Содержание к диссертации
Введение
1 Становление и развитие производства сжиженного природного газа (СПГ) 6
1.1 Основные этапы становления СПГ-индустрии 6
1.2 Рынок СПГ к началу XXI века 16
2 Развитие технологий производства сжиженного природного газа 20
2.1 Физико-химические свойства СПГ 20
2.2 Технологии сжижения природного газа 25
3 Хранение СПГ 69
3.1 Краткая история СПГ хранилищ 69
3.2 Предпосылки низкотемпературного хранения СПГ 77
3.3 Вертикальные наземные цилиндрические изотермические резервуары 78
3.3.1 Вертикальный наземный изотермический резервуар мембранной конструкции 79
3.3.2 Резервуары с замкнутой наружной оболочкой 83
3.3.3 Фундамент наземных изотермических резервуаров 86
3.3.4 Внешняя и внутренняя стенка наземных изотермических резервуаров 88
3.3.5 Крыша наземных изотермических резервуаров 90
3.3.6 Теплоизоляция 94
3.3.7 Сооружение изотермических резервуаров 101
3.4 Исследования по изучению физических особенностей и способов предотвращения стратификации СПГ в изотермических резервуарах 115
4 Транспорт природного газа 127
4.1 Развитие танкерного флота для перевозки СПГ 127
4.2 Трубопроводный транспорт СПГ 143
5 Приемный терминал 151
Выводы и рекомендации 159
Список использованных источников 160
- Основные этапы становления СПГ-индустрии
- Технологии сжижения природного газа
- Вертикальный наземный изотермический резервуар мембранной конструкции
- Развитие танкерного флота для перевозки СПГ
Введение к работе
Актуальность работы. В настоящее время, в связи с ростом
энергопотребления и постоянным увеличением цен на энергоносители во
всем мире, в особенности в высокоразвитых странах, таких как Япония,
США, страны Западной Европы, для России становятся актуальными
вопросы строительства заводов СПГ и экспорта сжиженного газа в эти
страны. Россия обладает самым большим шельфом в мире, с огромными
запасами нефти и газа. Уже долгое время ведутся споры о вариантах
разработки месторождений арктического шельфа (Штокмановского), а также
месторождений Ямала (Харасавэйского), и все чаще рассматриваются
варианты строительства заводов сжижения газа и продажи СПГ. Размеры
арктических шельфовых месторождений позволяют рассчитывать на
долгосрочную добычу углеводородов, что важно для СПГ-проектов. С
вводом завода СПГ расширится география поставок российского газа как
топлива и сырья для нефтехимии, увеличится рынок потребителей. При
транспорте газа в сжиженном виде не будет необходимости платить большие
пошлины за его транзит, как в случае трубопроводного транспорта. В плане
развития индустрии СПГ Россия имеет много преимуществ, но дело
осложняется тем, что у. нашей страны пока нет опыта производства и
эксплуатации объектов СПГ, не хватает нормативно-технической
документации и научной литературы в области криогенной техники. Вместе
с тем за рубежом в этой сфере накоплен большой опыт, и для развития СПГ-
промышленности в России необходимо его изучение и анализ, что
свидетельствует о своевременности и актуальности данной работы.
Целью работы является изучение и анализ зарубежного опыта и технологий производства, хранения и транспорта сжиженного природного газа с целью их дальнейшего использования в России на предприятиях газопереработки, нефтехимии и теплоэнергетики.
Научная новизна. Впервые проведен комплексный анализ технологий производства СПГ, выявлены их технико-экономические показатели и особенности использования для решения задач дальнего транспорта газа регулирования суточных и сезонных неравномерностей потребления газа, использования газа как сырья для нефтехимии.
Практическая значимость. Показана возможность применения существующих технологий производства и хранения СПГ в условиях России. Основные положения работы использованы в Уфимском государственном
нефтяном техническом университете при подготовке студентов по направлениям «Нефтегазовое дело» и «Нефтехимия».
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на:
- VIII Международной научной конференции «Современные проблемы
истории естествознания в области химии, химической технологии и
нефтяного дела»: Уфа - 2007;
- IV Международной учебно-научно-практической конференции
«Трубопроводный транспорт 2008». Уфа - 2008;
- Международной научно-технической конференции «Актуальные
проблемы технических, естественных и гуманитарных наук». Уфа - 2008.
