколько

это возможно. Реализация этого принципа обуславливает более эффективный термодинамический процесс, требующий меньших затрат на единицу производимого СПГ, и это применимо ко всем процессам сжижения. Типичная кривая охлаждения показана на рисунке 2 [90].

При рассмотрении холодильной кривой типичного процесса охлаждения газа могут быть отмечены 3 зоны этого процесса. Зона предварительного охлаждения, зона сжижения и зона охлаждения ниже точки конденсации. Все эти зоны характеризуются различными уклонами кривой, различной удельной теплоемкостью на протяжении процесса. Для того, чтобы подогнать кривую охлаждения, используются специально смешанные многокомпонентные хладагенты, которые соответствуют холодильной кривой на различных стадиях процесса сжижения для достижения высокой холодильной эффективности и снижения потребления энергии.

Основные части установки сжижения - это компрессоры, обеспечивающие циркуляцию хладагентов, приводы компрессора и теплообменники, используемые для охлаждения и сжижения газа и обмена теплом между хладагентами. Многие процессы сжижения отличаются только холодильными циклами.

Все части процесса, связанные со сжижением, начиная с теплоизолированных кожухов и заканчивая испарителями, должны быть изготовлены из криогенных материалов и должны быть способны выдерживать термические, в том числе и цикловые, нагрузки.

Удаленноетепло

Рисунок 2 - Типичная кривая охлаждения

Процессы с одним смешанным хладагентом подходят для производственных линий объемом 1-3 млн тонн в год. Благодаря своей простоте и небольшому количеству оборудования они идеально подходят для небольших плавучих заводов СПГ.

В основе технологических процессов с объемами от 3 до 10 млн тонн в год лежит использование двух последовательных холодильных циклов, минимизирующих перепад давления в контуре природного газа.

Применение третьего холодильного цикла позволило обойти такие «узкие» места в технологическом процессе, как диаметр криогенного теплообменника и объем холодильного компрессора для цикла с пропаном.

Индустрия СПГ, рассматриваемая через призму ее 30-летней истории, может быть охарактеризована как относительно зрелая, а ее показатели в сфере безопасности — как достаточно высокие. Можно утверждать, что индустрия СПГ сделала большой скачок за прошедшие пятьдесят лет. Если взять все сделанные усовершенствования за 100%, то 15% - это улучшение процесса, еще 15% - это улучшение оборудования, а 70% - это теплоэнергетическая интеграция [45].

Актуальность темы. Природный газ является сегодня и останется на видимую перспективу жизненно важным компонентом в обеспечении глобальных энергетических потребностей ввиду своих преимуществ перед другими видами ископаемого топлива и в силу постоянно растущей в нем потребности.

Большая часть газа доставляется потребителям по трубопроводам в газообразной форме. В ряде случаев (прежде всего это труднодоступные офшорные месторождения) транспорт сжиженного природного газа (СПГ) оказывается предпочтительнее, чем другие способы доставки. Соответствующие расчеты показали, что перевозка СПГ танкерами оказывается экономически рентабельной при расстояниях от 2500 км (с учетом строительства мощностей сжижения и регазификации). Кроме того, индустрия СПГ является сегодня лидером в глобализации газовой индустрии и вышла далеко за рамки отдельных регионов, чего не было в начале 1990-х годов.

Пока спрос на СПГ растет, техническое обеспечение конкурентоспособных проектов СПГ в современной окружающей среде - не простая задача. Важной особенностью заводов СПГ является то, что большинство затратных статей диктуется специфичными параметрами - такими, как: качество сырого газа, природные и климатические условия, топография, объемы морских работ, доступность инфраструктуры, экономические и политические условия. Технический дизайн зачастую может только адаптироваться к подобным параметрам.

Поэтому особый интерес представляют технологии подготовки газа и его сжижения, которые сегодня уже используются на современных заводах. Современные заводы СПГ можно классифицировать по разным признакам. Особенно важно, что существующие заводы можно разделить на две группы — по расположению в южных и более суровых северных широтах. Исходя из этого, можно проанализировать различия этих двух групп, учесть особенности и недостатки каждой, применить опыт строительства и эксплуатации при реализации новых проектов СПГ в России, в частности в арктических условиях.

Но даже с учетом имеющегося опыта перспективное развитие арктических территорий, где находится до 25% неразведанных запасов углеводородов, может быть обеспечено в дальнейшем инновациями, дающими повышение эффективности и снижение затрат. Поэтому такие технологические идеи, как проекты плавучих установок СПГ, направленные на снижение материальных, финансовых, трудовых и временных затрат, привлекают к себе все большее внимание.

Целыо настоящей работы является исследование вопросов производства сжиженного природного газа на крупных заводах СПГ в южных (ОАЭ, Иран, Катар, Оман) и северных регионах (США, Норвегия, Россия) планеты.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи: - исследовать процесс и хронологию развития производства СПГ, а также его особенности на южных и северных заводах СПГ;

- провести анализ технологий подготовки и сжижения газа, используемых па вышеуказанных заводах;

- определить зависимость номенклатуры производимых побочных продуктов от свойств газа, используемого на заводах СПГ;

- изучить возможности применения плавучих установок СПГ в арктических условиях России на основе имеющегося опыта эксплуатации плавучих установок по обработке углеводородов.

Научная новизна. В данном исследовании впервые проведен комплексный анализ научных и документальных материалов по становлению, развитию и эксплуатации ряда заводов СПГ; акцент при этом делался на их особенностях и различиях. Проведен анализ спектра производимых на этих заводах побочных продуктов в зависимости от свойств используемого газа и их влияния на выбор применяемых технологий. В ходе анализа выявлены различия южных и северных заводов СПГ по технологиям подготовки и сжижения газа. Дана оценка перспектив их дальнейшего применения в арктических условиях России.

В историко-техническом плане впервые рассмотрены конструкционные и эксплуатационные характеристики плавучих установок СПГ. Проведен анализ технологий и технических средств по подготовке и сжижению газа при производстве СПГ в море; при этом выявлены особенности отгрузки и транспортировки сжиженного газа в этих условиях потребителю. Дана оценка перспектив дальнейшего применения этих технологий в арктических условиях России.

Практическая значимость. Основные положения работы используются в Уфимском государственном нефтяном техническом университете при подготовке магистров и аспирантов по направлению «Нефтегазовое дело» и могут быть востребованы другими техническими вузами и научно-исследовательскими институтами.

Материалы работы могут найти применение на российских предприятиях газообеспечения при проектировании, строительстве и эксплуатации новых заводов СПГ, при решении задач оптимизации объектов СПГ, при разработке

установок СПГ, адаптированных к арктическим условиям России и российского шельфа.

