Попутный газ отличается от природного тем что: Решение проблемы сжигания попутного нефтяного газа — Экология и промышленная безопасность

Решение проблемы сжигания попутного нефтяного газа — Экология и промышленная безопасность

Одной из наиболее острых в нефтегазовом секторе сегодня является проблема сжигания попутного нефтяного газа ПНГ. Она не только влечет за собой экономические, экологические, социальные потери и риски для государства, но становится еще более актуальной при нарастании мировой тенденции по переводу экономики к низкоуглеродному и энергоэффективному способу развития.

Одной из наиболее острых в нефтегазовом секторе сегодня является проблема сжигания попутного нефтяного газа ПНГ. Она не только влечет за собой экономические, экологические, социальные потери и риски для государства, но становится еще более актуальной при нарастании мировой тенденции по переводу экономики к низкоуглеродному и энергоэффективному способу развития.

Как известно, ПНГ представляет собой смесь углеводородов, которые растворены в нефти. Он содержится в нефтяных пластах и высвобождается на поверхность при добыче черного золота. ПНГ отличается от природного газа тем, что помимо метана состоит из бутана, пропана, этана и других более тяжелых углеводородов. Кроме того, в нем можно обнаружить и неуглеводородные составляющие, такие как гелий, аргон, сероводород, азот, углекислый газ.

Вопросы использования и утилизации ПНГ актуальны для всех нефтедобывающих стран, но в России эта проблема стоит более серьезно, ведь по данным Всемирного Банка наше государство фигурирует в числе лидеров списка стран с самыми высокими показателями сжигания ПНГ на факелах.

Один из аспектов данной проблемы — экологический. Сжигание попутного нефтяного газа сопровождается выбросом в атмосферу больших объемов вредных веществ, что влечет за собой ухудшение состояния окружающей среды, уничтожение невозобновляемых природных ресурсов, развивает негативные общепланетарные процессы, которые крайне отрицательно влияют на климат. По недавним ежегодным статистическим данным, от сжигания ПНГ только Россией и Казахстаном в атмосферу попадает более миллиона тонн загрязняющих веществ, в состав которых входят и углекислый газ, и диоксид серы, и сажевые частицы. Эти и многие другие вещества так или иначе попадают в организм человека, представляя опасность для здоровья населения страны и всей планеты.

Кроме того, бездарная потеря ценных углеводородов несет серьезные экономические убытки. Попутный нефтяной газ — важное сырье для энергетической и химической отраслей промышленности. Он обладает большой теплотворной способностью, а входящие в состав ПНГ метан и этан используются в производстве пластмасс и каучука, другие его элементы — ценное сырье для высокооктановых топливных присадок и сжиженных углеводородных газов.

Известны следующие способы полезной утилизации ПНГ:

• Закачка в пласт для повышения продолжительности добычи нефти
• Использование в качестве топливного газа подмешивание к потоку топливного газа ГТУ или ГПУ для производства электроэнергии и/или тепла
• Использование компонентов газа в качестве сырья для нефтехимического производства здесь речь идет о тяжелых УВ

Предлагаемая компанией ГЕА система позволяет отделить пригодный газ от тяжелых углеводородов, что обеспечивает получение дополнительной прибыли.

Компания ГЕА предлагает целый комплекс технологий, позволяющих не только хранить, очищать попутный газ, но и использовать его в качестве сырья для производства электроэнергии. Компания ГЕА предлагает блочный пункт подготовки газа БППГ на базе холодильной установки.

Назначение блока — очистка и осушка ПНГ с целью извлечения газового конденсата и удаления из него влаги до точки росы, исключающей гидратообразование при дальнейшей транспортировке газа потребителю или при последующем сжатии газа в компрессорных установках в технологических процессах.

Цель процесса подготовки ПНГ заключается в конденсации паров влаги при температурах до 0 °С и растворенных в газе тяжелых углеводородов при температурах до -30 °С и ниже в зависимости от входных параметров ПНГ и требуемой чистоты газа.

Определяющим фактором является температура точки росы самого тяжелого углеводородного компонента в составе очищаемого газа.

Для процесса охлаждения газа используется компактная холодильная установка на базе холодильно-компрессорных агрегатов ГЕА в блочно-контейнерном исполнении локального производства компании ГЕА на российской производственной площадке в Подмосковье г. Климовск, МО.

Повышение производительности и эффективности заводов по сжижению СПГ и регазификационных терминалов за счет реконденсации отпарного газа.

