1. Oil & Gas Journal Russia22
Сахалин
Газ играет все более возрастаю-
щую роль в мировых энергетиче-
ских поставках как в России, так
и за рубежом. В то же время газ
в нашей стране объявлен стратеги-
ческим товаром, геополитическим
энергоресурсом, во многом опре-
деляющим место России в мире.
Для поддержания и реализации
этой стратегии необходимо нара-
щивать не только добычу, но и экс-
порт газа, при этом не забывая
о нуждах собственного внутренне-
го потребления.
Реализация шельфовых проек-
тов, в том числе сахалинских, с при-
менением инновационных техно-
логий добычи, плавучего сжиже-
ния, транспортировки может суще-
ственно помочь в достижении этой
цели.
Традиционная схема
Традиционная СПГ-схема пред-
полагает следующую технологи-
ческую цепочку: добыча газа –
транспортировка газа на берег
по подводному трубопроводу –
сжижение на берегу – хране-
ние СПГ в резервуарах – отгруз-
ка в СПГ-перевозчики (газо­возы) –
перевозка СПГ – разгрузка на
регазификационных терминалах.
Рассмотрим концептуально каж-
дый из перечисленных этапов тра-
диционной схемы производства и
доставки потребителям СПГ.
Добыча газа укрупненно вклю-
чает в себя следующие основные
этапы:
 проведение геологических
и геофизических исследований
морского дна;
 сейсморазведка со сбором,
обработкой, отображением и интер-
претацией полученных данных
о залежи газа.
 планирование скважин;
 выбор буровой установки;
 бурение оценочных, разве­
дочных, эксплуатационных и т. д.
скважин;
 выбор системы разработки
месторождения (в России это тради-
ционно платформы);
 строительство платформы;
 транспортировка опорного
блока и верхних строений на место;
 конечное обустройство место-
рождения;
 по окончании жизненного
цикла месторождения – демонтаж
платформы;
 экологические вопросы.
Транспортировка газа на берег
по подводному трубопроводу:
 анализ, исследование морско-
го дна потенциального маршрута
трубопровода (рельеф, геология дна
и режимы течения);
 выбор оптимального маршру-
та прокладки трубопровода;
 выбор баржи-трубоукладчика;
 прокладка трубопровода;
 эксплуатация трубопровода;
 система мониторинга трубо-
провода.
Сжижение на берегу – строи-
тельство завода по сжижению при-
родного газа.
Хранение СПГ в резервуарах –
возведение резервуарного парка.
Отгрузка в СПГ-перевозчики
(газовозы) – строительство отгру-
зочных причалов.
Перевозка СПГ – транспорти-
ровка СПГ в газовозах.
Разгрузка на регазификацион-
ных терминалах – строительство
регазификационных терминалов
(при транспортировке в Россию).
Отечественная практика показы-
вает, что продолжительность строи-
тельства всех сооружений для тради­
ционной концепции СПГ составля­
ет минимум 5 лет. Если добавить
административные вопросы, а также
получение всех разрешений, согла-
сований, то по времени эта цепочка
может растянуться еще на 1–2 года.
FLNG концепция
Теперь рассмотрим ту же цепочку,
только оптимизированную в FLNG-
концепцию: добыча газа со сжи-
жением на борту – отгрузка непо-
средственно на СПГ-перевозчики
(газовозы) – перевозка СПГ – раз-
грузка на регазификационных тер-
миналах.
Добыча газа со сжижением
на борту осуществляется с помо-
Сжижение природного газа на плаву
Концепция плавучего сжижения природного газа (Floating Liquefaction of Natural
Gas, FLNG) в общем виде представляет собой разработку шельфовых газовых
месторождений с применением плавучих добычных установок (Floating Production
Units) и последующим сжижением газа на борту суда. Применение данной технологии
позволяет обеспечить газоснабжением отдаленные прибрежные районы, особенно
с неразвитой транспортной инфраструктурой, существенно сократить расходы
на обустройство месторождения, минимизировать экологические и коммерческие
риски, а также использовать передовые технологии при работе на шельфе.
Алексей Воротнев
Алексей Воротнев – менеджер
московского представительства компании
Norwegian Partners Marine AS. Область
профессиональных интересов – мировая
экономика, инвестиционный менеджмент,
энергетическая безопасность.