Публикации и личный вклад автора. По теме диссертационной работы опубликовано 7 печатных работ, в том числе одна монография три статьи и три доклада.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, содержит 170 страниц машинописного текста, в том числе 11 таблиц, 76 рисунков, библиографический список использованной литературы из 119 наименований.
Основные этапы становления СПГ-индустрии
В 1873г. Британский химик Майкл Фарадей экспериментировал со сжатием различных газов, в том числе он пытался сжимать и природный газ. Параллельно с ним возможности сжатия газов изучал немецкий инженер Карл фон Линде, в том же 1873г. он сконструировал компрессорную охлаждающую машину. С момента изобретения первой холодильной установки до практического её применения для сжатия природного газа прошло около 40 лет. Первый в мире завод для получения, сжиженного природного газа начали строить в 1912 году в Западной Виржинии (США).
Первая партия сжиженного природного газа была получена в 1917 году. О сжижении природного газа стали серьезно думать после открытия в 20...30-х годах XX столетия в США крупных месторождений, расположенных вдали от городов. Опыта транспорта газа по дальним магистральным трубопроводам в тот период не было. По этой причине и начались исследования по сжижению газа для его перевозки по железным дорогам и в наливных судах. Но с развитием технологий трубопроводного транспорта о сжижении природного газа на некоторое время забыли. На основе экспериментов, проводившихся в 1937 году, первое крупномасштабное сжижение природного газа по технологии низких температур, или суперохлаждение, было произведено в Кливленде, штат Огайо в 1941. Был построен завод сжижения для покрытия суточных «пиковых» нагрузок потребления газа в зимнее время. Полученный сжиженный природный газ хранился в ёмкостях под атмосферным давлением. В 1944г. на заводе произошел пожар. Применяемые в то время хранилища не отвечали нормам безопасности. Резервуар был сооружен из углеродистой стали с низким содержанием никеля - 3,5%, ( по нормам содержание никеля должно быть 9%). Хранилища были сооружены недалеко от железнодорожных путей и завода по производству авиабомб (бомбы штамповались), как следствие большие вибрации. Все это привело к растрескиванию стенки хранилища, СПГ разлился, часть попала в систему канализации. Завод был построен в тесной, близости с жилой зоной. 4000 кубометров сжиженного газа вытекло, испарилось и вспыхнуло. При аварии погибло 128 человек, 400 было ранено. Тяжелая авария на единственной в мире установке задержала работы по производству жидкого метана. Использование природного газа в США в больших масштабах началось только после Второй Мировой Войны. В Европе промышленное использование природного газа началось несколькими годами позже, когда были открыты крупные месторождения газа в Западной Европе, Северном море. Развитая система магистральных газопроводов связала крупнейшие месторождения газа в Сибири с Западной Европой. Алжирский газ начал перекачиваться по трубопроводу через Средиземное море в Италию. Но многие страны, например Япония, Южная Корея, не могли пользоваться трубопроводными системами, так как в этом регионе не было крупных месторождений газа. С середины 1960-х гг. начинается промышленное производство сжиженного природного газа. Компания «Sonatrach» в Алжире была первым оператором, осуществившим проект сжижения природного газа в г. Арзеве, СПГ из Арзева первоначально транспортировался в Европейские страны и в США. Проекты и практика использования танкеров криогенного газа доказали, что они очень эффективны при транспортировке большого количества топлива с одного континента на другой. Еще одно преимущество СПГ, которое стало очевидным с развитием технологий транспорта и хранения сжиженного газа, - это то, что СПГ можно было использовать для регулирования пиков потребления газа. Развитию промышленности СПГ способствовало то, что крупнейшие нефтяные компании начали рассматривать вопросы энергосбережения. Газ обычно сжигался до начала 1960-х гг., как побочный продукт нефтедобычи. С этого момента времени, большая часть попутного газа начала собираться и использоваться для получения газоконденсата и газового топлива. Газоконденсат экспортировался как этан, пропан и бутан. Этан преимущественно использовался как сырье для нефтехимической промышленности, тогда как пропан и бутан в основном использовались в виде сжиженного нефтяного газа (СНГ) для производства моторного топлива и бытового топлива для