Генерация на месторождениях: как обеспечить бесперебойность?
Нефть и газ на сегодня — основные источники энергии для человеческой цивилизации. Однако эти углеводороды ещё нужно добыть. А если учесть, что нефть зачастую добывают в удалённых труднодоступных местах, то вопросы надёжного энергообеспечения приобретают особое значение. На какие новые технологии для бесперебойной генерации в нефтегазовом комплексе стоит обратить внимание? Ищем ответ вместе с экспертами отрасли.
Популярность мобильной генерации растёт
По мере истощения традиционных запасов добыча углеводородов смещается всё дальше на север. При этом в разработку берут залежи, которые до этого считали нерентабельными. Очевидно, что актуальность новых мобильных технологий для генерации в этих условиях возрастает.
«Число удалённых объектов, которым требуется автономное энергоснабжение, постоянно растёт. Более 80% территории страны не имеют возможности подключения к централизованным сетям, а там, где она есть, встаёт вопрос высоких и постоянно растущих тарифов. При этом сейчас появились технологии, которые делают локальные системы более эффективными», — отметил руководитель проекта ЛИЭС АО «ТЭСС» Дмитрий Холдин.
Традиционно для автономной генерации использовали установки на дизельном топливе. Этот вариант востребован и сегодня, однако у него есть свои ограничения. В первую очередь это относительно высокая себестоимость. Приходится учитывать логистические ограничения, ведь топливо ещё нужно завезти на объект. Наконец, не стоит забывать и о большом количестве вредных для окружающей среды и здоровья людей выбросов.
ПНГ и генерация: для счастливого союза нужно решить технические сложности
Какие здесь существуют альтернативы? В первую очередь это попутный нефтяной газ (ПНГ). В этом сценарии как минимум решаются логистические проблемы, ведь топливо уже находится на месторождении. К активному использованию ПНГ для генерации нефтегазовые компании подталкивает и государство.
Напомним, что в 2012 году было принято постановление Правительства РФ о том, что на факельных установках можно сжигать не более 5% попутного газа, оставшийся объём должен быть использован для различных целей, в том числе для выработки энергии. Однако прошло уже больше 10 лет, а массовый переход на ПНГ так и не произошёл. В чём причины?
«Главным препятствием остаются технические сложности, связанные с переменным составом газа. Для работы с ПНГ требуется специальное оборудование, в том числе для подготовки газа, и адаптированные ГПУ (газопоршневые установки). Подвижки в этом направлении есть: в ПАО „НОВАТЭК” разработали оборудование для сжижения, а в ПАО „Татнефть” — для очистки ПНГ. Также применяются отечественные адсорбционные установки», — отметил Дмитрий Холдин.
Участники Технологического саммита TNF в Тюмени также обратили внимание на большое количество поставщиков техники на рынке. На практике это означает разные габариты, требования к основаниям и типы генераторов. Всё это заметно снижает привлекательность ПНГ в качестве топлива. Впрочем, на мероприятии также прозвучали и предложения, как исправить эту ситуацию.
«Сам ПНГ почти бесплатный. Поэтому считаю, что мобильная генерация может выдерживать конкуренцию с оптовым рынком, в том числе за счёт большей надёжности. Помочь может снятие нормативных ограничений. Если предоставить возможность продавать выработку не напрямую потребителям, а через оптовый рынок, это кардинально поменяет экономику и сложившиеся бизнес-процессы.
Ещё один способ нарастить объёмы полезной утилизации ПНГ — это производство криптовалюты. Вопрос, как это правильно сделать, чтобы было интересно не только майнерам, но и сервисным, генерирующим компаниям, недропользователям и региону с точки зрения налоговых отчислений и создания рабочих мест», — предложил генеральный директор НП «Газовый союз Югры» Денис Черепанов.
Впрочем, идея с производством криптовалюты не нашла поддержки у собравшихся. Главная причина в том, что потребление энергии на месторождении неравномерно, и во время пиковых значений возникают неизбежные конфликты самой добывающей компании с майнерами, которые арендуют оборудование. А вот изменения в нормативном регулировании, похоже, действительно назрели.
«В поле, если остановился один двигатель, его обязательно должен подстраховать другой. Понятно, что это удваивает стоимость проектов. Сейчас отдаём резервные мощности в аренду, в том числе майнерам. Поставляем на гражданские объекты. Но нет агрегатора, который позволял бы поставлять их в свободное пользование», — отметил директор по развитию ООО «Компания Ойлтим» Сергей Горбачёв.