Представленные в диссертации материалы по эксплуатации заводов СПГ будут полезны для создания обобщающих историко-технических трудов, посвященных развитию газового дела в России и за рубежом.

Апробация работы. Результаты диссертационного исследования представлены на: 39-ой международной конференции ICOHTEC (Барселона, Испания, 2012); 63-ей научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 2012); XII Международной научной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела» (Уфа, 2012); VIII международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт» (Уфа, 2012).

Структура работы. Диссертационная работа содержит введение, четыре главы, заключение, список использованных источников (библиографию).

Глава 1. История и развитие промышленности СПГ

1.1 История становления промышленности СПГ

Эксперименты по сжижению природного газа начались в конце 19-го века. Предпосылками дальнейшего развития производства СПГ стали открытия в США в 20-30-х гг. XX в. крупных месторождений, расположенных вдали от больших городов. Первый завод в мире для получения СПГ начали строить в 1912 г. в Западной Виргинии, а первая партия сжиженного природного газа была получена в 1917 г. В 1914 первый патент в этой области получил Годфри Кабот (патент на баржу для перевозки жидкого газа). Дальнейший импульс индустрия СПГ получила только после второй мировой войны, когда начался рост потребления газа в США и Европе. При этом многие страны не могли пользоваться трубопроводами. В 1941 году был построен коммерческий завод СПГ в Кливленде, в штате Огайо, на котором в 1944 году случился пожар, поскольку применяемые в то время хранилища не отвечали необходимым нормам. То, что СПГ может транспортироваться танкерами на большие расстояния, было продемонстрировано на примере перевозки СПГ танкером «Methane Pioneer» в 1959 году.

Среди многих зарубежных ученых, занимавшихся вопросами, касающимися СПГ, следует назвать прежде всего таких, как Д.Л. Андресс, К. Арнольд, Д. Вуд, А. Кваернер, С. Мохатаб, Р.К. Нагельвоорт, P.C. Хейерштед, М.С. Чой, М.Д. Экономидес. Большая часть разработок по технологиям подготовки газа к сжижению и по его сжижению, выполнялась ранее и делается в настоящее время группами ученых, работающих в штатном составе коммерческих предприятий. Основные участники международного бизнеса СПГ и даты запуска заводов по годам представлены в таблице 1.

В СССР процесс получения СПГ был освоен в 1954 г., когда на Московском заводе СПГ ввели в эксплуатацию установку, рассчитанную на производство 25 тыс. тонн СПГ в год. В России над решением проблем этой индустрии в разные годы работали: Н.М. Байков, И.В. Бармин, А.Б. Брагинский, Е.В. Всселков, B.C.

Вовк, А.Г. Гречко, И.А. Грицай, Е.И. Зоря, М.В. Елистратов, В.В. Имшенецкий, Р.Г. Касаткин, И.Д., Г.Е. Коробков, И.Д. Кунис, C.B. Ларионов, М. Майорец, Б.Н. Мастобаев, Б.А. Никитин, Ю.Н. Орлов, Б.С. Рачевский, A.B. Резер, С.М. Резер, К.В. Симонов, Р.К. Терегулов, Д.А. Удалов, К.Ю. Чириков, Л.А. Шелыгин, Г.С. Широкова, А.Л. Яковлев и другие. В проектах, связанных со сжиженным газом, был задействован целый ряд российских организаций: институт ОАО «Газпром» ООО «ВНИИгаз», Московский газоперерабатывающий завод, Сосногорский и Оренбургский ГПЗ, ОАО «Машиностроительный завод «Арсенал»», ОАО «НПО Гелиймаш», ООО «ИИЦ «Стирлинг-технологии»», Ленхиммаш, ОАО «Криогенмаш», ОАО «Уралкриомаш» и т.д. [2,21].

В начале 1990-х. СПГ торговля была в основном «от точки до точки», за исключением работ по техобслуживанию (ТО) в сухом доке. Спотовых продаж практически не было, за исключением необходимости монетизировать неожиданно выпадавшие из долгосрочных планов объемы. Рынки СПГ находились в основном в местах с высоким индустриальным ростом. Некоторые контракты заключались по фиксированным ценам, что изменилось в 1991 году, когда стоимость СПГ начали привязывать к нефти и нефтепродуктам.

Сегодня индустрия СПГ является лидером в глобализации газовой индустрии и вышла далеко за пределы рамок отдельных регионов. Карго с СПГ рутинно курсируют между атлантическим и тихоокеанским регионами. Пропорция торговли на рынке спот увеличилась с 4% в 1990 году до 18% в 2012 году. Сразу несколько покупателей и продавцов в разных концах планеты конкурируют за одну и ту же поставку. Это произошло в силу ряда причин: диверсификация торговли, снижение стоимости, появление таких крупных импортеров, как Индия и Китай.

Вместе с тем многое осталось неизменным: стоимость большей части СПГ по-прежнему привязывается к нефти и нефтепродуктам, большая часть газа идет на азиатский рынок (60% в 2010 году), большинство контрактов являются долгосрочными (82% контрактов заключается на срок от 5 и более лет).

Таблица 1 - Введение в эксплуатацию заводов СПГ в мире

№ Страна Год Компании № Страна Год KoMnaimii № Страна Год Компании

1 Алжир, г Арзу / г Скикда 1964 / 1972 "Sonatrach" / "Saipcm-Chiyoda" 12 Tp и Тобаго 1999 "BP", "BG", "Repsol", "Tractebel" 23 Россия, Сахалин 2009 "Gasprom", "Shell"

2 США, г Кснай 1969 "ConocoPhillips, Marathon" 13 Нигерия 1999 NNPC", "Shell', "Total", "Em" 24 Катаргаз2 2009 "Qatar Petroleum", "ExxonMobil"

3 Линия, Марсазль Брега 1971 ' Exxon", "Sirle Oil" 14 Катар, Расгаз 1999 ' Qatar Petroleum", "ExxonMobil" 25 Йемен, Ьалхаф 2009 "Total", "Hunt Oil", "Yemen Gas", "Kogas", "Hyundai", "SK Corp", "GASSP"

4 Бруней, Лумут 1972 "Shell" 15 Оман / Оман Калхат 2000 / 2006 "PDO", "Shell", "Fenosa", "Itochu", "Osaka gas",' Total", "Korea LNG", "Partex", "Itochu" 26 Катар, Расгаз 2 2009 ' Qatar Petroleum", "ExxonMobil"

