1. Проблемы и решения утилизации ПНГ: текущая ситуация.
В первой части концепции мы начали разговор о многосторонней полезности от создания ЦОДов в северных регионах. В продолжение предлагаю рассмотреть варианты использования ПНГ и найти его место в цифропроводной экосистеме.
1.1 Сжигание ПНГ на месторождениях.
Попутным нефтяным газом называется газовая смесь, образующаяся при разработке месторождений нефти и многоступенчатой очистке (сепарировании) черного золота с целью повышения качества нефтяного сырья. Открытие нового месторождения всегда сопровождалось появлением факела, который требуется и там, где ПНГ утилизируют полностью – хотя бы для аварийных сбросов. В России ежегодно сжигается более 20 млрд. кубометров попутного нефтяного газа, что приводит к выбросу в атмосферу до 400 тыс. тонн загрязняющих веществ. За счет утилизации такого объема попутного газа может быть получен доход свыше 10 млрд.$.
С момента ратификации в России в 2004 году Киотского протокола перед нефтяниками стоит задача максимального рационального использования попутного нефтяного газа. В целях предотвращения загрязнения воздуха выбросами вредных веществ и сокращения эмиссии парниковых газов, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа, правительство РФ в 2009 году установило целевой показатель сжигания попутного газа на 2012 год и последующие годы в размере не более 5 % от объема добытого газа. Плата за выбросы вредных веществ в пределах целевого показателя увеличена в 4,5 раза, а в случае невыполнения нормативного показателя — в 22,5 раза.
При сжигании ПНГ в воздух попадает не только углекислый газ, но и целый набор ядовитых и вредных веществ. Из-за этого в зоне месторождения образуется 50-метровая зона почвенной деструкции, а растения практически не растут на расстоянии 150 м от факелов. Нефтяная отрасль, вынужденная оплачивать многомиллиардные штрафы, наконец, повернулась лицом к природе. На сегодняшний день ПНГ в среднем утилизируется на 85%, а в скором времени этот показатель достигнет 95%, хотя есть лидеры, утилизирующие ПНГ и на 98%. В факелах будет сгорать только разрешенный неуправляемый минимум – не более 5% ПНГ (см. Рис.8).
Но так системно вопрос решается на крупных и средних месторождениях, где инвестиции в систему утилизации ПНГ или покрывают сумму возможных штрафов, или приносят вполне конкретный доход своим владельцам. Для мелких месторождений вопрос утилизации ПНГ остается проблемным и его решение остается на совести бизнеса и местных властей, поскольку в одиночку его не решить. За год небольшое месторождение может набрать приличную сумму штрафов, но вряд ли эти средства смогут устранить нанесенный ущерб в совокупности.
1.2 Обратная закачка в нефтяной пласт.
Использование попутного газа методом закачки в пласт используется менее чем в 1% от общего объёма, добытого ПНГ в России (см. Рис.9). При этом, закачка в пласт является методом, завоевавшим признание многих компаний, специализирующихся на процессах подготовки нефти и газа. Этому есть несколько причин:
1. Данный метод позволяет нефтедобывающим организациям существенно экономить свои материальные средства на строительстве газопроводов от месторождения до близлежащего газоперерабатывающего завода. В ряде случаев это расстояние исчисляется сотнями километров.
2. Значительное увеличение коэффициента полезного действия систем поддержания пластовых давлений. ПНГ закачивают в пласт под давлением и это поддерживает пластовое давление, тем самым увеличивая нефтеотдачу. Однако метод требует применения дорогостоящего оборудования и технически сложной подготовки ПНГ. Кроме того, этот способ утилизации лишь отодвигает решение проблемы на более поздний срок, поскольку значительная часть закачанного в пласт газа все равно окажется на поверхности вместе с добытой нефтью.
В процессе добычи и подготовки нефти существенную роль играют мероприятия, направленные на поддержание пластовых давлений. Исследованиями доказано, что данные процедуры способны в значительной мере повысить нефтеотдачу. В большинстве случаев в данном технологическом процессе используются сточные и подземные воды.