сельской местности. Попутный газ часто поддерживал нефтехимическую промышленность в районах добычи. Он очень хорошо подходит для производства таких веществ как метанол и большого количества веществ на основе метанола. Это ключевой продукт для производства аммиака и азотной кислоты, на них основывается производство искусственных удобрений и многих родственных веществ. Бедный газ могли обратно закачивать в г нефтяной пласт, чтобы поддерживать необходимое давление в пласте и тем самым поддерживать нефтеотдачу пласта. Но с развитием криогенных технологий появилась возможность этот газ сжижать и продавать. После нефтяного кризиса в 1970-х гг. и резким ростом цен на энергоносители производство и продажа сжиженного природного газа стали рентабельны. Это дало большой толчок для развития СПГ-индустрии. Она становится отдельной самостоятельной отраслью мировой промышленности. В зарубежной практике создавались и функционировали комплексы в основном двух назначений: комплексы для организации межконтинентальных перевозок газа большой производительности (до 1000 т/ч СПГ) и большой емкостью резервуарного парка (до 300 тыс. м3 ); - комплексы для регулирования пиковых нагрузок газопотребления с малой производительностью (до 20 т/ч СПГ) с достаточно развитой системой хранения (объемом до 200 тыс. м3). Комплексы по производству СПГ для его использования в качестве моторного топлива, а также для газоснабжения мелких потребителей занимают промежуточное положение в зависимости от характера потребления, возможности резервирования топлива потребителем и продолжительности остановок установки сжижения.
Технологии сжижения природного газа
Концепция процесса «OmniSulf» заключает в себе несколько ключевых технологий. Кислые компоненты удаляются по технологии «MDEA» (фирма «BASF»). Далее очищенный газ направляется на установку «DMR», где с помощью цеолитов 13Х освобождается от влаги и меркаптанов (технология «Zeochem»). Если необходимо, далее газ поступает на очистку от ртути пропитанным активированным углем. Поглотитель «DMR» термически регенерируют через определенные интервалы времени. Из газа регенерации меркаптаны удаляются по технологии «Purisol» после чего газ без меркаптанов можно подать в топливную сеть. Все газовые потоки, содержащие серу, подают на установку Клауса, снабженную многоцелевой горелкой фирмы «Lurgi». Для повышения коэффициента извлечения серы установку Клауса дополняют установкой очистки отходящих газов (технология «Lurgi»). Получаемую жидкую серу дегазируют по технологии «AQUISULF» снижая содержание H2S в ней до менее чем 0,001 %. Отбросные газы перед сбросом в атмосферу дожигают. Поскольку рынок серы насыщен, все большее распространение получает закачка кислых газов обратно в пласт. Концепцию «OmniSulf» можно сочетать с закачкой газа в пласт. После удаления большинства примесей природный газ, предназначенный для сжижения, должен быть сжат, охлажден и сжижен. Преобразование внутренней энергии в механическую при охлаждении осуществляется в основном одним из двух способов: либо сжатый газ подвергается расширению через отверстие (сопло), и его температура понижается вследствие эффекта Джоуля-Томсона, либо энергия отбирается путем совершения работы расширяющимся газом в двигателе. Для того чтобы перевести газ в жидкое состояние, его необходимо охладить ниже точки его кипения (температуры, при которой начинается конденсация газа при данном давлении). Для охлаждения газа должна быть отобрана тепловая энергия от сжатого газа либо охлаждающей водой, если это возможно, либо испаряющимся хладагентом, если температура отвода тепла ниже, чем окружающая температура. Так как охлаждающая вода или атмосферный воздух - это дешевые средств охлаждения, то каждый газ вначале охлаждается до комнатной температуры, прежде чем он попадает в теплообменник с конденсированным хладагентом. Сжижение газа возможно лишь при охлаждении его ниже критической температуры. При более высоких температурах газ не может быть превращен в жидкость, ни при каком давлении. Для сжижения газа при температуре, равной критической (Т = Ткр), давление его должно быть равно или быть больше критического, т. е. Р Ркр. При сжижении газа под давлением ниже критического (Р Ркр температура газа должна быть ниже критической. Охлаждение до -100С (173 К) принято считать умеренным, а ниже -100 С - глубоким. Для получения жидких промышленных газов (кислорода, азота, водорода, аргона, гелия, фтора и метана) требуется глубокое охлаждение, которое достигается следующими способами: 1)Изоэнтальпийным расширением сжатого газа (энтальпия і = const), т.