2. Июль-август 2009 23
СПГАКЦЕНТ НОМЕРА
щью подводных эксплуатацион-
ных (добычных) систем (см. рис. 1)
(оборудование компании FMC
Technologies, Aker Solutions) и пол-
ностью автоматизированной систе-
мы управления месторождением
(система «умного» месторождения
с интегрированным контролем про-
цесса управления и систем безопас-
ности, подводным наблюдением,
управлением потоками, манифоль-
дами, турелью, ледовым монито-
рингом, навигацией, спутниковым
контролем, моделирующей систе-
мой и т. д. (компания Kongsberg
Maritime)). Это позволяет использо-
вать меньше персонала на плавучем
модуле при технологических про-
цессах.
Сжижение на борту добычно-
го судна осуществляется с приме-
нением технологического оборудо-
вания производительностью от 1 до
3 млн тонн СПГ в год. Строитель-
ство завода на берегу не требуется.
С разработками в данной области
можно отметить компании Kanfa
Aragon, Hamworthy.
Кроме того, среднее время
поставки плавучего модуля варьи-
руется от 30 до 40 месяцев с момен-
та подписания контракта. Срок экс-
плуатации – 25 лет. В этом сег-
менте можно выделить компании
BW Offshore, Golar LNG, Hoegh
LNG, Flex LNG, Sevan Marine,
Knutsen. В строительстве платформ
в России встречаются как поло-
жительные примеры (Астрахан-
ский Корабел – месторождение им.
Ю. Корчагина, Амурский судостро-
ительный завод – Сахалин-2), так и
отрицательные (Севмаш – Прираз-
ломная).
По мере истощения месторож-
дения отпадает необходимость
в демонтаже эксплуатационной кон-
струкции (например, платформы).
Модуль отшвартовывается и может
самостоятельно перемещаться как
на новое месторождение, так и при
необходимости в доки.
Отгрузка непосредственно на
СПГ-перевозчики (газовозы) в мор-
ских условиях возможна с приме-
нением технологии Amplitude-LNG
loading system компании Technip.
Эта система амплитудной загруз-
ки сжиженного природного газа,
которая позволяет перекачивать его
в динамических условиях морско-
го волнения. Ее разработка стала
возможной благодаря внедрению
новых гибких сверхпрочных крио-
генных трубопроводных систем.
Отгрузка непосредственно на
газавозы позволяет избежать про-
кладки трубопровода до берега.
Перевозка СПГ. Транспорти-
ровку сжиженного природного газа
можно осуществлять как традици-
онными газовозами, так и LNGRV –
газовозами с регазификационным
оборудованием на борту.
Разгрузка на
регазификацион-
ных терминалах.
Применение LNGRV
оправданно при
перевозке СПГ в те
районы, где не раз-
вита традиционная
береговая регазифи-
кационная инфра-
структура, что для
России очень акту-
ально. Выносные
приемные терми-
налы СПГ – ключ
для решения этих
проблем. Основные
преимущества: минимальное бере-
говое и шельфовое пространство
для монтажа системы, минимальное
воздействие на окружающую среду,
возможность передислокации, отно-
сительно низкая стоимость по срав-
нению с береговыми терминалами,
использование в суровых климати-
ческих условиях.
Степень готовности компонент
Добыча газа со сжижением
на борту уже много лет успешно
применяется при разработке шель-
фовых месторождений. Достаточ-
но сказать, что начиная с середи-
ны 90-х прошлого века технологии,
например, компании FMC исполь-
зуется ведущими нефтегазовыми
компаниями (Total, BP, StatoilHydro,
Chevron, Shell) на шельфе морей
Западной Африки и Египта (8 про-
ектов), АТР (14), Южной Америки
(16), в Мексиканском заливе (27) и
Северном море (43).
Отгрузка СПГ в условиях мор-
ского волнения в газовозы до не­­
давнего времени была невозможна.
Однако последняя разработка ком-
пании Technip – Amplitude-LNG
loading system – решает эту про-
блему. Данная технология отмече-
на специальным дипломом юбилей-
ной 40-й конференции ОТС-2009
(Offshore Technology Conference),
проведенной 4–7 мая 2009 года
в Хьюстоне. Ее внедрение обеспе-
чит значительный вклад при реали-
зации шельфовых проектов.