Единственной проблемой для реализации данного технологического процесса является необходимость в техническом согласовании с геологическими службами, ведь наряду с газом в пласт подается и вода. Это может привести к сдвижению пластовых пород и к изменению геологических данных месторождения, таких как технологическое схемное решение разработки и т. п. Этот момент необходимо учитывать в обязательном порядке, ведь перед проектировщиком стоит несколько задач. Это не только локальная утилизация попутного нефтяного газа, но и общая разработка месторождения. Закачка в пласт попутного нефтяного газа является оптимальным решением для многих нефтяных месторождений, позволяя избежать всех этих неприятных моментов. Единственным условием является соответствующая подготовка попутного нефтяного газа. Сегодня широко известно о развитии технологии по вытеснению нефти из пласта посредством водогазового воздействия после смешивания ПНГ и воды.
1.3 Закачка в единую газотранспортную сеть.
Небольшие объемы ПНГ могут быть закачаны в газотранспортную систему, например, ПАО «Газпром» для последующей продажи потребителям в составе природного газа. В силу технологических причин, объем ПНГ, который таким образом можно закачать в ГТС, не может превышать 5% от объема природного газа, перекачиваемого по трубопроводу без учета этого добавленного газа. Таким образом, применимость этого метода предполагает близость месторождения к трубопроводу с объемом транзита природного газа, многократно превышающего объем ПНГ, подлежащего закачке в ГТС. Если объем добываемого ПНГ превышает этот показатель, то оставшийся объем ПНГ придется утилизировать или использовать иным способом (см. Рис.10).
Для газа, принимаемого к транспортировке по трубопроводному транспорту, существуют технические требования, регламентирующие его состав. Наиболее частым несоответствием предъявляемым требованиям является превышение точки росы газа по углеводородам и влаге. На сегодняшний день множество мелких, средних и крупных месторождений остаются неосвоенными или слабо освоенными именно из-за высоких капитальных и эксплуатационных затрат, связанных с подготовкой газа к транспортировке. Проблема осушки газа (в первую очередь от влаги) существует также при заборе газа из подземных хранилищ. Подготовка нефтяного газа для транспортировки и сдачи подразумевает процесс очистки продукта от примесей и компонентов, которые затрудняют его проход по газотранспортной магистрали. Наличие в ПНГ воды, а также агрессивных примесей и жидких углеводородных соединений, может привести не только к снижению пропускной способности газопровода, но и к коррозии оборудования. Существующие сегодня мембранные технологии позволяют значительно понизить точку росы газа, как по влаге, так и по углеводородам. Подготовка ПНГ с удалением сразу нескольких примесей в одном технологическом цикле также успешно обеспечивается на мембранных газоразделительных установках.
Еще одним фактором, сдерживающим применение метода, является монопольное положение ПАО «Газпром» в качестве экспортера природного газа, в результате чего прочие производители газа вынуждены продавать газ исключительно на российском рынке, емкость которого ограничена. Следует отметить, что существующая ГТС ПАО «Газпром» практически полностью загружена, при этом газопроводы в определённых случаях компания строит за свой счёт. Они не являются магистральными и функционируют только для поставок газа в Газпром.
1.4 Неглубокая переработка ПНГ.
Данный метод переработки ПНГ представляет собой разделение газа на составляющие. В результате процесса получают сухие очищенные газы и широкую фракцию легких углеводородов: эти и другие продукты пользуются большой популярностью на мировом рынке. Существенный недостаток этой схемы – необходимость транспортировки сырья конечным пользователям по трубопроводу. Поскольку СУГ, ПБТ и ШФЛУ тяжелее воздуха, они обладают свойством накапливаться в низинах и образовывать взрывоопасные облака, которые при взрыве способны нанести значительные разрушения.
При помощи стационарных или мобильных технологических установок ПНГ может разделяться на метан (сухой отбензиненный газ, СОГ) и пропан-бутановую смесь (топливный газ). Метан закачивается в газотранспортную систему, а топливный газ сжижается и отправляется потребителям в цистернах (см. Рис.11). Так как данный способ переработки предполагает закачку в газотранспортную систему только метана, то ограничения по доле газа, добавляемого в транзитный поток, нет. Естественно, при этом сохраняются требования к наличию свободных мощностей в транзитном трубопроводе.