Не только попутный, но и сжиженный
Впрочем, в качестве топлива на месторождениях можно использовать не только ПНГ, но и сжиженный природный газ. Эту идею отстаивал в своём выступлении на сессии «Энергообеспечение (генерация) нефтегазовой отрасли» в рамках деловой программы выставки «Нефтегаз» президент Национальной ассоциации производителей СПГ Павел Сарафанников.
«Сжиженный природный газ для нужд генерации будет востребован на Дальнем Востоке, в Северо-Западном федеральном округе. Но лучше всего себя он проявляет в Арктике. Во-первых, низкие температуры, во‑вторых, из конкурентов — дизельное топливо. У нас есть кейс в Западной Сибири: месторождение, где был дефицит электрической энергии и стоял выбор между дизельной генерацией и СПГ.
Существовал миф, что генерация на сжиженном газе возможна только на расстоянии от завода не более чем 500 км. В нашем случае оно составило 2500 километров. И даже в таком случае был получен экономический эффект! А при меньшем расстоянии он был бы гораздо больше», — заверяет г-н Сарафанников.
На той же сессии прозвучало, что СПГ-генерация может рассчитывать на поддержку со стороны государства.
«В удалённых местах — генерация на дизельном топливе и мазуте, поэтому есть потенциал внедрять новые технологии, в том числе с использованием углеводородов. Мы ждём, когда появится инвестор, который будет готов реализовывать проекты по переходу с дизельной генерации на СПГ, и чтобы это было экономически эффективно.
Со своей стороны готовы поддерживать налоговыми льготами. Сейчас пилотный проект, определили несколько регионов и предложили ряду компаний поучаствовать. Всё, что они снизят от текущего состояния, они заберут в качестве возврата инвестиций. Пока компаний с технологиями на СПГ не заявлялись, но мы готовы их рассмотреть», — заявил руководитель направления энергетики и ЖКХ Корпорации развития Дальнего Востока Максим Губанов.
Впрочем, у этого варианта есть и свои ограничения. В первую очередь это опять‑таки оборудование. В данном случае оно требуется не только для собственно сжигания, но и для регазификации. Как признаёт Павел Сарафанников, на экономику проекта сильно влияет расстояние от завода по производству СПГ. В отличие от ПНГ, который всегда под рукой, сжиженный природный газ ещё нужно доставить на место.
Таким образом, большие затраты на создание инфраструктуры — одна из ключевых причин, почему «голубое» топливо до сих пор не вытеснило дизельное на нефтегазовых месторождениях. Оригинальное решение проблемы предложил Сергей Горбачёв.
«Насколько я знаю, ни в России, ни в мире нет двигателей, которые бы работали на разных видах топлива (газ и дизель). Такие установки использовались в СССР при строительстве БАМа, но они были большими и громоздкими, и ими было достаточно неудобно пользоваться», — отметил представитель «Компании Ойлтим».
Очевидно, что такое решение обеспечит большую гибкость. Возможно, конструкторам стоит посмотреть в сторону гибридных вариантов?
Ждём российское оборудование
Впрочем, пока на повестке стоят более насущные вопросы. Речь идёт о преодолении технологической зависимости от западных решений.
«Санкции ударили сильно — критическое оборудование (ГПУ, автоматику, электронику) раньше в основном завозили из Европы и США. Сейчас зависимость остаётся высокой, но ситуация постепенно меняется. Внедряем российские аналоги (например, наши системы автоматики). Кроме этого, идёт переориентация на Китай, но там есть нюансы с качеством и адаптацией. Наконец, продлеваем ресурс имеющегося импортного оборудования», — прокомментировал ситуацию Дмитрий Холдин.
Наиболее сложная обстановка сложилась с газопоршневыми станциями.
«У нас в приоритете гигантизм, турбины большой мощности. А про малые станции забываем. Поэтому газопоршневые агрегаты у нас идут немного по остаточному принципу. При этом самые востребованные мощности — это как раз 1–2 МВт», — подчеркнул Денис Черепанов.
Всё это привело к ситуации, когда в «Газпром нефти» 98% генерации осуществляется на иностранном оборудовании и всего 2% — на отечественном. Такие цифры привёл руководитель программ по реализации технологического суверенитета в области энергетического и компрессорного оборудования ПАО «Газпром нефть» Вячеслав Шипов.