Как известно, отпарной газ остается в газообразном состоянии при охлаждении и конденсации продукта например, СПГ, а также образуется при дросселировании жидкого продукта во время загрузки или разгрузки емкостей хранения.

Как на заводах по сжижению СПГ, так и на регазификационных терминалах возможны вредные выбросы от факельного сжигания и выпуска углеводородов, равно как и неорганизованные выбросы. К основным газам, выбрасываемым этими источниками, обычно относятся оксиды азота NOX, монооксид углерода CO, диоксид углерода CO2, а если речь идет о высокосернистом газе — то и диоксид серы SO2.

Необходимо принять все разумные меры для достижения максимальной энергетической эффективности и проектирования сооружений с минимальным потреблением энергии. Общая задача должна состоять в снижении выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и выборе экономически оправданных и технически осуществимых вариантов для снижения вредных выбросов.

Факельное сжигание и выпуск газа служат важной мерой обеспечения безопасности, используемой на объектах СПГ для обеспечения безопасного сброса газа при аварийных ситуациях, отключении питания и отказе оборудования или возникновении других нештатных условий на установке. Сжигание на факельных установках и выпуск газа следует применять только при аварийных ситуациях или возникновении других нештатных условий на установке. Постоянный выпуск или факельное сжигание отпарного газа при эксплуатации установок СПГ в обычном режиме считаются неприемлемой практикой, которой следует избегать.

Отпарной газ следует собирать с помощью соответствующей системы рекуперации паров например, компрессорной системы. Именно такие системы и предлагает компания ГЕА своим заказчикам.

В составе установок для реконденсации отпарного газа обычно используются следующие варианты исполнения компрессора: винтовой маслозаполненный компрессор; винтовой компрессор сухого сжатия; поршневой компрессор.

Компания ГЕА предлагает технологию с использованием винтового маслозаполненного компрессора, которая обеспечивает строгое соответствие стандартам надежности, а также возможность работы при минимальных температурах и приносит существенную экономию электроэнергии суммарно за год за счет использования регулируемой внутренней объемной степени сжатия винтового компрессора-Vi. Компрессор имеет возможность плавного регулирования производительности от 10% до 100%.

Кроме того, закупка и обслуживание маслозаполненного компрессора более экономична по сравнению с безмасляным.

Компания ГЕА предлагает технические решения, обеспечивающие доступность и ремонтопригодность, а также соответствие высоким стандартам директив в области охраны здоровья и безопасности и международным стандартам контроль уровня шума и пожаробезопасность.

Перспективы применения мембранной технологии для утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ)

Попутный (нефтяной) газ (ПНГ) – это крайне ценное сырье. В отличие от газов природных горючих, состоящих в основном из метана, ПНГ содержит значительное количество этана, пропана, бутана и др. предельных углеводородов.

Оформите заявку на консультацию, мы свяжемся с вами в ближайшее время и ответим на все интересующие вопросы.

Получить консультацию

Описание технологии

Общие сведения

Попутный (нефтяной) газ (ПНГ) – это крайне ценное сырье. В отличие от газов природных горючих, состоящих в основном из метана, ПНГ содержит значительное количество этана, пропана, бутана и др. предельных углеводородов. По геологическим характеристикам различают ПНГ газовых шапок и газы, растворённые в нефти. То есть попутный нефтяной газ представляет собой смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации. В зависимости от района добычи с 1 т нефти получают от 25 до 800 м3 попутного нефтяного газа. Примерный состав ПНГ в приложении 1.

Использование, утилизация. Современное состояние вопроса.

По информации ЦДУ ТЭК количество извлеченного из недр ПНГ в 2006 году составило 57,9 млрд. куб. м и увеличилось по сравнению с 2001 г. (35,9 млрд. куб. м) на 22 млрд. куб. м или в 1,6 раза. В целом по России объем добываемого ПНГ на 1 тонну нефти (газовый фактор) увеличился со 102 куб. м/т до 118 куб. м/т или на 16%. Рост газового фактора, вероятно, объясняется тем, что увеличивается объем добычи нефти из нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

Использование попутного газа осуществляется в основном по трем направлениям: поставка потребителям, в том числе на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), переработка на станциях компримирования (КС) и для собственных нужд.

Структура расхода и использования извлеченных ресурсов попутного (нефтяного) газа в 2006 г. следующая:

• 61,6% — поставлено потребителям,
• 24,4% — сожжено на факельных установках,
• 12,9% — использовано на собственные нужды,
• 1,4% — потери.