6 ОАЭ 1977 ' BP", "Total", "ADNOC" 16 Малайзия, Тига 2003 "Petronas", "Shell", "JX Nippon", "Diamond Gas" 27 Катар, Расгаз 3 2009 "Qatar Petroleum", "ExxonMobil"

1 Индонезия, Ботанг, о Борнео 1977 "Pertamina", "Total" 17 Египет, Damietta (SEGAS) 2004 "Union I cnosa", ' Em", "EGAS", "EGPC" 28 Норвегия, Risavika, Scangass ING 2009 "Scangass (Lyse)"

8 Индонезня, Арун, сев Суматра 1978 "Pertamina", "Mobil LNG Indonesia", "JILCO" 18 Гпшет, Idku (Egyptian LNG) 2005 "BG", ' Petronas", "EGAS/LGPC" 29 Перу 2010 "Hunt Oil", "Repsol", "SK. Corp", "Marubeni"

9 Малайзия, Сату 1983 Pctronas", "Shell" 19 Австралия, Дарвин 2006 "Kenai LNG", ' ConocoPhillips", "Santos", "Inpex", "Em", "TEPCO" 30 КатаргазЗ,4 2010 "ConocoPhillips", "Qatar Petroleum", "Shell"

10 Австралия, Сев Зап Шельф 1989 Woodsidc", "Shell", "BMP", "BP", 'Chevron", "Mitsubishi" / "Mitsui" 20 Экп Гвшшя, о Биоко 2007 Marathon",' GE Petrol" 31 Австралия, Pluto 2012 "Woodside"

9 Малайзия, Дуа 1995 "Petronas", "Shell" 21 Норвегия, о Мслкойя, Сновит 2007 "Statoil", "Petoro", "Total" 32 Ангола, Soya 2013 "Chevron", "Sonangol", "BP", "Em", "Total"

И Катар!аз 1 1997 "Qatar Petroleum", ' LxxonMobil" 22 Индонезия, Ириан-Джая, Тангу 2009 "BP", "CNOOC", "INPEX", "LNG Japan", 'JX Nippon Oil & Energy", "KG Berau", "Talisman" 33

Так или иначе, но в последние десятилетия индустрия СПГ заслуженно занимает свое важное место на энергетическом рынке и, скорее всего, сохранит это положение в обозримом будущем.

1.2 Добыча природного газа и потребление СПГ

С 1940-х годов природный газ стал очень востребованным; последовательно росло и потребление природного газа. Природный газ является одним из

важнейших источников энергии в мире. На сегодняшний день приблизительно 25% мировой потребности в энергии удовлетворяется за счет природного газа.

Природный газ и его компоненты используются в качестве топлива для получения электроэнергии и как сырье в производстве широкого спектра продуктов, начиная от волокон для тканей до пластиковых изделий для здравоохранения, компьютерной и мебельной промышленности. Природный газ является одним из самых экологически чистых видов топлива. При получении одной единицы энергии из угля в атмосферу выделяется на 67% больше ССЬ, чем при сжигании эквивалентного количества природного газа.

Статистика международного энергетического агентства (IEA) показывает, что из 22 европейских стран ОЭСР только у Дании, Голландии и Норвегии достаточно газовых ресурсов для удовлетворения внутреннего потребления. IEA ожидает снижения производства газа в Евросоюзе с 216 млрд. м /год до 90 млрд.

7

м /год к 2030 году. В то же время предсказывается рост потребности в газе в Евросоюзе. В 2006 году годовая потребность газа в Евросоюзе составляла 532

3 3

млрд. м /год, а к 2030 году потребность в газе ожидается в 680 млрд. м /год. Это указывает на растущую зависимость Европы от импорта газа, включая трансконтинентальные поставки СПГ и трубопроводный газ [90,121].

Международное энергетическое агентство ожидает, что к 2030 году глобальная потребность в ископаемом топливе увеличится на 50% по отношению к уровням 2006 года (при том, что 70% энергии потребляется развивающимися и новыми индустриальными странами, в особенности Китаем) (рисунок 3) [46]. Важность роли природного газа в обеспечении мировых энергетических потребностей очевидна. В издании IEA «World Energy Outlook 2010» указывается на то, что природный газ будет играть центральную роль в обеспечении мировых энергетических потребностей на протяжении следующих двух с половиной десятилетий. Это агентство ожидает глобального роста потребности в газе по трем сценариям. 15% умеренного роста к 2035 году по отношению к данным 2008 года, 44% прироста к 2035 году по сравнению с 2008 годом и даже 55% прирост.

Хотя существует множество газовых месторождений, это не значит, что их легко разрабатывать. Есть необходимость снижения кривой затрат. Инновации в технологиях должны быть направлены на извлечение новых ресурсов и монетизацию природного газа, который в противном случае не считался бы технически и экономически доступным. Примерами этого могут служить месторождения, расположенные в более суровых условиях, например в условиях арктического климата или на глубоководье, а также осложненные сырые газы с высоким количеством примеси инертных газов и сероводорода.

Год

Рисунок 3 - Рост потребления газа по всему миру

Количество природного газа, доступного для добычи по испытанным технологиям и в рамках существующей инфраструктуры, снижается. По нынешнему состоянию экономики и технологий многие газовые ресурсы

о

труднодоступны. Труднодоступные газовые ресурсы оцениваются в 127,5 трлн. м (4500 трлн. фт) [46]. Поэтому меньшие и менее доступные газовые месторождения рассматриваются для коммерческой эксплуатации. Определение труднодоступного газа подразумевает следующее:

- обнаруженные газовые ресурсы считаются удаленными от существующей инфраструктуры;

— количество газа принимается как незначительное, чтобы стоило тратиться на развитие инфраструктуры, основанной на ныне существующей трубопроводной технологии, либо строительство трубопровода не представляется возможным.

Индустриальному западу и растущим экономикам востока не хватает чистого природного топлива. Проблема заключается в необходимости транспортировки сжатого топлива на большие дистанции и через значительные водные пространства. Для рынков, удаленных более чем на 1500 миль (>2500 км), СПГ оказался экономичным вариантом. За последние годы (к 2010 году) объемы

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Дорожкин, Всеволод Юрьевич, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Арнольд К., Стюарт М. Справочник по оборудованию для комплексной подготовки газа / К. Арнольд, М. Стюарт. - М..: ООО "Премиум Инжиниринг", 2009. - 602 с.

2. Бармин И.В., Кунис И.Д. Сжиженный природный газ вчера, сегодня, завтра / И.В. Бармин, И.Д. Кунис; под ред. A.M. Архарова. - М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2009. - 256 с.