При большом выборе применяемых технологий для собственно газоразделения, выделения и утилизации кислых (инертных) компонентов, основным критерием целесообразности их применения остается окупаемость. К сожалению, основным препятствием для реализации подобных решений остается большая удаленность месторождений и неразвитая инфраструктура. ПНГ насыщен тяжёлыми углеводородами и различными примесями, что значительно осложняет процесс его транспортировки по трубопроводным системам без предварительной подготовки. Прокладка трубопроводов к газоперерабатывающим предприятиям сопряжена с высокой стоимостью реализации таких проектов. Стоимость километра трубопроводной магистрали для перекачки ПНГ доходит до $1,5 млн. В связи с транспортными расходами себестоимость перекачки 1 тыс. кубометров газа обходится примерно в $30. Себестоимость добычи и транспортировки ПНГ за 1 тыс. кубометров достаточно высока, что, соответственно, автоматически делает любой способ переработки рентабельным только при весьма значительных объемах. Абсолютно логично в такой ситуации, что наименее охваченными с точки зрения утилизации ПНГ остаются наиболее удаленные месторождения. В первую очередь для них, а в перспективе и для остальных целесообразно рассмотреть применение наиболее современных и технологичных химических методов переработки ПНГ.
1.5 Глубокая переработка ПНГ.
Выбор наиболее экономически привлекательных опций утилизации ПНГ зависит от конкретных факторов в привязке к конкретному месторождению или к группе месторождений. В целом глубокая переработка ПНГ наиболее экономически эффективна, но, например, при малых объемах доступного газа предпочтительна утилизация на месторождении. Также имеет значение состав ПНГ, спрос на локальных рынках и альтернативные затраты на газ, электричество, тепло, дизель и т.д. Существенным фактором становится наличие инфраструктуры для транспортировки и переработки газа и расстояние до целевых рынков. К примеру, рост сжигания в мире в последние годы отчасти как раз и связан с освоением новых удаленных месторождений и развитием сланцевой добычи (см. Рис.12).
Идея подвергать ПНГ глубокой переработке совершенно не нова и имеет достаточно большую историю. Однако широкого распространения в сегменте малых и средне тоннажных производств не получила в силу высокой цены и технологической сложности. Применяя современные технологии переработки, можно получить из ПНГ товарные продукты не просто с высокой добавленной стоимостью, но одновременно имеющие применение в собственных технологических процессах нефтедобывающих предприятий и одновременно являющиеся естественными компонентами нефти, что позволяет в случае невозможности их использования на месте или самостоятельной коммерческой реализации просто смешать их с товарной нефтью без ухудшения ее качества (а в большинстве случаев с повышением ее качества). Одним из перспективных процессов химической переработки ПНГ является метод каталитического преобразования тяжелой фракции (С3+) в смесь ароматических углеводородов (бензол, толуол, ксилол).
Классические подходы уже известны и предполагают, что ПНГ по трубопроводной системе доставляется на крупные газоперерабатывающие заводы, где производится его разделение на метан и широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Метан закачивается в магистральную газопроводную систему, а ШФЛУ направляется на дальнейшие переделы для выработки широкой линии нефтехимических продуктов. Особенностью этого варианта использования ПНГ является большая, по сравнению с предыдущими вариантами, капиталоемкость и длительность осуществления проектов от начала строительства инфраструктуры до запуска нефтехимических предприятий, выдающих готовую продукцию.
1.6 Электрогенерация на основе ПНГ.
Среди вышеназванных способов одним из наиболее распространенных является использование попутного газа в качестве топлива для электростанций (ПНГ используется для выработки энергии на газотурбинных и газопоршневых станциях). Эффективность этого способа достаточно высока. Энергетическая ценность переработки нефтяных производных состоит в том, что после подготовки сырья появляется возможность применять их в качестве топлива. Оно используется для работы газопоршневых (ГПЭС), газотурбинных электростанций (ГТЭС), котельных, обеспечивая собственные нужды предприятий, добывающих и перерабатывающих нефть. ПНГ после обработки на специальных установках сжижения представляет собой сухой отбензиненный газ, который является альтернативой бензину и аналогом природного газа. По себестоимости этот вид топлива гораздо дешевле, спрос на этот продукт на мировом рынке неуклонно растет в связи с удорожанием топлива (см. Рис.13).