Использование попутного (нефтяного) газа имеет отрицательную динамику, и в относительных объемах сократилось с 80,1% в 2001 г. до 75,6% в 2006 г.

Сжигание попутного газа на факельных установках приводит к значительным потерям ценного химического сырья. По оценкам Минпромэнерго, в 2004 году в составе попутного газа на факельных установках было сожжено 7,1 млн тонн этана, 4,1 млн тонн пропана, 2,6 млн тонн бутана, 13 млн м3 гелия.

Причины нерационального использования ПНГ:

1. Технические. Отсутствие технологий, позволяющих эффективно утилизировать ПНГ (газы обогащены тяжелыми углеводородами, что осложняет их перекачку по трубопроводам)
2. Удаленность потенциальных рынков от мест нефтедобычи. Строительство газопроводов для транспортировки НПГ к заводам отличается высокой капиталоемкостью — по оценке ИК ФИНАМ, 1 км такого трубопровода обойдется в 1,3–1,5 млн долл. Транспортировка ПНГ до газоперерабатывающих предприятий с удаленных месторождений увеличивает себестоимость попутного газа до 30 долл. за 1 тыс. м3, при том, что себестоимость добычи природного газа Газпромом составляет 4–7 долл. за 1 тыс. м3 на выходе из скважины.

Политика РФ по повышению использования ПНГ

Правительство РФ 8 января 2009 года приняло постановление № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» со сроком перехода на 95% утилизацию ПНГ в 2012 г. В конце 2007 г. Минпромэнерго предложило закрепить в законе приоритет попутного газа при доступе в Единую систему газоснабжения, причем если мощности трубопроводной системы загружены полностью, то ради попутного газа будет временно сокращаться прием природного газа.

Мембранная технология утилизации ПНГ

Для решения проблемы утилизации ПНГ удачно может быть применен метод мембранного газоразделения, заключающийся в селективном разделении газа на два потока – труднопроникающих и легкопроникающих через мембрану компонентов. Для большинства существующих на рынке полимерных половолоконных мембран и модулей на их основе  характерна более низкая проницаемость по метану, этану, пропану и высшим углеводородам (чем по азоту, кислороду, гелию, диоксиду углерода). Это ведет к тому, что данные компоненты в процессе разделения ПНГ с помощью мембранного метода остаются в непроникшем потоке (ретантате) и выводятся из мембранного модуля с незначительными потерями давления. 

Материал мембран, применяемых для разделения содержащих углеводород газовых смесей стоек к углеводородам и имеет достаточно высокие допустимые значения температур – до +90 ^ОС. При необходимости обогащения углеводородами проникшего потока низкого давления (и  сохранения в ретантате – зоне высокого давления – таких компонентов как азот, кислород, гелий) могут использоваться мембранные аппараты на основе высокоэластических полимерных мембран. Такие мембранные аппараты рулонного типа на базе высокоэластической мембраны ПДМС (полидиметилсилоксан) разрабатываются в том числе и в России, однако, по имеющимся данным, конструкция мембранного модуля несколько неудачна (неравномерность распределения исходного потока по площади мембраны, ведущая к образованию застойных зон). Это негативно отражается на реальной картине разделения и приводит к существенному отклонению основных показателей разделения от расчетных.

Перспективным может оказаться вариант комбинирования мембранного метода с другими методами газоразделения (например, с адсорбционным), когда на первой стадии происходит концентрирование метана мембранным способом, а затем производится  повышение его концентрации до более высоких значений.

Примером достаточно очевидного варианта применения мембранной технологии в контексте тематики является подготовка ПНГ для сжигания на газопоршневых электростанциях, эффективность работы которых напрямую зависит от теплотворной способности топливного газа. Попутные нефтяные газы зачастую содержат большое количество инертных газов и не всегда эффективны для топливных целей. Применение мембранной технологии позволяет значительно повысить концентрацию «топливных компонентов» ПНГ – метана, этана и высших селективно выделив их из потока ПНГ. Одновременно происходит увеличение метанового числа ПНГ, характеризующего детонационную стойкость топливного газа.

Вице-президент ОАО «НК «Роснефть» М.Е. Ставский в обзоре вопроса утилизации ПНГ  в компании обозначил проблему: «На месторождениях Удмуртнефти в добываемом попутном газе содержится до 70% азота. Поэтому в 100 миллионах кубометров попутного нефтяного газа, извлекаемого с нефтью за год, количество углеводородов составляет не более 30 миллионов кубометров. Теплота сгорания газа составляет 2800 ккал на кубический метр, это в три раза меньше допускаемого ГОСТом горючего природного газа для промышленного и коммунально-бытового назначения» Данная проблема может быть вполне успешно решена применением мембранной технологии.

