Энергообеспечение нефтяных месторождений: в поисках выгодной альтернативы
С того момента, как физики во второй половине XIX века обуздали электричество, мы уже не можем представить себе жизнь без него. Не стала исключением и нефтегазовая отрасль, ведь без должного энергообеспечения ни одно, даже самое богатое месторождение, попросту невозможно разрабатывать.
При этом нефтяные и газовые вышки находятся, как правило, за сотни километров от крупных населённых пунктов, часто за полярным кругом. Всё это делает энергообеспечение нефтегазовых месторождений непростой задачей. Как её решают российские компании?
Централизованное или автономное?
На месторождениях энергия нужна для работы всех систем, «начиная от подключения жилых вагончиков и заканчивая питанием сложных систем автоматизации», отмечает генеральный директор ООО «Перфобур» Илья Лягов.
Но всё же основными потребителями являются насосы с приводом от погружных двигателей. На прочие нагрузки приходится лишь около 25% всей потребляемой электроэнергии, приводит цифры в своей статье «Автономное энергоснабжение нефтегазодобывающих предприятий» Анна Турышева.
Завести электричество на месторождение можно разными способами. Как пишет Анна Турышева, основными являются электроснабжение от высоковольтных линий электропередач; от линии электропередач и генерирующего устройства, входящего в состав электростанции собственных нужд; от нескольких генерирующих агрегатов — локальной системы электропитания.
«Как правило, до кустовых площадок всегда проводят централизованное электроснабжение. Для крупных месторождений стоят отдельные подстанции, а когда скважины только бурят, то используют автономные дизельные станции», — комментирует Илья Лягов.
Одной из ключевых задач добывающего предприятия является поддержание постоянного питающего напряжения. Насосы и другая техника чувствительны к его перепадам, перебои в энергоснабжении могут привести к страшным последствиям.
Поэтому в качестве резервного источника питания на случай аварии на месторождении имеется дизельная электростанция. Отдельные сложности при решении задач по электроснабжению создаёт географическое расположение нефтегазовых месторождений.
«Ключевой сложностью в создании и обслуживании энергетической инфраструктуры на нефтегазовых месторождениях становятся логистические особенности, связанные с удалённостью объектов.
Ещё одна особенность — экстремальный климат. В местах, где ведётся добыча, температура опускается до -50 °С, а лето при этом очень короткое, буквально пара месяцев. И наша задача в этих условиях обеспечить бесперебойное электроснабжение», — отмечает заместитель генерального директора ООО «Реман-Сервис» Сергей Бессонов.
Поэтому на нефтегазовых месторождениях используют специальное электрическое оборудование, рассчитанное на работу в сложных климатических условиях.
«А вот что касается фундамента трансформаторной станции, то требования к его установке не будут отличаться от требований к другим объектам инфраструктуры», — считает Илья Лягов.
Понятно, что при прочих равных недропользователи делают выбор в пользу централизованного энергообеспечения. Однако высокие затраты на строительство, подключение и эксплуатацию крупных систем централизованного энергоснабжения в удалённых районах делают перспективным использование автономных систем генерирования электроэнергии, считает Анна Турышева. На какие варианты, помимо дизельных генераторов, здесь стоит обратить внимание?
С попутным газом нам по пути?
Электроэнергию можно вырабатывать при сжигании попутного нефтяного газа (ПНГ). Подобных примеров в России достаточно. Одни из них — ввод в эксплуатацию компанией «ЛУКОЙЛ» в 2020 году Чашкинской ГТЭС с мощностью переработки около 50 млн кубометров ПНГ в год.
Надо понимать, что серьёзным стимулом для реализации подобных проектов стало законодательное требование утилизации как минимум 95% ПНГ. До этого большая часть нефтедобывающих компаний попросту сжигала его на факелах. Впрочем, у данного метода есть и другие преимущества.
«С точки зрения стоимости использование газопоршневого оборудования в сравнении с централизованными сетями гораздо выгоднее и имеет ряд преимуществ. Во-первых, появляется определённая независимость. Во-вторых, в ходе использования газопоршневого оборудования создаётся дополнительный продукт — тепло.
Соответственно, возникает экономия не только электроэнергии, но и тепла, которое идёт для нагрева горячей воды и в качестве отопления. К тому же во время добычи попутный газ так или иначе необходимо утилизировать, это обусловлено природоохранными нормами.
То есть топливо в данном случае выходит достаточно дешёвым. В итоге стоимость киловатта существенно снижается, в некоторых случаях — в два раза. Для частного бизнеса это существенная экономия», — перечисляет Сергей Бессонов.
В то же время остаются определённые сложности.
«Необходимо отметить, что в состав попутного нефтяного газа входит сероводород, водные включения, лёгкие углеводороды, твёрдые частицы, коррозионные составляющие, которые при взаимодействии друг с другом могут привести к снижению срока эксплуатации оборудования», — пишет Анна Турышева.
Поэтому для устойчивой работы системы, как правило, используют очищенный попутный газ. Конечно, и система очистки ПНГ для газопоршневых агрегатов является достаточно дорогостоящей. Впрочем, в последние годы появились микрогазотурбинные агрегаты, которые могут работать с высоким содержанием сероводорода, отмечает Анна Турышева.