На малых месторождениях наиболее выгодным является выработка электроэнергии, которую можно направить на собственные нужды добывающей организации либо на нужды расположенных вблизи потребителей. При наличии крупного месторождения одним из наиболее перспективных методов переработки ПНГ признано использование его для генерирования электроэнергии на электростанции. Впоследствии данный ресурс может продаваться оптовыми партиями в энергосистему. Современные предложения по производству электроэнергии из ПНГ достаточно разнообразны, но чаще всего разговор идет о следующих вариантах:
1. Переработка ПНГ на месте добычи с использованием метода криогенного разделения на фракции: группа сжиженных углеводородных газов, а затем – строительство модульных комплексов для выработки электрической и тепловой энергии путем их сжигания. Также возможна подготовка топливного газа для газовых электростанций с применением мембранных газоразделительных установок;
2. Строительство на местах добычи модульных комплексов по утилизации ПНГ с выработкой электрической и тепловой энергии из СОГ, получением бутана, пропана, ШФЛУ и сжиженного метана, этана с транспортировкой продукции универсальными контейнерами-цистернами.
3. Использование ПНГ в системах двухтопливного режима работы дизель-генераторных установок (модернизация дизель-электрических станций) (см. Рис.14);
4. Производство электрической и тепловой энергии в газотурбинных и газопоршневых электростанциях с системами утилизации тепла.
Разумеется, для реализации концептуальной задачи нам потребуются системы производства электроэнергии с минимальными капитальными затратами на подготовку ПНГ к сжиганию. Это, с одной стороны. С другой, они должны быть способны работать в условиях изменчивого состава ПНГ, а также иметь системы резервирования на случай сбоя в поставке ПНГ. В настоящее время для покрытия потребности в электроэнергии при добыче нефти на месторождениях в отдаленных от центров энергоснабжения районах начали применять газотурбинные установки, с помощью которых решают проблемы как энергоснабжения, так и утилизации попутного нефтяного газа. Как считают эксперты, они же максимально подходят для целей производства электроэнергии для ЦОД.
Газ является самым экологичным топливом в силу образования наименьшего количества токсичных веществ, выбрасываемых в атмосферу при сжигании топлива. Использование современного оборудования газотурбинной электростанции (ГТЭС) в настоящее время позволяет получать электроэнергию практически безвредным для атмосферы способом. Положительный опыт строительства и эксплуатации таких электростанций, работающих на ПНГ давно накопился и оценён Министерством природных ресурсов и экологии РФ.
Газотурбинная электростанция (ГТЭС) представляет собой сложный комплекс силовых агрегатов, генерирующих электричество и тепловую энергию. В качестве основного привода электрогенератора используется газовая турбина, которая приводится в действие газовоздушной смесью, подаваемой под высоким давлением. При этом вырабатывается не только электричество, но и тепловая энергия, что является выгодным экономичным моментом. Современная ГТЭС является высокотехнологичным сооружением для выработки и подачи электричества. Система распределения и фильтрации газа (природного и попутного) позволяет свести к минимуму поломку ответственных деталей и узлов. Автоматика и электроника позволяют персоналу станции эффективно контролировать все процессы, происходящие как в самом генераторе, так и во всех вспомогательных сооружениях. Газотурбинные мини-ТЭЦ с мощностью до 1000 кВт могут быть укомплектованы микротурбинами.
2. Концепция сбора ПНГ – «Молочная ферма».
Какие выводы можно сделать на основании представленных выше данных? Во-первых, для крупных нефтяных месторождений или крупных групп соседствующих средних месторождений вопрос утилизации ПНГ не стоит остро, затраты на утилизацию являются обязательной частью капиталовложений, а уровень утилизации приближается к нормативным требованиям Киотского протокола. Во-вторых, процент сжигания ПНГ в России, особенно в северных регионах все равно остается высоким, особенно это касается удаленных, разрозненных мелких и средних месторождений, маркетинговые возможности которых по логистике продуктов переработки ПНГ – весьма ограничены. Всё это говорит о необходимости инициации специальных государственных проектов, создающих условия для мелких и средних компаний по реализации возможностей и задач эффективной утилизации ПНГ.