Итоги

Технология мембранной утилизации ПНГ является достаточно новой и поэтому ряд аспектов ее применения недостаточно проработаны. В то же время перспективность технологии разделения посредством полимерных мебран очевидна и при последовательном своём развитии (начиная с этапов НИОКР) может значительно улучшить текущую картину утилизации ПНГ.

Рынок сбыта установок на базе данной технологии должен расти. Положительная динамика роста, на наш взгляд, должна обеспечиваться вводимыми законодательными актами, ужесточающими выбросы ПНГ в атмосферу.

Заинтересовала наша продукция или услуги?
Поможем с выбором решения, ответим на все вопросы и подготовим индивидуальное предложение

Связаться с нами

Вас также может заинтересовать

Возврат к списку

Объяснение природного газа — Управление энергетической информации США (EIA)

Что такое природный газ?

Природный газ — это ископаемый источник энергии, образовавшийся глубоко под землей. Природный газ содержит множество различных соединений. Самым большим компонентом природного газа является метан, соединение с одним атомом углерода и четырьмя атомами водорода (CH ₄ ). Природный газ также содержит небольшое количество сжиженного природного газа (ШФЛУ, который также является сжиженным углеводородным газом) и неуглеводородных газов, таких как двуокись углерода и водяной пар. Мы используем природный газ в качестве топлива и для производства материалов и химикатов.

Как образовался природный газ?

От миллионов до сотен миллионов лет назад и в течение длительных периодов времени остатки растений и животных (таких как диатомовые водоросли), образовавшиеся толстыми слоями на поверхности земли и дне океанов, иногда смешанные с песком, илом и кальцием карбонат. Со временем эти слои были погребены под песком, илом и камнем. Давление и тепло превратили часть этого богатого углеродом и водородом материала в уголь, часть в нефть (нефть), часть в природный газ.

Где добывают природный газ?

В некоторых местах природный газ перемещался в большие трещины и пространства между слоями вышележащих пород. Природный газ, обнаруженный в этих типах формаций, иногда называют обычным природным газом . В других местах природный газ встречается в крошечных порах (пространствах) в некоторых образованиях сланца, песчаника и других типов осадочных пород. Этот природный газ обозначается как сланцевый газ или плотный газ , и его иногда называют 9.0015 нетрадиционный природный газ . Природный газ также встречается в месторождениях сырой нефти, и этот природный газ называется попутным природным газом . Месторождения природного газа находятся на суше, а некоторые находятся на шельфе и глубоко под океанским дном. Тип природного газа, обнаруженный в угольных месторождениях, называется метаном угольных пластов .

Источник: адаптировано из информационного бюллетеня Геологической службы США 0113-01 (общественное достояние)

Нажмите, чтобы увеличить

Операторы, готовящие отверстие для зарядов взрывчатых веществ, используемых при сейсморазведке

Источник: Стоковая фотография (защищено авторским правом)

Где найти природный газ?

Поиски природного газа начинаются с геологов, изучающих строение и процессы земли. Они обнаруживают типы геологических образований, которые могут содержать залежи природного газа.

Геологи часто используют сейсморазведку на суше и в океане, чтобы найти подходящие места для бурения скважин на природный газ и нефть. Сейсморазведка создает и измеряет сейсмические волны в земле, чтобы получить информацию о геологии горных пород. При сейсморазведке на суше может использоваться 9Грузовик-ударник 0015 с вибрирующей подушкой, которая ударяет по земле, создавая сейсмические волны в подстилающей породе. Иногда используются небольшие количества взрывчатых веществ. Сейсмические исследования, проводимые в океане, используют взрывы звука, которые создают звуковые волны для изучения геологии под океанским дном.

Если результаты сейсморазведки показывают, что участок имеет потенциал для добычи природного газа, бурится и испытывается разведочная скважина. Результаты испытаний предоставляют информацию о качестве и количестве природного газа, имеющегося в ресурсе.

Бурение скважин природного газа и добыча природного газа

Если результаты пробной скважины показывают, что в геологической формации достаточно природного газа для добычи и получения прибыли, бурятся одна или несколько эксплуатационных (или эксплуатационных) скважин. Скважины для природного газа можно бурить вертикально и горизонтально в газоносных пластах. В обычных месторождениях природного газа природный газ обычно легко вытекает через скважины на поверхность.

