Электрический флот ГРП: нужна ли технология в России?
Количество операций по гидроразрыву пласта в РФ уверенно растёт последние годы, и всё говорит о том, что этот тренд сохранится ещё долго. В то же время геологические условия становятся всё сложнее, поэтому нефтесервисные компании находятся в постоянном поиске новых, более эффективных решений.
Один из интересных вариантов ― использование агрегатов на электрической тяге. В чём его преимущества? И насколько он подходит российским реалиям? Ответы на эти вопросы искали участники экспертной дискуссии «Электрический флот ГРП: импортозамещение или технологический суверенитет?» в рамках Промышленно-энергетического форума TNF.
Поговорим о преимуществах
Начнём с того, что электрический флот ГРП ― уже давно не новинка, за рубежом эта технология достаточно широко распространена. По словам руководителя направления по оказанию услуг нефтесервисным компаниям АО «Группа Б1» (входит в ГК «Б1») Агабека Бадалова, начиная с 2018 года рынок гидроразрыва пласта Северной Америки активно трансформируется.
По оценкам аналитиков, по итогам 2025 года доля дизельных флотов сократилась до 35%. Лидирующие позиции заняли гибридные установки ― 48%. На электричество приходится 16%. При этом в 2016 году доля электрофлотов в Америке была лишь 1%. Важным стимулом для роста альтернативных источников энергии стали требования по снижению выбросов СО2, отметил эксперт.
Однако в пользу данной технологии можно привести и чисто экономические доводы.
Как заявил региональный менеджер Yantai Jereh Petroleum Equipment & Technologies Co., Ltd Пай Миллер, при использовании электрического флота ГРП меньше не только выбросов, но и шума, что благотворно сказывается на здоровье работников. Также он отметил высокую производительность и энергоёмкость.
Агабек Бадалов в числе ключевых преимуществ электрических флотов назвал снижение затрат на топливо на 60–80% и на техобслуживание на 8–10% за счёт отсутствия ДВС, коробки передач и меньшего износа оборудования. Сокращение вибраций и шума приводит не только к улучшению условий работы операторов, но и к увеличению срока службы насосов.
Ещё один важный момент ― возможность проведения ГРП на нескольких скважинах одновременно. Ну и, возвращаясь к теме экологии, стоит отметить: применение электрофлотов позволяет снизить выбросы СО2 на 30–50% рассказал представитель «Б1».
ПНГ, КПГ, СПГ или ДТ?
Обращает внимание достаточно сильный разброс в цифрах. Это объясняется разным топливом, которое используется при генерации электроэнергии. Самым эффективным оказался попутный нефтяной газ (ПНГ) ― на 77% дешевле, чем дизель. Если использовать КПГ (компримированный природный газ), затраты будут ниже на 21%, в случае с СПГ ― на 32%, объяснил Агабек Бадалов.
Однако повсеместно перейти на ПНГ не так просто. Попутный газ содержит в себе много примесей, поэтому нужно учитывать готовность инфраструктуры на кустовых площадках, а в случае с СПГ и КПГ ― логистические издержки.
О том, что у каждого из вариантов есть свои плюсы и минусы, говорил и директор операционного департамента ООО «Аггреко Евразия» Михаил Толмачев. В случае с дизельным топливом это, с одной стороны, понятные технологии хранения и использования, с другой ― высокая стоимость. К преимуществам природного газа стоит отнести максимальный КПД и высокую экологичность. К недостаткам ― сложности с транспортировкой и хранением.
Заместитель председателя правления ПАО «НОВАТЭК» Владимир Кудрин предложил использовать для выработки энергии СПГ. На сегодня для удалённых месторождений «экономика не сходится», но если несколько недропользователей создадут отраслевой заказ, то можно будет рассчитывать на какие‑то стимулы от государства, считает г-н Кудрин.
Наконец, использование для этих целей ПНГ ― это возможность его эффективной утилизации и снижения затрат. Но в то же время необходима очистка газа от примесей, также есть сложности с транспортом и хранением. Однако Михаил Толмачёв отметил, что подготовка ПНГ ― не такая сложная задача, как кажется на первый взгляд.
«Это менее сложная технология по сравнению с выделением отдельных фракций. К тому же всё оборудование ― мобильное, и, когда ГРП провели, его можно перевести на новое место», ― объяснил представитель «Аггреко Евразия».
Большеобъёмные закачки ― окно возможностей для электрического флота ГРП
Однако пока эти доводы недостаточно убедительны для российских ВИНК. Давление зелёного лобби в РФ намного слабее, чем в США или тем более в Европе. Да, электрофлоты могут дать экономию при обслуживании, но не стоит забывать о больших затратах на приобретение оборудование, перестройку инфраструктуры. При этом, как отметил директор программ по развитию технологий ГРП ПАО «Газпром нефть» Ильдар Файзуллин, «в России нет проблем с соляркой».
Однако у сторонников новой технологии есть ещё один козырь в рукаве. Флоты на электричестве позволяют проводить большеобъёмные закачки. С учётом ухудшения сырьевой базы это может стать весомым преимуществом. По мере освоения ТРИЗ будут усложняться системы заканчивания. Сейчас в России в среднем проводят 5 стадий гидроразрыва пласта. Но уже к 2035 году их количество вырастет до 25.
При этом в США уже сейчас проводят ГРП с 55–59 портами. В Северной Америке на высокорасходную закачку приходится 85%, на традиционную ― 15%. В России это соотношение составляет 3% и 97% соответственно. В 2030 году пропорция изменится: 14% и 86%, а в 2035 году ― 28% и 72%, привёл цифры Агабек Бадалов.