Так что использование попутного газа для генерации электроэнергии — перспективное направление, где ещё остаётся достаточный простор для совершенствования.
Время ВИЭ ещё не пришло
Следующий вариант, который приходит в голову, — альтернативные источники энергии. Опыт в этом отношении у российских компаний есть. В январе 2021 года «ЛУКОЙЛ» презентовал масштабный проект развития «зелёной» энергетики с общим объёмом финансирования $15 млрд.
В рамках проекта компания планировала построить 4 ГЭС, 4 солнечные и одну ветряную электростанцию. Однако надо понимать, что эти мероприятия были направлены скорее на снижение углеродного следа предприятия, нежели на решение проблем дефицита электроэнергии. И в новых экономических реалиях судьба этих проектов вызывает большие вопросы. Это заметно по риторике власть предержащих в последнее время.
«Нельзя отрицать научно-технический прогресс, технологии открывают новые возможности для энергетики. Но ставка только на ВИЭ (возобновляемые источники энергии) не оправдала надежд и привела к достаточно серьёзным рискам. Без традиционной энергетики невозможно обеспечивать надёжное электроснабжение.
Переход на ВИЭ требует больших капитальных вложений. Если посчитать стоимость строительства новых сетей, накопителей энергии, здесь экономика, по крайней мере пока, работать точно не будет», — отметил в своём выступлении на Санкт-Петербургском экономическом форуме генеральный директор ПАО «Россети» Андрей Рюмин.
На современном уровне развития технологий ВИЭ можно рассматривать скорее как вспомогательный инструмент в деле энергообеспечения нефтяных скважин.
«Сложно представить отдалённое месторождение, расположенное в суровых климатических условиях, электричество на котором получают, используя солнечные панели или ветрогенераторы», — отмечает Илья Лягов.
Так что можно сделать вывод, что время ВИЭ на российских нефтегазовых скважинах ещё не пришло.
Атомная альтернатива
Впрочем, для месторождений, расположенных в Арктическом регионе, потенциально есть ещё один источник энергии. Речь идёт о модернизированных плавучих энергоблоках (МПЭБ), которые представляют собой мобильные мини-АЭС.
Ещё несколько лет назад использование энергии атомного распада для нужд добывающей промышленности казалось делом далёкого будущего. Однако осенью прошлого года был заключён первый контракт на поставку таких станций для обеспечения электроэнергией Баимского ГОКа.
МПЭБ является развитием уже работающего на Чукотке ПЭБа «Академик Ломоносов». Существенно возросла мощность станции. Вместо КЛТ-40 электрической мощностью 35 МВт модернизированный блок оснастят двумя РИТМ-200С единичной электрической мощностью 55 МВт. Мощность турбины вырастет с 50 до 58 МВт, сообщает портал «Страна Росатом».
Планировалось, что первые два блока приступят к работе до конца 2026 года, а полностью проект будет реализован к 31 июля 2031 года. В качестве главного преимущества разработчики называют низкую и стабильную цену на электроэнергию. Так, в случае с Баимским ГОКом заявлено, что средняя цена электроэнергии составит около 6 рублей за киловатт-час в течение всего срока службы рудника.
Если рассуждать о применимости технологии к нефтегазовому сектору, то в её пользу говорит тот факт, что Россия обладает большими запасами углеводородов на Арктическом шельфе и на побережье Северного Ледовитого океана. Решение вопросов электрообеспечения таких месторождений с помощью плавучих мини-АЭС выглядит перспективным решением.
В то же время нужно понимать, что использование атомной энергии в данном случае имеет свои ограничения. Во-первых, ввиду высоких капитальных затрат этот способ экономически оправдан лишь в случае с крупными месторождениями, добыча на которых будет вестись в течение нескольких не лет, а десятилетий. Не все нефтяные скважины могут похвастать таким долгим сроком жизни. Во-вторых, в России пока нет достаточных производственных мощностей для массового производства МПЭБ. Даже для Баимского ГОКа корпуса плавучих энергоблоков будут производить в Китае.
Тем не менее сама идея представляет интерес, в том числе и благодаря тому, что именно в атомной сфере Россия не только не зависит от зарубежной технологии, но и сама является «законодателем мод». Всё это даёт основание рассчитывать, что концепция плавучих атомных энергоблоков получит своё развитие в нашей стране, возможно, и применительно к нефтегазовому сектору.
Санкции не оставят нас без электроэнергии
Вопрос актуальный для всех отраслей: как на развитии скажутся санкции? Насколько сфера электрообеспечения зависит от зарубежных поставок? По словам Сергея Бессонова, сейчас импортное оборудование в энергообеспечении месторождений доминирует.
Речь идёт о таких брендах, как Caterpillar, Cummins, INNIO Jenbacherc, Waukesha, MWM и другие. Доля китайских производителей относительно невелика, отмечает представитель «Реман-Сервис». Хотя в последние дни компании из Поднебесной предлагают больше своих альтернативных решений.