В Соединенных Штатах и ​​в некоторых других странах природный газ добывается из сланцев и других типов осадочных горных пород путем нагнетания воды, химикатов и песка в скважину под высоким давлением. Этот процесс, называемый гидравлический разрыв или гидроразрыв , иногда называемый нетрадиционной добычей, разрушает пласт, высвобождает природный газ из породы и позволяет природному газу течь к скважинам и подниматься на поверхность. В верхней части скважины на поверхности природный газ поступает в сборные трубопроводы и направляется на заводы по переработке природного газа.

ты знал

?

Поскольку природный газ не имеет цвета, запаха и вкуса, газовые компании добавляют в природный газ меркаптан, чтобы придать ему отчетливый и неприятный запах, что помогает обнаруживать утечки в трубопроводах природного газа. Меркаптан — безвредное химическое вещество с запахом тухлых яиц.

Природный газ перерабатывается для продажи и потребления

Природный газ, извлекаемый из скважин природного газа или сырой нефти, называется влажным природным газом , поскольку, наряду с метаном, он обычно содержит ШФЛУ – этан, пропан, бутаны и пентаны – и водяной пар. Устьевой природный газ может также содержать неуглеводороды, такие как сера, гелий, азот, сероводород и двуокись углерода, большая часть которых должна быть удалена из природного газа перед его продажей потребителям.

С устья скважины природный газ направляется на перерабатывающие заводы, где удаляются водяной пар и неуглеводородные соединения, а ШФЛУ отделяются от влажного газа и продаются отдельно. Некоторое количество этана часто остается в обработанном природном газе. Отделенные ШФЛУ называются жидкостями заводов по производству природного газа (NGPL), а переработанный природный газ называется 9.0015 сухой , потребительский , или трубопроводный качественный природный газ. Часть скважинного природного газа является достаточно осушенной и удовлетворяет стандартам трубопроводного транспорта без переработки. Химические вещества, называемые одорантами, добавляются в природный газ, чтобы можно было обнаружить утечки в газопроводах. Сухой природный газ направляется по трубопроводам в подземные хранилища или распределительным компаниям, а затем потребителям.

В местах, где нет трубопроводов природного газа для отвода попутного природного газа, добываемого из нефтяных скважин, природный газ может быть повторно закачан в нефтеносный пласт, или он может быть сброшен или сожжен (факел). Повторная закачка неликвидного природного газа может помочь поддерживать давление в нефтяных скважинах для увеличения добычи нефти.

Метан угольных пластов можно извлекать из угольных месторождений до или во время добычи угля, и его можно добавлять в трубопроводы природного газа без какой-либо специальной обработки.

Большая часть потребляемого в США природного газа производится в США. Некоторое количество природного газа импортируется из Канады и Мексики по трубопроводам. Небольшое количество природного газа также импортируется в виде сжиженного природного газа.

Последнее обновление: 2 декабря 2021 г.

Сжиженный природный газ — Управление энергетической информации США (EIA)

Что такое СПГ?

Сжиженный природный газ (СПГ) — это природный газ, охлажденный до жидкого состояния ( сжиженный ) при температуре около -260° по Фаренгейту для транспортировки и хранения. Объем природного газа в жидком состоянии примерно в 600 раз меньше его объема в газообразном состоянии в трубопроводе природного газа. Этот процесс сжижения , разработанный в 19 веке, позволяет транспортировать природный газ в места, недоступные для газопроводов, и использовать природный газ в качестве транспортного топлива.

СПГ расширяет рынки сбыта природного газа

В тех случаях, когда трубопроводы для природного газа нецелесообразны или отсутствуют, сжижение природного газа является способом перемещения природного газа из регионов добычи на рынки, например, в США и другие страны и из них. На азиатские страны в совокупности приходится наибольшая доля мирового импорта СПГ.

Предприятия по экспорту СПГ получают природный газ по трубопроводу и сжижают его для транспортировки на специальных океанских судах СПГ или танкерах . Большая часть СПГ перевозится танкерами, называемыми газовозами , в больших бортовых переохлаждаемых (криогенных) резервуарах. СПГ также перевозится в меньших контейнерах, соответствующих требованиям Международной организации по стандартизации (ISO), которые можно размещать на кораблях и грузовиках.

На импортных терминалах СПГ выгружается с судов и хранится в криогенных резервуарах для хранения до его возвращения в газообразное состояние или регазификации . После регазификации природный газ транспортируется по газопроводам к электростанциям, работающим на природном газе, к промышленным объектам, а также к бытовым и коммерческим потребителям.