3. Вуд Дэвид. Подходы и технические решения, использованные при создании комплекса СПГ на месторождении Сновит в Баренцевом море - Передовые технологии стоят недешево [Электронный ресурс] / Дэвид Вуд // ROGTEC Magazine. - 2007. - Январь. - Pages74-78. - Режим доступа http://www.dwasolutions.com/DWA/DWDownloads.htm.

4. Дорожкин В.Ю. Выработка попутных продуктов на заводах сжиженного природного газа (СПГ) Ближнего Востока / В.Ю. Дорожкин, Р.К. Терегулов, Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. — 2013.-№2.-С. 29-33.

5. Дорожкин В.Ю. Заводы по сжижению газа на Ближнем Востоке. Их необходимость, развитие, характеристики / В.Ю. Дорожкин, Р.К. Терегулов, Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. -2012.-№3.-С. 43-48.

6. Дорожкин В.Ю. История развития северных заводов СПГ / В.Ю. Дорожкин, Р.К. Терегулов // Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: Материалы XII Международной научной конференции. - Уфа: «Реактив». -2012. - С. 189-192.

7. Дорожкин В.Ю. Особенности промышленности сжиженного природного газа Ближнего Востока // Материалы 63-ей научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ: Сб. материалов конференции. -Уфа: Изд-во УГНТУ.-2012.-Книга 1.-С.25-26.

8. Дорожкин В.10. Подготовка газа к сжижению в зависимости от его свойств на примере четырех заводов СПГ Ближнего Востока / В.Ю. Дорожкин, Р.К. Терегулов, Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2013. - №1. - С. 57-62.

9. Дорожкин В.Ю. Производство и транспорт СПГ на северных заводах / Р.К. Терегулов, В.Ю. Дорожкин // Трубопроводный транспорт - 2012: Материалы VIII Международной учебно-научно-практической конференции. - Уфа: изд-во УГНТУ, 2012.-С. 143-145.

10. Дорожкин В.Ю. Северные и южные заводы по сжижению природного газа. Сравнение технологий подготовки газа / В.Ю. Дорожкин, Б.Н. Мастобаев // Башкирский химический журнал. - 2013. - Т.20, №1. - С. 123-134.

11. Дорожкин В.Ю. Технологические процессы сжижения природного газа на северных заводах / В.Ю. Дорожкин, A.M. Шаммазов, Б.Н. Мастобаев, А.Р. Гимаева // История науки и техники. - 2013. - №7. - С. 48-59.

12. Мировые нефтегазовые гиганты оспаривают право участия в освоении Штокмановского месторождения [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.lorien-spb.ru/articles/ind_999.

13. Новый этап освоения Сахалина [Электронный ресурс] // Режим доступа: www.rogtecmagazine.com.

14. Подробнее о проекте «Сахалин-2» [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.sakhalinenergy.ru/ru/proiect.asp?p^explore_phase2.

15. Проект "Сахалин-2". Сжиженный природный газ [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://gazprom-sh.nl/ru/lng/technology/liquefaction/.

16. Проект «Сахалин-2» [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.sakhalinenergv.ru/ru/documents/Prigorodnoye Asset rus.pdf.

17. Процесс Клауса. Основные особенности [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.prosernat.com/ru/processes/sulfur-recovery/claus/.

18. «Сахалин-2» [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.gazprom.ru/about/production/proiects/deposits/sakhalin2/.

19. Старейший в мире завод СПГ - завод Кеиай СПГ будет закрыт по экономическим причинам [Электронный ресурс] // Режим доступа: Иир://епегцуШШге.ш/81аге|5Ь^-у-т1ге-5ра-гауос1-кепаь1п8-Ьиёе1-2акгу^ро-ekonomicheskim-prichinam.

20. Технология дегазации жидкой серы AquisulFM [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.prosernat.coin/ru/processes/sulfur-recovery/sulfur-degassing/.

21. Шаммазов A.M., Терегулов Р.К., Мастобаев Б.Н., Коробков Г.Е. Производство, хранение и транспорт сжиженного природного газа / A.M. Шаммазов, Р.К. Терегулов, Б.Н. Мастобаев, Г.Е. Коробков . - СПб.: Недра, 2007. -152 с.

22. A Barrel Full [Электронный ресурс] // Adgas Das Island Lng Terminal / Режим доступа: http://abarrelfull.wikidot.com/adgas-das-island-lng-terminal.

23. A new generation of Liquid Expanders in Operation at Oman LNG [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.google.ru/url?sa=t&rct=i&q=oman%201ng&source=web&cd=69&ved=0C GkOFiAIOD\v&url=http%3A%2F%2F\v\vw.kgu.or.kr%2Fdownload.php%3Ftb%3Dbb s 017%26fn%3Dv.d.Handel.pdf%26rn%3Dv.d.Handel.pdf&ei=9nzkTpPf!ovWswawm JmgCO&usp=AFOiCNGOQ3TiCMPozpXOCFCeMibnNThZRA.

24. Abdel-Aal H. K., Aggour Mohamed, Fahim M. A. Petroleum and Gas Field Processing / H. K. Abdel-Aal, Mohamed Aggour, M. A. Fahim // CRC Press. - 2003. -Pages 364.

25. Abu Dhabi Gas liquefaction Company Ltd. [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.adgas.com/.

26. Acworth Will, Gray Yetco. Ultra Long-Offset "Subsea to Beach" Controls Technology - Case Study Snohvit / Will Acworth, Vetco Gray // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia. - 2006. - 3-6 October. SPE 101956.

27. Adams J.B., Miner K. Integrated value chain development and advances in LNG technology create world-class economies of scale - The Qatar LNG Story / J.B. Adams,

К. Miner // International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar. - 2005. -21-23 November. Paper IPTC 11050.

28. ADGAS [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.made-in-china.com/traderoom/ahsanaliawan/companyinfo/ADGAS.html.

29. ADIP-X [Электронный ресурс] // Режим доступа: www.shell.com/globalsolutions.

30. Al-Amoodi Ahmed and others. Leveraging Common Infrastructure to support Qatar's Rapid LNG Expansion / Ahmed Al-Amoodi and others // International technology petroleum conference, Qatar, Doha. - 2009. - 7-9 December. SPE 139593.

31. Alaska Natural Gas Development Authority (ANGDA), 06-0406. Commercial Future of the Kenai LNG Plant [Электронный ресурс] // Stone & Webster Management Consultants. - 2006. - April 18th. - Режим доступа: http://www.angda.state.ak.us/ANGDA_Reports/ANGDA_reports.asp.