е. дросселированием (использование эффекта Джоуля-Томсона); при дросселировании поток газа не производит какой-либо работы. 2)Изоэнтропийным расширением сжатого газа (энтропия S = const) с отдачей внешней работы; при этом получают дополнительное количество зо холода, помимо обусловленного эффектом Джоуля-Томсона, так как работа расширения газа совершается за счет его внутренней энергии. Изоэнтальпийное расширение сжатого газа используется только в аппаратах сжижения малой и средней производительности, в которых можно пренебречь некоторым перерасходом энергии. Изоэнтропийное расширение газа используется в аппаратах большой производительности. Комплексы сжижения природного газа, включающие установки сжижения газа, изотермические хранилища и регазификаторы, изначально рассматривались как эффективное средство регулирования пиковых нагрузок газопотребления. Впервые такие комплексы появились в США и Канаде. В 70-е годы XX века установки сжижения газа для целей резервирования газоснабжения начали сооружаться в Англии, Германии, Голландии, и других странах Западной Европы. Для сжижения газа в конце 70-х годов XX столетия применялись три основных цикла производства СПГ стандартный каскадный с использованием нескольких ступеней внешнего охлаждения; модифицированный каскадный, предусматривающий комбинированное охлаждение во внешнем контуре и самоохлаждение; расширительный, при котором отдача энергии происходит в процессе расширения газа находятся под высоким давлением и проходящего через турбину для совершения работы. На рисунке 2.9 показан типичный пятиступенчатый каскадный цикл охлаждения, при котором в качестве хладагентов используется пропан, этилен и метан. Температура в пропановом контуре может составлять например минус 3,9 и минус 34,5 С: в этиленовых испарителях - минус 67,8 и минус 84,5С; последний каскад обеспечивает понижение температуры до минус 159,5С.
Вертикальный наземный изотермический резервуар мембранной конструкции
В процессе предварительно очищенный природный газ охлаждают и конденсируют в многоступенчатом цикле со смешанным хладагентом - смесью азота с углеводородами (от метана до пентана). Хладагент сжимают в двухступенчатом компрессоре (1) - обычно это центробежная машина с турбоприводом, в зависимости от мощности установки. Смешанный хладагент высокого давления охлаждают (2) в главном теплообменнике (3), который обычно состоит из нескольких паяных алюминиевых теплообменников с ребристыми пластинами; холод в этот теплообменник поставляется смешанным хладагентом (4), возвращаемым с низким давлением. Далее переохлажденный хладагент расширяется и испаряется с выработкой холода. Жидкие фракции, выделившиеся при компрессии, охлаждаются отдельно (5) в главном теплообменнике, расширяются и испаряются, повышая этим общий КПД процесса. Природный газ охлаждают (6) в главном теплообменнике, после чего он входит в сепаратор углеводородов (7), где отделяются компоненты, которые,-если бы остались в газе, могли бы замерзнуть на следующих стадиях. На крупных установках этот сепаратор может быть заменен колонной -деметанизатором. Жидкие углеводороды, которые здесь выделяются, могут быть использованы в качестве дополнительного хладагента. Природный газ из сепаратора возвращается (8) в главный теплообменник, где он конденсируется и переохлаждается, отдавая теплоту хладагенту низкого давления. Переохлажденный СПГ далее дросселируется в двухступенчатой системе (9), откуда жидкость с давлением, близким к атмосферному, откачивают (10) в хранилище, а газ дросселирования выдается компрессором в систему топливного газа. Цикл со смешанным хладагентом часто является самым экономичным при получении СПГ, так как он сочетает разумные капиталовложения с малым потреблением энергии. Использование теплообменников с ребристыми пластинами позволяет спроектировать высокоэффективную установку. Так для установки мощностью 1,4 млн т/год достижимы суммарные капиталовложения (включая стоимость монтажа) 300 долл. на 1 т/год. Для небольших установок (снимающих пиковые нагрузки) экономичными могут быть детандерные циклы с азотом или метаном. Детан-дерные циклы могут быть также предложены для установок на морских платформах. Для достижения высокого КПД на установках базовой нагрузки оптимальным может быть каскадный цикл с несколькими индивидуальными хладагентами. Всего изготовлено 15 установок, в партнерстве с другими фирмами (шесть - на