знаете ли вы

?

Природный газ перевозится на специально спроектированных судах в виде сжиженного природного газа (СПГ). СПГ — это природный газ, охлажденный до -260° по Фаренгейту, температуры, при которой природный газ становится жидким. Объем жидкости в 600 раз меньше газообразной формы.

Морской танкер СПГ

Источник: Стоковая фотография (защищено авторским правом)

В Соединенных Штатах некоторые электростанции производят и хранят СПГ на месте для выработки электроэнергии, когда потребность в электроэнергии высока, например, в холодную или жаркую погоду или когда пропускная способность трубопровода ограничена или недостаточна для удовлетворения возросшего спроса на природный газ со стороны других потребителей. Этот процесс называется пиковое бритье . Электростанции берут природный газ из газопроводов, сжижают его на малых установках по сжижению и хранят в криогенных резервуарах. При необходимости СПГ регазифицируется и сжигается на электростанциях. Некоторые суда, грузовики и автобусы имеют специально разработанные резервуары для СПГ для использования СПГ в качестве топлива.

Пик импорта СПГ в США пришелся на 2007 г.

США импортировали очень небольшие объемы СПГ до 1995 г., а затем импорт СПГ в целом увеличивался каждый год, пока не достиг пика в 2007 г. и составил около 771 млрд куб. общий объем импорта природного газа. С 2007 года импорт СПГ снижался в большинстве лет, поскольку увеличение добычи природного газа в США и расширение сети газопроводов снизили потребность в импорте природного газа.

В 2021 году Соединенные Штаты импортировали около 21,59 млрд куб. футов СПГ всего из двух стран. Это равнялось примерно 1% от общего объема импорта природного газа в США в 2021 году.

Регазификационный терминал Эверетта недалеко от Бостона, штат Массачусетс, получает большую часть импорта СПГ в США, а в 2021 году на него поступило 99% от общего объема импорта СПГ в США, все из Тринидада. и Тобаго. В штатах Новой Англии: Коннектикут, Мэн, Массачусетс, Нью-Гемпшир, Род-Айленд и Вермонт могут быть значительные ограничения на трубопровод, когда потребность в отоплении существенно возрастает в периоды очень холодной погоды. Импорт СПГ помогает удовлетворить спрос на природный газ в Новой Англии, поскольку в настоящее время этот регион имеет ограниченные трубопроводные соединения с северо-востоком и другими регионами добычи природного газа в США.

Нажмите, чтобы увеличить

Экспортные мощности и экспорт СПГ в США значительно выросли в период с 2016 по 2021 год

Соединенные Штаты были нетто-экспортером СПГ в 2017–2021 годах (экспорт превышал импорт), в основном из-за увеличения поставок природного газа в США производства, снижение импорта природного газа по трубопроводам и в виде СПГ, а также увеличение мощностей экспортных терминалов СПГ.

Общая экспортная мощность СПГ в США увеличилась с менее чем 1 миллиарда кубических футов в день (млрд. кубических футов в сутки) в 2015 г. до примерно 10,78 млрд. кубических футов в сутки в конце 2021 г. Общая пиковая экспортная мощность в 2021 г. составила около 12,98 млрд кубических футов в сутки. В 2015 году общий объем экспорта СПГ из США составил около 28 миллиардов кубических футов в семь стран. В 2021 году экспорт СПГ из США достиг рекордного уровня — около 3561 млрд куб. футов в 45 стран, а экспорт СПГ составил 54% от общего объема экспорта природного газа США. В 2021 году около половины экспорта СПГ пришлось на пять стран.

В 2021 году газовозы перевозили почти весь экспорт СПГ из США. Около 1,4 миллиарда кубических футов американского экспорта СПГ осуществлялось грузовиками в контейнерах ISO в Канаду и Мексику, причем 91% приходилось на Мексику.

Иногда, когда цены на природный газ позволяют сделать это, Соединенные Штаты реэкспортируют часть первоначально импортированного СПГ. Однако в 2021 году Соединенные Штаты не реэкспортировали СПГ.

Экспортные терминалы СПГ потребляют часть природного газа, поставляемого на объект, для работы оборудования по сжижению газа. По оценкам Управления энергетической информации США (EIA), от 8% до 10% объема природного газа, поставляемого на объекты экспорта СПГ, используется для сжижения, а дополнительные объемы используются для процессов, не связанных напрямую со сжижением на экспортных терминалах, таких как — производство электроэнергии на месте.