32. Alvarado С. Skip, Cone R.S., Jan V. Wagner. Next generation FPSO: Combining production and gas utilization / C. Skip Alvarado, R.S. Cone, Jan V. Wagner // Offshore technology conference, Houston, Texas. - 2002. - 6-9 May. ONC 14002.

33. Andress D.L. The Phillips optimized cascade LNG process. A quarter century of improvements. Phillips Petroleum Company [Электронный ресурс] / D.L. Andress // Режим доступа: http://www.arcticgas.gov/sites/default/files/documents/history-kenai-lng.pdf.

34. Andress D.L., Sandison Gordon Т., Ryan Dennis, Oliver John D., Krusen L.C. Recent Developments in LNG technology / D.L. Andress, Gordon T. Sandison, Dennis Ryan, John D. Oliver, L.C. Krusen // 15th World Petroleum Congress. - 1997. 28204.

35. Ang A.H.-S., Cheung M.C., Shugar T.A., Fernie J.D. Reliability-based fatigue analysis and design of floating structures / A.H.-S. Ang, M.C. Cheung, T.A. Shugar, J.D. Fernie // Marine Structures. - 2001. - Volume 14, Issues 1-2, January. - Pages 2536.

36. Asman Khaled W., Vasagam Manicka. Gas sweetening process - Problems and remedial measures / Khaled W. Asman, Manicka Vasagam // 10th Abu Dhabi

International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi. - 2002. - 13-16 October. SPE 78569.

37. Barclay M.A., Yang C.C. Offshore LNG: The perfect starting point for the 2-phase expander? / M.A. Barclay, C.C. Yang // Offshore Technology Conference, Houston, Texas, USA. - 2006. - 1-4 May. OTC 18012.

38. Barclay Michael, Denton Noel. Selecting offshore LNG processes / Michael Barclay, Noel Denton // LNG Journal. - 2005. - October. - Pages 34-36.

39. Berger Eginhard, Forg Wolfgang, Heiersted Roy Scott, Paurola Pentti. The Snohvit Project [Электронный ресурс] / Eginhard Berger, Wolfgang Forg, Roy Scott Heiersted, Pentti Paurola // Режим доступа: http://www.frceownersmanualpdf.net/ebook/snohvit-lng-proiect.pdf.

40. Bjarne Lima Kai. Snohvit LNG project an Arctic Success / Lima Kai Bjarne // Arctic Shelf Oil & Gas Conference 2004, Geology, Tectonics and Oil And Gas Presence In The Arctic Shelf and Adjacent Land. - 2004. - 17th September.

41. Bogdanchikov S.M., Astafiev V.N., Bojarshin E.K. Exploration and Development of Oil and Gas Field on the Shelf of Sakhalin / S.M. Bogdanchikov, V.N. Astafiev, E.K. Bojarshin // International Offshore and Polar Engineering Conference, The Hague, The Netherlands. - 1995. - June 11-16.1-95-002.

42. Brockman Martin, Rooney Brian. Sakhalin II: The First LNG Storage Tanks in Russia / Martin Brockman, Brian Rooney // LNG Journal. - 2005. - January / February. -Pages 1-3.

43. Buijs К., Рек В., Nagelvoort R. Shell's LNG Technology for 7-10 Mtpa LNG Trains / K. Buijs, B. Pek, R. Nagelvoort // International Petroleum Conference, Doha, Qatar. - 2005. - 21-23 November. IPTC 10681.

44. Burnett Amy. Alaska's Kenai LNG Plant Celebrates 40 Years and Key Relationships with Japan [Электронный ресурс] / Amy Burnett // Spirit Magazine, p. 36-43. - Режим доступа: http://www.conocophillips.coin/EN/about/worldwide_ops/coiintry/north_america/Docu ments/Kenaispirit.pdf.

45. Castel J., Gadelle D., Hagyard P., Ould-Bamba M. LNG and GTL drive 50 years of technology evolution in the gas industry / J. Castel, D. Gadelle, P. Hagyard, M. Ould-Bamba // Hydrocarbon Processing. - 2012. - July. - Pages 47-53.

46. Chang Seungyong. Comparing Exploitation and Transportation Technologies for Monétisation of Offshore / Seungyong Chang // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference, Jakarta, Indonesia. -2001.- 17-19 April. SPE 68680.

47. Choi Michael S. LNG for Petroleum Engineers / Michael S. Choi // SPE Annual Conference and Exhibition, Florence, Italy. -2010.-19-21 September. SPE 133722.

48. Chronology of Events [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.oilandgasdirectory.com/company/20-21 ADGAS.pdf.

49. ConocoPhillips. Liquefied Natural Gas. Optimized Cascade Process [Электронный ресурс] // Режим доступа: www.LNGlicensing.conocophillips.com.

50. Construction of LNG tanks, Qalhat / Oman [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.dywidag-systems.com/references/tanks/details-tanks/article/lng-tanks-qalhat-oman.html.

51. Construction of the Largest Natural Gas Liquefaction Plant in Europe near Hammerfest, Norway [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.Hnde-le.de/lng-plants.php.

52. De Fraissinette С., El Komy O.F., Piquet F. Debottlenecking of Acid Gas Removal Units / С. de Fraissinette, О.F. El Komy, F. Piquet // Middle East Oil Technical Conference and Exhibition, Bahrain. - 1985. - March 11-14. SPE 13728.

53. Design of a Typical LNG Plant for South-Pars Gas Field [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.ripi.ir/congress 12/design%20ofi/o20typical.pdf.

54. Dorozhkin Vsevolod. Development of the Technologies and Technical Means for Production, Transportation and Storage of the Liquefied Natural Gas (LNG) / Rim Teregulov, Vsevolod Dorozhkin // 39th Annual ICOHTEC Meeting. - Barcelona, Spain. - 2012. - 10-14 July. - P.66.

55. Economides Michael J., Wood David A. The state of natural gas / Michael J. Economides, David A. Wood // Journal of Natural Gas Science and Engineering. -2009. - Volume 1, Issues 1-2, July. - Pages 1-13.

56. El-Roubi E.Y., Kermani В., Nasif M. Selim. The Impact of Chloride Contamination From Leaking Heat Exchanger Tubes on Plant Materials of Construction / E.Y. El-Roubi, B. Kermani, M. Selim Nasif // Abu Dhabi Petroleum International Exhibition and Conference, Abu-Dhabi. - 2006. - 5-8 November. SPE 101411.

57. Engebretsen Halvor, Fossan Björn, Nesse Steinar. EIA for the worlds' northernmost LNG plant, the Snohvit project in an environmental sensitive area at 71°N / Halvor Engebretsen, Bjorn Fossan, Steinar Nesse // SPE international Conference on Health, Safety and Environment in Oil and Gas Exploration and Production, Kuala Lumpur, Malaysia. - 2002. - 20-22 March. SPE 74027.