«Доля импортного оборудования очень велика, и тут санкции могут существенно повлиять на стоимость и сроки поставки комплектующих», — соглашается и Илья Лягов.
Понятно, что уход западных компаний с российского рынка не мог пройти незамеченным. В качестве примера можно привести оборудование для газопоршневых и газотурбинных станций. Значительная доля этих агрегатов на рынке — иностранного происхождения. Сейчас уже возникли проблемы с их обслуживанием.
Широкую известность получила история вокруг турбины для газопровода «Северный поток», когда уже отремонтированный агрегат отказывались передавать «Газпрому». Понятно, что остро встаёт вопрос с отечественными альтернативами. Что могут предложить российские производители?
«Что касается газотурбинных и газоперекачивающих агрегатов, то ещё в 2014 году мы начали реализовывать проекты по разработке крупной российской газотурбинной установки. Сегодня у нас есть мощность 110 мегаватт, ожидаем, что в 2023 году компания «Силовые машины» разработает агрегат мощностью 170 мегаватт.
До 25–30 мегаватт у нас есть полная линейка, которую делает «Ростех». Следующий этап — 65 мегаватт. Всё это относится не только к нефтегазовой отрасли, но и к энергетике», — отметил в своём выступлении на Санкт-Петербургском экономическом форуме вице-премьер Александр Новак.
В то же время чиновник признал, что потребности гораздо выше возможностей производства. Подобную ситуацию Александр Новак объяснил тем, что раньше не было задачи обеспечить рынок на 100% отечественными российскими газотурбинными установками.
«Программа импортозамещения только разрабатывается. По самым оптимистичным прогнозам, первую продукцию, вышедшую с отечественного конвейера, мы получим не раньше 2025 года», —полагает Сергей Бессонов.
В этих условиях задачи по поддержанию в рабочем состоянии ставшего «незаменимым» импортного оборудования приобретают первостепенное значение. Впрочем, в этой ситуации на выручку могут прийти аддитивные технологии, которые можно использовать для восстановления изношенных деталей.
Этот процесс включает в себя три этапа: механическую очистку детали, лазерную наплавку и механическую обработку с целью приведения в номинальный размер. Самым высокотехнологичным является второй этап, он и определяет уникальность технологии.
«Наплавку используют для восстановления изношенных деталей машин и оборудования путём нанесения одного расплавленного металла на другой с использованием лазера и наноматериалов. Благодаря локально направленному лазерному лучу удаётся вернуть изделию исходную форму и целостность, а также добиться более высокой прочности детали за счёт того, что зона ремонта не перегревается и структура поверхности не разрушается.
Таким образом, восстановленная деталь по своим параметрам не уступает новой, что наиболее актуально в случае с дорогими комплектующими, снятыми с производства или отсутствующими на территории России.
В целом применение технологий лазерной наплавки позволяет устранить различные повреждения, вызванные сколами, смятием, износом или изломом деталей. Метод подходит для ремонта как крупногабаритных, так и мелких изделий», — рассказывает Сергей Бессонов.
Возможно, что использование аддитивных технологий позволит отрасли пройти переходный период с наименьшими потерями. Возвращаясь к теме электро-обеспечения нефтегазовых месторождений, можно сделать вывод, что, несмотря на появившиеся в последнее время альтернативы, традиционные способы по-прежнему остаются более эффективными, а значит, и более распространёнными.
Использование энергии солнца, ветра или сжигание попутного газа пока объясняется скорее стремлением соблюсти нормы законодательства, снизить свой углеродный след, сделать производство более «зелёным». Впрочем, прогресс не стоит на месте, и, возможно, в скором времени альтернативные методы энергообеспечения получат большее распространение.
На конец 2021 года общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 246 590,9 мвт. Выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России в 2021 году составила 1 114,55 млрд квт∙ч, а потребление электроэнергии в 2021 году составило 1 090,44 млрд квт∙ч, сообщает сайт системного оператора единой энергетической системы.
Сергей Бессонов, заместитель генерального директора ООО «Реман-Сервис»
«Стоит понимать, что процесс бурения останавливать нельзя. Аварийные ситуации на объектах с высоким давлением чреваты крупными техногенными катастрофами. Последствия можно увидеть в фильме «Глубоководный горизонт», основанном на реальных событиях, которые произошли в апреле 2010 года на нефтяной платформе в Мексиканском заливе.
Тогда банальная халатность и цепочка неверных действий привели к гибели людей и крупнейшей экологической катастрофе: за 152 дня в залив вылилось около 5 миллионов баррелей нефти. Такие аварии из-за масштабности объекта и его местоположения довольно сложно ликвидировать, пожар может продолжаться несколько лет.
Истории известен ещё один пример: авария в 60-е годы на месторождении Урта-Булак (территория нынешнего Узбекистана). Месторождение горело более трёх лет, и потушить факел удалось только при помощи подземного термоядерного взрыва. К слову, мощность атомной бомбы тогда превышала силу той, что разрушила Нагасаки. Таким образом, ясно, что вопрос безопасности на объектах месторождений является основным».
Текст: Андрей Халбашкеев