В апреле 2015 года Генеральный секретарь ООН Пан Ги Мун и Президент Всемирного банка Джим Ён Ким объявили о начале реализации совместной инициативы «Полное прекращение регулярного факельного сжигания ПНГ к 2030 году» (Zero Routine Flaring by 2030 Initiative), целью которой является прекращение непродуктивного сжигания ПНГ. Инициатива объединяет правительства, нефтяные компании и организации развития, которые признают, что ситуация с факельным сжиганием ПНГ нерациональна с точки зрения природопользования и охраны окружающей среды, и которые согласны сотрудничать, чтобы прекратить практику регулярного факельного сжигания ПНГ не позднее 2030 года.
В настоящий момент Россия участвует в Инициативе только на уровне Правительства, но каких-либо активных действий в рамках данной Инициативы пока не наблюдается. На наш взгляд, это является серьезным упущением как со стороны государственных структур, так и нефтедобывающих компаний: многие из российских компаний уже осуществляют нефтедобычу и переработку ПНГ с показателями, соответствующими содержащимся в тексте Инициативы. Не использовать возможность заявить о своих достижениях в этой области, одновременно с этим получить доступ к экспертной и информационной поддержке на международном уровне было бы нерационально. В современных условиях, когда особое значение приобретают в первую очередь те проекты, в рамках которых осуществляется конструктивное сотрудничество во имя достижения целей устойчивого развития и решения задач, находящих поддержку правительств, международных финансовых и деловых кругов, присоединение к Инициативе (которая, безусловно, соответствует этому критерию) является насущной необходимостью для российских нефтедобывающих компаний и банков развития.
Именно в рамках такой инициативы мы предлагаем проект создания специальных установок по сбору и подготовке ПНГ с мелких и средних месторождений для последующего использования в ГТЭС и производства электроэнергии. Условно мы назвали такой проект «Молочная ферма», поскольку, по аналогии со сбором молока от каждой коровы, здесь присутствует идея сбора небольших объемов ПНГ с мелких и средних месторождений в единую аккумулирующую систему (см. Рис.15).
Разумеется, каждая точка на рис.15 представляет собой либо само мелкое или удаленное среднее месторождение, либо группу таких месторождений со своей установкой по подготовке ПНГ к транспорту, например, как это показано выше (см. Рис.16). Основная задача таких проектов – это найти наилучшую схему сбора ПНГ с точки зрения логистики и стоимости строительства ПНГ-газопроводов, другая – определить механизмы и источники финансирования строительства таких «Молочных ферм». Логично, что такая ферма может быть построена в рамках строительства самих ЦОД, а газопроводы к ней – за счет компенсационных сумм по выплатам штрафов за сжигание ПНГ или иной проектной синергии. В любом случае, поиск схем для создания таких сборных пунктов ПНГ – это техническая задача и может иметь много решений.
Что касается конструктивных и проектных решений, то, безусловно, здесь требуются подходы, аналогичные строительству экстремальных объектов. Отличительными особенностями развития таких комплексов является ориентация на повышение эффективности повторной мобильности и эффективности на всех стадиях их жизненного цикла, обеспечение многократной адаптации объектов к изменениям внешних воздействующих факторов среды, быстрое изменение назначения мобильного самомонтажного оборудования для целей подключения новых поставщиков ПНГ. Здесь могут быть задействованы два стратегических подхода: или один крупный стационарный центр сбора и подготовки ПНГ на группе месторождений со стационарной мощной ГТЭС – это один вариант. Второй вариант – совокупность мобильных пунктов сбора ПНГ и небольшие по объемам производства электроэнергии, также мобильные, ГТЭС, которые можно перемещать в иные зоны при изменении запасов ПНГ и объема поставщиков. При этом собирается уже электроэнергия.
Продолжение следует.