58. Estublier Audrey, Lackner Alf S. Long-term simulation of the Snohvit C02 storage / Audrey Estublier, Alf S. Lackner // Energy Procedia. - 2009. - Volume 1, Issue 1, February. - Pages 3221-3228.

59. Fact sheet. A new generation of LNG ships [Электронный ресурс] // Режим доступа:

http://www.qatargas.com/uploadedFiles/QatarGas/Media_Center/Publications/New-LNG-ships-fact-sheet-Mav-2008.pdf.

60. Feldman Marvin. Economic Analysis of Kenai LNG Export [Электронный ресурс] / Marvin Feldman // 2007. - January. - Режим доступа: http://www.fossil.energy.gov/programs/gasregulation/authorizations/2007_Applications /Appendix_C.pdf.

61. Field Alex. Driving LNG Supply and Demand / Alex Field // LNG Industry. -2012. - Winter. - Pages 10-16.

62. Gilchrist Robert. Lightering the Load / Robert Gilchrist // Offshore Technology Conference, Houston, Texas, USA. - 2008. - 5-8 May. OTC 19396.

63. Gourmelon J.Y. Marine support to offshore LNG terminals / J.Y. Gourmelon // Offshore Technology Conference, Houston, Texas, USA. - 2008. - 5-8 May OTC 19337.

64. Gudmestad О. Т., Vindstad J.E., others. Statoil's R&D efforts related to development of oil and gas fields on the arctic shelf / О. T. Gudmestad, J.E. Vindstad, others // Arctic Shelf Oil & Gas Conference 2004, Geology, Infrastructure And

Economy Of The Arctic Shelf Oil And Gas Resources Development. - 2004. - 17 September.

65. Hagerup Odd, Olsen Stein. Corrosion control by pH stabilizer, materials and corrosion monitoring in a 160 km multiphase offshore pipeline / Odd Hagerup, Stein Olsen // NACE International, Corrosion 2003, San Diego, California, USA. - 2003. -March. Paper 03328.

66. Harrison M.C., Campbell P., Coelho F.M., Grecco C., Ikeocha C., Wang X.T., Economides M.J.. Overcoming Limitations Toward Energy Supremacy / M.C. Harrison, P. Campbell, F.M. Coelho, C. Grecco, C. Ikeocha, X.T. Wang, M.J. Economides // SPE Annual Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA. - 2006. - 24-27 September. SPE 102061.

67. Hartley Peter R., Brito Dagobert L.. Using Sakhalin Natural Gas in Japan [Электронный ресурс] / Peter R. Hartley, Dagobert L. Brito // The James A. Baker III Institute for Public Policy of Rice University. - 2001. - November. - Режим доступа: http://iis-db.stanford.edu/evnts/3917/Baker Sakhalin LNG.pdf.

68. Haug Atle, Eie Rolf, Sandvik Knut. Offshore Concrete Structures for LNG facilities - New Developments / Atle Haug, Rolf Eie, Knut Sandvik // Offshore Technology Conference, Houston, Texas, USA. - 2003. - 5-8 May. OTC 15302.

69. Homji Cyrus B. Meher, Hattenbach Tim, Messersmith Dave, others. World's first application of aeroderivative gas turbine drivers for the Conocophillips optimized cascade LNG process [Электронный ресурс] / Cyrus В. Meher Homji, Tim Hattenbach, Dave Messersmith, others // Bechtel Technology Journal. - 2008. -Volume 1, Number 1, December. - Pages 1-16. - Режим доступа: http://www.bechtel.com/assets/files/TechJournal/QGC%2001%20Aeroderivative%20G as%20Turbine%20Final.pdf.

70. Hong Yong-Pyo, Wada Yojiro, Choi Yong-Ho, Kim Se-Eun. An Experimental and Numerical Study on the Motion Characteristics of Side-by-Side Moored LNG-FPSO and LNG carrier / Yong-Pyo Hong, Yojiro Wada, Yong-Ho Choi, Se-Eun Kim // International Offshore and Polar Engineering Conference, Osaka, Japan. - 2009. - June 21-26.1-09-345.

71. Howard J.L., Andersen P.G., Kvamsdal R. Advantages of building LNG liquefaction/storage plants on floating barges / J.L. Howard, P.G. Andersen, R. Kvamsdal // Offshore Technology Conference, 11th Annual OTC, Houston, Texas, USA. - 1979. - April 30 - May 3. OTC3640.

72. Javanmardi J., Nasrifar Kh., Najibi S.H., Moshfeghian M. Feasibility of transporting LNG from South-Pars field to potential markets / J. Javanmardi, Kh. Nasrifar, S.H. Najibi, M. Moshfeghian // Applied thermal engineering. - 2006. -Volume 26, Issue 16, November. - Pages 1812-1819.

73. Johnston Daniel. Russia - Tough Investment Environment [Электронный ресурс] / Daniel Johnston // Petroleum Accounting and Financial Management Journal. - 2008. - Summer. - Режим доступа: www.danieljohnston.com.

74. Kellas Graham, Mackenzie Wood. Comparison of LNG Contractual Frameworks and Fiscal Systems / Graham Kellas, Wood Mackenzie // SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium, Dallas, Texas, USA. - 2003. - 5-8 April. SPE 82023.

75. Kenai Peninsula Borough Resolution 2010-034 [Электронный ресурс] // Режим доступа:

http://www2.borough.kenai.ak.us/AssemblvClerk/Assemblv/Resolutions/2010/R2010-034.pdf.

76. Key Technologies for Mitsubishi LNG Carrier - Now and in the Future [Электронный ресурс] // Mitsubishi Heavy Industries, Ltd., Technical Review. -2007. - Vol. 44 No. 3, September. - Режим доступа: http://www.mhi.co.ip/technology/review/pdf/c443/e443002.pdf.

77. Klinkenbijl J.M., Dillon M.L., Heyman E.C. Gas Pre-treatment and their impact on liquefaction processes [Электронный ресурс] / J.M. Klinkenbijl, M.L. Dillon, E.C. Heyman // GPA Nashville ТЕ meeting. - 1999. - 2nd March. - Режим доступа: http://www.ipt.ntnu.no/~isg/undervisning/naturgass/dokumenter/GasPreTreatment.pdf.

78. Lanquetin В. More than 30 Years' Experience with F(P)SO and Offloading Technologies / B. Lanquetin // International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar.-2005.-November21-23. IPTC 10901.