Транспортировка СПГ на газо-
возах уже много лет успешно реа-
Рисунок 1
FLNG-модуль компании Flex LNG
Рисунок 2
STL-буй компании APL для выносных приемных терминалов
Источник:www.apl.no
Источник:www.flexlng.com

3. Oil & Gas Journal Russia24
Сахалин
лизуется. Только на сегодняшний
день эксплуатируется на морских и
океанских маршрутах 67 газовозов
LNG и ведется строительство еще
20 таких судов.
Технология разгрузки СПГ
на регазификационных терминалах
также успешно воплощена в прак-
тику. В настоящее время построе-
но более 40 плавучих систем по тех-
нологии LNGRV. В качестве при-
мера можно привести компа-
нии Excelerate Energy и Advance
Production and Loading (APL), реа-
лизововавшие проект Energy Bridge
в Мексиканском заливе (см. рис. 2).
Причем разгрузка СПГ осуществля-
лась с LNGRV-судна Excelsior компа-
нии Excelerate Energy на выносной
терминал компании APL во время
урагана «Катрина». При этом все
технологические операции были
выполнены без сбоя.
Для Сахалина
Применение плавучего модуля сжи-
жения, например, на севере Сахали-
на (проекты Сахалин-4, Сахалин-5)
позволит осуществить дополни-
тельные поставки сжиженного
газа в Камчатский край или Мага-
данскую область. Строительство
выносного терминала в Магадан-
ском порту или терминала на Кам-
чатке для врезки в строящийся газо-
провод Соболево – Петропавловск-
Камчатский в комбинации с суда-
ми LNGRV может оказать сущест­
венное влияние на социально-
экономическое развитие не только
этих регионов, но и всего Дальнего
Востока России в целом на ближай-
шие десятилетия.
Экономика FLNG-проектов
Исследования компании ABB
Lummus Global показывают, что
разработка месторождений с запа-
сами газа от 0,5–5 трлн куб. футов
(14–140 млрд м3
) на основе при-
менения концепции FLNG являет-
ся рентабельной. Такими запаса-
ми по состоянию на 2007 год обла-
дают 1309 мировых месторождений.
По мере развития техники и техно-
логий в области плавучего сжиже-
ния природного газа верхняя грани-
ца (140 млрд м3
) потенциально рен-
табельных извлекаемых запасов
будет постоянно расти.
Заключение
Реализация FLNG концепции сулит
следующие преимущества:
 оптимизацию традиционной
СПГ-цепочки;
 сокращение времени ввода в
эксплуатацию газовых месторожде-
ний на шельфе;
 возможность перемещения
FLNG-судов на новые месторож-
дения, а также их передислокации
при возникновении чрезвычайных
ситуаций.
 сокращение времени постав-
ки основных компонент FLNG-
системы (до 30–40 месяцев);
 увеличение срока эксплуата-
ции (до 25 лет) и производительно-
сти (от 1 до 3 млн тонн СПГ в год);
 возможность поставки газа
в отдаленные районы с неразвитой
регазификационной инфраструк-
турой.
 экономическую привлека­
тельность;
 гибкость при принятии
ре­шений;
 применение инновационных
технологий.
К минусам этой концепции
необходимо отнести то обстоятель-
ство, что в мире еще не запущен ни
один FLNG-проект. Однако несмот­
ря на это, упомянутые выше компа-
нии активно занимаются разработ-
ками в этой области, и нет сомне-
ний, что в ближайшем будущем
мы сможем увидеть первый проект
по плавучему сжижению природно-
го газа (хотелось бы в России), тем
более что вся необходимая техноло-
гическая база для этого есть.
Литература
1. Леффлер Уильям Л., Паттароззи Ричард А., Стерлинг Гордон –
Глубоководная разведка и добыча нефти / Пер. с англ. – М.: ЗАО
«Олимп-Бизнес», 2008. – 272 с.
2. Мстиславская Л. П. – Нефть и газ от поисков до переработки. –
М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. – 312 с.
3. Хайн Норман Дж. – Геология, разведка, бурение и добыча
нефти / Пер. с англ. – М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2008. – 752 с.
4. Alan Kennett - Evaluation of Process Systems and Concepts for
Floating LNG Production Units, 2008. – www.costain-floating-lng.com
5. Douglas – Westwood – Offshore Business Prospects, 2009. –
www.dw-1.com