смешанном хладагенте, девять - детандерных). В процессе «АР-Х» фирмы «Air Products and Chemicals, Inc» (рисунок 2.19) используется сжиженный природный газ с заданными показателями качества и теплотой сгорания, при одновременном получении сжиженного пропана-бутана, если необходимо. Процесс «АР-Х» представляет собой гибрид пропанового холодильного цикла для предварительного охлаждения и сжижения природного газа и азотного холодильного цикла для переохлаждения СНГ. Благодаря сочетанию преимуществ обоих циклов, достигаются высокая эффективность процессов и низкие производственные затраты. Пропановый цикл создает температуру около -30 С. Затем сырье охлаждается и сжижается с помощью смешанного хладагента и выходит из главного криогенного теплообменника с температурой около -120 С. Окончательное переохлаждение СПГ достигается с помощью простого, эффективного азотного цикла вместо смешанного хладагента. Другие варианты процесса включают версию с двойным смешанным хладагентом, где цикл со смешанным хладагентом заменяет пропановый цикл на стадии предварительного охлаждения. Разделение нагрузок по мощности между предварительным охлаждением, сжижением и переохлаждением гибкое, и его можно менять, изменяя температурные диапазоны в трех циклах охлаждения. Эта особенность процесса обеспечивает значительную гибкость при выборе для привода компрессоров крупных промышленных турбин, электродвигателей или их сочетаний. Процесс «АР-Х» удовлетворяет потребностям промышленности в преимуществах, связанных с крупным масштабом производства, которые можно получить на больших установках в одну технологическую линию. При использовании существующих компрессоров и приводов можно достигнуть производительности одной линии до 10 млн т/год без применения параллельных агрегатов компрессии и с одним главным криогенным теплообменником. Стоимость выработки СПГ на установке значительно снижается благодаря преимуществам процесса «АР-Х» В настоящее время строится шесть технологических линий, каждая мощностью около 7,8 млн т/год СПГ. Детандерные холодильные циклы в настоящее время нашли применение в основном в установках покрытия «пиковых» нагрузок газопотребления. Особенно эффективны детандерные циклы, работающие по принципу использования перепада между давлением в газопроводе и давлением в газораспределительной сети. Недостатком указанного варианта является малая доля сжижения, составляющая лишь 0,15-0,17 от количества перерабатываемого природного газа. В связи с этим такие установки имеют большие поверхности теплообменников. Энергетические затраты таких установок составляют Э= 0,6-0,7 кВт.ч/кг при давлении магистрального газа Р -5 Мпа. Больший эффект снижения энергозатрат может быть получен, если в схеме предусмотреть повышение давления перерабатываемого газа до 7-8 Мпа и предварительное охлаждение потока, направляемого в детандер, с помощью парокомпрессионной холодильной установки. Ограничивающим фактором: здесь служит температура начала конденсации детандерного потока. За рубежом разработаны и эксплуатируются в промышленных масштабах турбодетандеры на природном газе высокого давления (до 15 Мпа), допускающие конденсацию 20% весового количества потока непосредственно в машине.
Развитие танкерного флота для перевозки СПГ
Концепция разработки газовых месторождений называется «FLNG» (Floating Liquid Natural Gas - «Плавучий сжиженный природный газ»). Эта концепция находится на этапе технического проектирования в Западной Африке и Австралии. Технология «FLNG» - создана на основе накопленного опыта эксплуатации установок СПГ на суше и морских плавучих судов по Добыче, хранению и отгрузке продукции (FPSO), а также транспортирования СПГ. Компания «Shell» включилась в работы по проектированию и эксплуатации установки СПГ „а суше более 40 лет назад, что позволило сконцентрировать внимание на альтернативных схемах сжижения природного газа Это привело к разработке компанией «Shell» процесса «DMR» (Dual Mixed Refrigerant - «Двухкомпонентный смешанный хладагент»), В результате этого меньшее по размерам оборудование технологической линии было дублировано, что улучшило условия материально-технического обеспечения и повысило гибкость в техническом обслуживании. Одно исследование подтвердило практичность размещения на барже установки СПГ, „а которой реализуется процесс «DMR», вместе с хранилищами для СПГ и газового конденсата. Концепция установки СПГ разработанная применительно к технологии «FLNG» - при этом технологическое эксплуатационное