79. Li YongLiang, Wang Xiang, Ding Yulong. An optimal design methodology for large-scale gas liquefaction [Электронный ресурс] / YongLiang Li, Xiang Wang, Yulong Ding // Applied Energy. - 2012. - Режим доступа: http://dx.doi.Org/l 0.1016/j.apenergy.2012.04.040.

80. Liquefaction Focuses on Flexibility [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.offshorc-technology.com/features/featurel 518.

81. Liquefaction of Natural Gas [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.linde-engineering.com/en/process_plants/liquefied_natural_gas/index.html.

82. Liquid expanders in LNG liquefaction plants [Электронный ресурс] // World Pumps. - 2002. - August. - P. 16. - Режим доступа: www.worldpumps.com.

83. LNG Technology [Электронный ресурс] // Режим доступа: www.linde.com.

84. Mackenzie Douglas H., Prambil Francis Chiraka, Daniels Christina A., Bullin Jerry A.. Design & Operation of a Selective Sweetening plant using MDEA / Douglas H. Mackenzie, Francis Chiraka Prambil, Christina A. Daniels, Jerry A. Bullin // Energy Progress. - 1987. - March. - Pages 31-36.

85. Maldal Т., Tappel I.M. C02 underground storage for Snohvit gas field development / T. Maldal, I.M. Tappel // Energy. - 2004. - Volume 29, Issues 9-10, July-August. - Pages 1403-1411.

86. McLachlan Greg, etc. Efficient production of LNG from the Oman LNG project / Greg McLachlan, etc. // Gastech. - 2002. - Режим доступа: http://www.ivt.ntnu.no/ept/fag/teD4215/innhold/LNG%20Conferences/2002/Papers/Mc Lachlan-Vink paper.pdf.

87. MDEA proven technology for gas treating systems [Электронный ресурс] // Режим доступа: www.e-organicChemicals.com.

88. Mills Scott and others. Challenges to reduce gas flaring at Oman LNG / Scott Mills and others // Middle East and North Africa Forum on Flaring Reduction & Gas Utilization, Muscat. - 2010. - 10-11 May. - Режим доступа: http://www.menaflaringforum.org/docs/l-OLNG Flaring_May_2010-Scott Mills.pdf.

89. Mohamed Egab A., Manicka Vasagam, Prafull Pandav. Change in Liquid Splitter Operation - Averted Environmental Flaring / Egab A. Mohamed, Vasagam Manicka,

Pandav Prafull // Abu Dhabi Petroleum International Exhibition and Conference, Abu-Dhabi. - 2006. - 5-8 November. SPE 100845.

90. Mokhatab S., Economides M.J. Onshore LNG Production Process Selection / S. Mokhatab, M.J. Economides // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA. - 2006. - 24-27 September. SPE 102160.

91. Mokhatab Saeid, Рое William A. Handbook of Natural Gas Transmission and Processing / Saeid Mokhatab, William A. Рое // Gulf Professional Publishing. - 2012. -Pages 802.

92. Mokhatab Saied, Meyer Peter. Technology selection for gas processing units / Saied Mokhatab, Peter Meyer // Sulphur. - 2011. - July-August. - Pages 29-45.

93. Najibi H., Rezaei R., Javanmardi J., Nasrifar Kh., Moshfeghian M. Economic evaluation of natural gas transportation from Iran's South-Pars gas field to market / H. Najibi, R. Rezaei, J. Javanmardi, Kh. Nasrifar, M. Moshfeghian // Applied thermal engineering. - 2009. - Volume 29, Issue 10. - Pages 2009-2015.

94. Negrescu M. Economic Modeling of an Oil and Gas Project Involving Carbon Capture and Storage - Snohvit LNG Field / M. Negrescu // EAGE 69th Conference & Exhibition, London, UK. - 2007. - 1 l-14th of June. SPE 107430.

95. Noble Peter G. A Short History of LNG Shipping / Peter G. Noble // Texas Section - SNAME. - 2009. - February 10th.

96. O'Meara J.E., Yarwood D.J. Remote Drilling Operations Offshore Sakhalin Island, Russia / J.E. O'Meara, D.J. Yarwood // IADC, SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana. - 1996. - 12-15 March. IADC/SPE 35090.

97. Oil and gas processing plant design and operation training course. Gas sweetening processes [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.pogc.ir/Portals/0/news/890623-2.pdf.

98. Oman LNG [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://en.wikipedia.org/wiki/Oman LNG.

99. Oman LNG [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.omanlng.com/.

100. Omidvar Hedayat. Prospect of Iran Natural Gas Export Projects [Электронный ресурс] / Hedayat Omidvar // India Oil & Gas Review Summit (IORS). - 2011. -Режим доступа: http://rpc-moscow2011 .ru/katalog/eng/kongress/s2/omidvar.pdf.

101. On Track at Kenai's LNG Plant [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.thcfreelibrarv.com/Qn+Track+at+Kenai's+LNG+Plant.-a059711668.

102. Osment F.C., Morrow R.M., Craig R.W. Petroleum geology and development of the Cook Island inlet basin of Alaska / F.C. Osment, R.M. Morrow, R.W. Craig // World Petroleum Congress. - 1967. 12113.

103. Over 25% of Global LNG originates from Qatar [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.qatarisbooming.com/2011/06/19/OVER-25-OF-GLOBAL-LNG-ORIGINATES-FROM-OATAR/.

104. Petropars Ltd. [Электронный ресурс] // Режим доступа: www.petropars.com.

105. Pillarella Mark, Liu Yu-Nan, Petrowski Joseph, Bower Ronald. The C3/MR liquefaction cycle: versatility for a fast growing, ever changing LNG industry / Mark Pillarella, Yu-Nan Liu, Joseph Petrowski, Ronald Bower // NTNU LNG conference. -2007. Paper PS2-5. http://www.ivt.ntnu.no/ept/fag/tep4215/innhold/LNG%20Conferences/2007/fscommand /PS2 5 Pillarella s.pdf.

106. Pratt M.D., Onder A. Qatargas 2 - Leading the way in Clean LNG Train Technology / M.D. Pratt and A. Onder // International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar. - 2009. - 7-9 December. IPTC 13707.

107. Price Brian C., Hoffart Shawn D. Diversifying LNG Supply / Brian C. Price, Shawn D. Hoffart // LNG Industry. -2012. - Summer. - Pages 27-32.

108. Process modeling and comparison study of acid gas removal unit by using different aqueous amines [Электронный ресурс] // Universiti Malaysia Pahang. -2011. - April. - Режим доступа: http://umpir.ump.edu.mv/3224/l/CD5665 FLORENCE WEDNNA.pdf.