Таким образом, на горизонте до 2035 года в РФ ожидается потребность в увеличении мощности флотов ГРП для осуществления высокорасходной закачки по ТРИЗ. Если сейчас средняя номинальная мощность насосных агрегатов для выполнения МГРП на 1 флот составляет 9000 лошадиных сил, то в 2030 году, по оценкам аналитиков «Б1», это цифра составит 11 250 л. с., а в 2035 году ― 15 750 л. с. То есть рост составит 25% и 75% соответственно.
Один из очевидных вариантов наращивания мощности ― как раз переход на электрические и гибридные флоты
А нужны ли большие объёмы?
Тем не менее Ильдар Файзуллин считает, что легко «перескочить» в новую реальность вряд ли получится.
«При стандартном ГРП качаем две-три стадии в сутки с перерывами на отдых. Всего уходит 3–5, иногда 7 дней, после чего едем дальше. То есть всё очень сжато, без длительной подготовки. В среднем объём закачки составляет 70–100 тонн. Где‑то качаем по 5 тонн, бывает, даже по тонне. Каких‑то больших давлений, расходов, огромного количества стадий пока нет.
Это и определит требования к флоту ГРП в перспективе ближайших 10 лет. Да, ТРИЗЫ, большие закачки ― это наше будущее. Но все вы видите, что творится в мире. Ввод новых мощностей, где требуются такие объёмы работ, постоянно сдвигается. А добывать нужно сейчас. В ближайшие годы будут актуальны зарезки, рефраки, работа на существующих месторождениях, где уже построена инфраструктура.
И они не предназначены для высоких расходов. Это традиционные, не трещиноватые коллекторы. С этими задачами может справиться существующая техника. Несмотря на значимые инвестиционные затраты на электрический флот, для получения экономического эффекта необходимы скважины-кандидаты на 12 и более портов МГРП и кустовые площадки с минимальным количеством скважин 8–10», ― отметил представитель «Газпром нефти».
«На объектах с АВПД применить этот флот будет сложно и, скорее всего, очень дорого. Насосам будет требоваться больше электроэнергии. И на ближайшую перспективу, если посмотреть объекты, которые находятся у нас в разработке, мы можем добиться тех же результатов, не неся дополнительных затрат. В наших условиях стоимость ГРП может составлять 1/3 всех расходов на строительство скважины. И использование флота на электротяге может ещё ухудшить экономику», ― сообщил представитель ООО «Новатэк НТЦ» Пётр Алексеев.
При этом нельзя забывать об инвестициях в газовые турбины, электрооборудование, системы очистки газа (иначе высок риски поломки турбин). Ещё один важный фактор ― ограниченный опыт эксплуатации такой техники в России, добавил Агабек Бадалов.
На данный момент, по словам Ильдара Файзуллина, ключевыми требованиями к флоту на традиционном объекте являются мобильность и проходимость. Техника не должна «бояться» дорог без твёрдого покрытия. Учитывая ограниченные размеры кустовой площадки, большое значение имеют и габаритные размеры машин, их компактность, возможность совместной работы с комплексами ГНКТ и подъёмниками КРС. С этим у электрофлотов как раз есть сложности.
Где брать энергию?
Наконец, нельзя забывать, что прямо сейчас мощности электрических сетей на месторождениях достаточно только для обеспечения непосредственно процесса добычи ― питания ЭЦН/ШГН, освещения. С наличием проблемы согласен и Михаил Толмачев.
«Насосное оборудование ГРП требует значительных пусковых мощностей, создавая нагрузку на генерирующие системы. Решение мы видим в использовании компактных мобильных источников электроэнергии (газотурбинных, газопоршневых, дизельных установок) в сочетании с системами накопления энергии (суперконденсаторами/BESS)», ― отметил представитель «Аггреко Евразия».
Ильдар Файзуллин считает, что вместо строительства дорогостоящей инфраструктуры выгоднее подвозить энергию на месторождения. Для этого нужны «пауэрбанки на колёсах». Однако пока таких больших батарей нет. К тому же стоит учитывать суровые климатические условия во многих традиционных регионах добычи. А на морозе, как известно, аккумуляторы разряжаются быстрее. Таким образом, использовать электричество как основной источник энергии для ГРП ещё рано, заключил Михаил Толмачёв.
Конечно, это не ставит крест на перспективах электрофлотов. Прогресс не стоит на месте, и если будет спрос, то появятся и новые технологичные продукты для решения этих проблем. Однако ждать стремительного перехода, по всей видимости, всё же не стоит.
«Потенциал у электричества огромный, но идти на полную замену, на мой взгляд, неправильно. Надо искать симбиоз, не нужно ставить жёсткий выбор: электричество или дизель», ― отметил Ильдар Файзуллин.
Похожих суждений придерживается и Агабек Бадалов.
«Переводить весь рынок на электрофлоты, на наш взгляд, не имеет смысла.
Если операция ГРП занимает одни-трое суток, то они точно не окупятся. Нужно сформировать условия, когда техника будет стоять один месяц и качать беспрерывно. Ещё одна задача ― удешевить эксплуатацию за счёт использования ПНГ. В США уже создали внутри сервисной отрасли направление по заправке СУГ или КПГ», ― подчеркнул эксперт «Б1».
Итак, в отрасли понимают преимущества электрофлотов и не исключают возможности их использования в будущем. Однако пока в России не сформировались условия, при которых они смогли бы показать себя с наилучшей стороны. По всей видимости, в ближайшие 5–10 лет машины на ДТ по-прежнему будут составлять основу российского флота ГРП.
Текст: Андрей Халбашкеев.
Фото редакции PromoGroup Media.