оборудование размещается „а одном Уровне на модульных устройствах выше основной палубы, - оказалась пригодной для пропорционального расширения производства без увеличения технического риска. В 2002 году проектировалась установка мощностью 5 млн т в год. Основная концепция «FLNG», которой придерживается «Shell», - прямоугольная баржа удерживается на точке с помощью вращающейся турели, закрепленной в ее носовой части, а хранилища для СПГ и нефти/газового конденсата размещаются внутри корпуса. СПГ отгружается в транспортные средства, причаливаемые к борту эксплуатационной баржи. В 1997 г., в процессе предварительного изучения, были рассмотрены варианты стального и бетонного корпуса - тогда предпочтение было отдано бетону. В 1999 г. была проведена переоценка в пользу стального корпуса, чтобы сократить расходы. Эта работа подтвердила реальность варианта со стальным корпусом, причем строительство можно будет осуществлять на сравнительно крупных верфях по мере накопления опыта работы с СПГ. Для установки мощностью 4 млн. т. год размеры баржи такие: длина 360 м, ширина 70 м., осадка 32 м. Осадка зависит от вместимости хранилища СПГ, которая может изменяться в зависимости от расстояния между газовым месторождением и назначенным терминалом. При мощности установки 5 млн т в год длина баржи превысит 400 м, т.е. по своим размерам приблизится к танкеру водоизмещением 160 тыс. т и более. При такой производительности вместимость хранилища СПГ увеличивается до 240 тыс. з м , что позволяет оптимизировать циклы загрузки танкеров СПГ. Отгрузка СПГ-ключевой элемент для работы смонтированных на барже эксплуатационных устройств и хранилища. Предварительное изучение проблемы перемещения танкера СПГ, причаленного к борту баржи с турельным швартовным устройством, показало, что при такой конфигурации отгрузка может успешно осуществляться при характерной высоте волны 2,5 м. Испытания на модели для концепции «Shell» подтвердили приемлимость всего спектра рабочих режимов. Принятие системы отгрузки по схеме «бок о бок» в качестве базового варианта имеет то преимущество, что танкеры СПГ могут отвечать стандартным техническим условиям с загрузочными манифольдами в средней части корпуса. В нескольких других конфигурациях со схемой перекачки СПГ «корма к носу» использование труб с вертлюжным соединением и гибких труб также было проработано в процессе испытаний на модели применительно к более суровым метеоусловиям. Разрабатываются системы тандемной отгрузки в расчете на проекты ближайшего будущего. Предварительный отбор потенциальных проектов для технологий «плавучий газ» позволил сделать вывод, что наибольшие перспективы существуют в морских регионах Западной Африки, Бразилии, Мексиканского залива, Австралии и Дальнего Востока. Они характеризуются в основном умеренными волнениями моря, хотя большинство этих мест находится довольно далеко от газоэкспортной инфраструктуры. Исследования по двум проектам («Куду» в Намибии и «Санрайз» в Австралии) были начаты в 2001 г. и завершились в 2002 г. Технические условия по этим проектам определяли требования к технологической установке, барже и системе позиционирования, причем достаточно подробно, чтобы объявить тендер на эти основные элементы проекта. Технология «FLNG» была передана к рассмотрению и в настоящее время находится на этапе ZJ( технической проработки первых двух проектов -«Куду» (Намибия) и «Санрайз» (Австралия). По каждому из этих проектов намечалось производить примерно 5 млн т в год СПГ. Условия на месторождении Куду характеризуются более значительным волнением моря, поэтому для этого проекта рассматривались обе схемы отгрузки: «бок о бок» и тандемная. «Shell» заявляла, что ее технологии производства СПГ на морских плавучих сооружениях могут оказаться весьма привлекательными для компаний и правительств, как и экономичная разработка отдаленных крупных месторождений газа (через «FLNG»). Компания «Woodside Petroleum» одобрила в 2002 году преложение «Shell» вести эксплуатацию морского газового месторождения у острова Тимор с использованием первой в мире плавучей установки для получения сжиженного газа вместо транспортировки газа на берег по трубопроводу. Это решение положило конец спорам с компанией «Phillips-Petroleum» еще одним партнером по проекту «Санрайз» стоимостью 4,9 млрд долл., которая предпочитала традиционный, надежный метод транспортировки по газопроводу, в частности, потому, что это позволило бы частично использовать инфраструктуру, созданную для проекта «Байу-Андан».