109. Qalhat LNG First Cargo Leaves Oman - World Class Project completed ahead of Schedule [Электронный ресурс] // Press release. - 2005. - 13th December. - Режим доступа: http://qalhatlng.com/pdf/qalhat_lng 01 .pdf.

110. Qatar gas III and IV LNG Project, Qatar [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://vvww.hvdrocarbons-technology.com/proiects/.

111. Qatargas official site [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.qatargas.com/.

112. Qatargas to lead jetty boil-off gas recovery project - A major environmental initiative // The Pioneer, the magazine of Qatargas operating company limited. - 2011. - Issue 133, August. - Pages 4-5.

113. Qatargas, Rasgas, Dolphin: among the largest gas projects in the world [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.unidro.com/ita/pdf/Unidro%20in%20Qatar.pdf.

114. Sakhalin II Crude Oil and Liquefied Natural Gas, Russian Federation [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.hydrocarbons-technology.com/proiects/sakhalin2/.

115. Sakhalin II project [Электронный ресурс] // Режим доступа: www.sakhalin.environment.ru.

116. Sakhalin-2 Phase 2 Project Environmental Audit of LNG Plant [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.sakhalinenergy.rU/en/documents/2 IEC Site Visit Report Oct 2011 A1 ,p df-

117. Sakhalin-2 Project [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.sakhalinenergv.com/en/.

118. Snapshot of Nakilat [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.nakilat.com.qa/English/aboutus/snapshots.html.

119. Snohvit LNG Export Terminal, Melkoya Island, Norway [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.hydrocarbons-technology.com/proiects/snohvit-lng/.

120. Snohvit LNG Project [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://wikimapia.org/55951/Sn7hvit-LNG-Proiect.

121. Soderbergh Bengt, Jakobsson Kristofer, Aleklett Kjell. European energy security: The future of Norwegian natural gas production / Bengt Soderbergh, Kristofer

Jakobsson, Kjell Aleklett // Energy Policy. - 2009. - Volume 37, Issue 12, December. -Pages 5037-5055.

122. Sonne T.R., Bomba P.E., Bomba J.G. Critical parameters for LNG marine terminal site selection / T.R. Sonne, P.E. Bomba, J.G. Bomba // Offshore Technology Conference, Houston, Texas, USA. - 2008. - 5-8 May. OTC 19658.

123. Stegenga Sander, Рек Barend. Floating LNG - Groundbreaking Innovation Becoming a Reality / Sander Stegenga, Barend Рек // International Petroleum Technology Conference, Bangkok, Thailand. - 2012. - February 7-9. IPTC 15494.

124. Sund Karen, Talvescu Dragos. Liberating LNG / Karen Sund, Dragos Talvescu // LNG Industry. - 2012. - Winter. - Pages 37-40.

125. Survey and down-selection of acid gas removal systems for the thermochemical conversion of biomass to ethanol with a detailed analysis of an MDEA system [Электронный ресурс] // National Renewable Energy Laboratory (NREL). - 2009. -March-September. - Режим доступа: http://www.nrel.gov/docs/fVl losti/50482.pdf.

126. Swatton M.J.R., van Soest-Vercammen E., Nagelvoort Klein. Innovation and Integration in LNG Technology Solutions / M.J.R. Swatton, E. van Soest-Vercammen, Klein Nagelvoort // International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar. -2009. - 7-9 December. IPTC 13464.

127. Switching to ADIP-X or Sulfinol-X [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://s09.static-

shell.com/content/dam/sheH/static/globalsolutions/downloads/services/switching-to-adipxorsulfinolx.pdf.

128. Tezuka Noboru. Challenges for offshore energy around Japan: Sakhalin and Methane Hydrates / Noboru Tezuka // International Offshore and Polar Engineering Conference, Kitakyushu, Japan. - 2002. - May 26-31.1-02-002.

129. The long road to LNG [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.statoil.com/en/OurOperations/pipelines/Documents/veien til lng eimelsk enkel.swf.

130. The Oman LNG story [Электронный ресурс] // World Gas Conference, Amsterdam. - 2006. - June. - Режим доступа:

httr)://wwvv.iGU.org/htiril/wgc2006pres/data/\vgcppt/pdf/PGC%20Proprairime%20Com

mittees/PGC%20D/How%20vvill%2QLNG%20facilities%20respond%20to%20the%20c

hallenges%20of%20new%20LNG%20markets/Thc%20Qman%20LNG%20story.pdf.

131. Unni Visakh S. Natural Gas Reserves in the Middle East and India as its Market with Promising LNG Technology for Transportation / Visakh S Unni // Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia. - 2011. - 20-22 September. SPE 145498.

132. Wadahl Anders, Christiansen Per. LNG FPSO based on Spherical Tanks / Anders Wadahl, Per Christiansen // Offshore technology conference, Houston, Texas. - 2002. -6-9 May. ONC 14095.

133. Wagner Ulrich. Sulfur Management in Natural Gas Treating Plants: The state-of-the-art approach for LNG Plants [Электронный ресурс] / Ulrich Wagner // 12th International Oil, Gas and Petrochemical Congress, Iran. - 2004. - February. - Режим доступа: http://www.ripi.ir/congress 12/sulfur%20management.pdf.

134. Weil Gordon L. Kenai Peninsula Report [Электронный ресурс] / Gordon L. Weil // Режим доступа: http://www■haфswelI■info/frwds/flles/kenai-report.htm■

135. Whitson C.H., Kuntadi A. Khuff Gas Condensate Development / C.H. Whitson, A. Kuntadi // International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar. - 2005. -21-23 November. IPTC 10692.

136. Widdershoven Cyril. Rocking the Boat / Cyril Widdershoven // LNG Industry. -2012. - Summer. - Pages 22-26.

137. Wood David, Mokhatab Saeid, Economides Michael J. Offshore Natural Gas Liquefaction Process and Development Issues / David Wood, Saeid Mokhatab, Michael J. Economides // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, USA. - 2007. - 11-14 November. SPE 109522.

138. World's LNG liquefaction Plants and Regasification Terminals [Электронный ресурс] // Global LNG Database. - 2013. - November. - Режим доступа: http://www.globallnginfo.com/Introduction.htm.

139. Zhao W.H., Yang J.M., Hu Z.Q., Wei Y.F. Recent developments on the hydrodynamics of floating liquid natural gas (FLNG) / W.H. Zhao, J.M. Yang, Z.Q. Hu,

Y.F. Wei // Ocean Engineering. - 2011. - Volume 38, Issues 14-15, October. - Pages 1555-1567.

\