Чтобы исправить это положение дел, газопоршневые электростанции мощностью от 1 до 1,6 МВт включили в дорожную карту по развитию оборудования для бурения и добычи. В её рамках реализуется четыре проекта:
- «1–9 ГМГ» (АО «Коломенский завод»), планируется выпуск 100 единиц в год к 2030 году;
- «Румо‑402» (АО «РУМО»), в 2026 году стоит цель выйти на показатель в 40 двигателей год;
- ВДМ 492ГД (АО «Волгадизельмаш»), возможности производства — 5–10 единиц в год;
- 12ДМ‑185ЭГ (ООО «УДМЗ» (Уральский дизель-моторный завод), планируется выпускать до 30 двигателей в год.
«Агрегаты „Волгадизельмаш” и „Румо” проходят опытно-промышленную эксплуатацию непосредственно на объектах. В качестве топлива применяется попутный газ. Сравнивали их с импортными двигателями, и отечественные машины показали достаточно неплохие результаты.
Одномегаваттный „Румо” выдал 980 киловатт, „Волгадизельмаш” — 850 киловатт, тогда как установленные рядом Caterpillar работают в среднем на 800 киловаттах. С нетерпением ждём, когда у нас запустится машина Коломенского завода и 1,5 мегаваттный двигатель от УДМЗ», — рассказал Вячеслав Шипов.
Конечно, не всё гладко, есть замечания по конструкции. Но в «Газпром нефти» полагают, что недостатки не критичны и оборудование можно доработать до хороших показателей по надёжности и качеству электроэнергии.
«Понятно, что сейчас мы находимся в начале пути, и требовать от производителей, что они выдадут нам машину, которая будет работать, как Cummins, пока рано. Но мы приняли в компании решение, что идём эволюционным путём. Потому для нас важна непрерывность, и ждать месяцами запчасти или вызова узкоспециализированного специалиста для проведения ремонта или обслуживания мы не можем», — заключил Вячеслав Шипов.
Пока же в ожидании отечественных машин отрасль перестраивается на азиатские решения.
«Компрессорное оборудование мы вынуждены предлагать китайское, потому что аналогов российских нет, мы их не нашли. Насосы тоже не нашего производства. У российских компаний они только под заказ, и ждать надо долго. Кроме того, с отечественными производителями сложно коммуницировать, информация закрыта.
С китайцами получается даже проще, несмотря на языковой барьер», — посетовал ещё один участник выставки «Нефтегаз‑2025», руководитель направления энергетики ООО «ПромМаш Тест Инжиниринг» Сергей Рочев.
Вячеслав Шипов, в свою очередь, отметил, что у «Газпром нефти» нет проблем в коммуникации с российскими заводами. Но восточное направление здесь тоже развивают. Речь идёт о локализации южноазиатских машин: LIYU, Baudouin, Jichai, Comeriver.
Повышаем эффективность локальных сетей
Но, даже если проблема с оборудованием будет решена, остаётся вопрос высокой себестоимости локальной генерации. Помочь здесь могут современные технологии.
В ходе обсуждения на Технологическом саммите TNF прозвучало, что значительная часть затрат приходится на содержание резервных мощностей на случай аварии или пикового спроса. В то же время в некоторых зарубежных странах эти задачи решаются за счёт автоматики. То есть, вложившись один раз, можно потом экономить на содержании оборудования.
Свои наработки в этом направлении появились и в России. В АО «ТЭСС» предлагают повысить эффективность с помощью автоматизированного управления на базе искусственного интеллекта экспертного типа.
«Это позволяет оптимизировать работу локальных энергоустановок, выбирая режимы генерации и распределяя выработанную мощность между потребителями. К ключевым эффектам от внедрения технологии можно отнести стабильную работу генераторов, снижение перегрузок и износа оборудования, сокращение удельного расхода газа на 10–15 %, минимизацию участия человека и, как следствие, снижение операционных затрат.
При объединении нескольких объектов генерации появляется возможность перераспределения избыточной мощности внутри локальной энергосистемы. За счёт этих мер снижается стоимость электроэнергии и повышается общая экономическая эффективность локальной генерации», — объяснил Дмитрий Холдин.
Ещё один вариант — использование механизмов государственной поддержки.
«Многие нефтегазовые компании привлекают для строительства генерирующих источников профильные организации. Мы предлагаем рассматривать это как B2B-партнёрства, когда инвестор строит свою генерирующую установку и продаёт киловатты добывающей компании. На такой проект можно привлечь арктические льготы: сниженные ставки по налогам на прибыль, имущество и страховым взносам», — рассказал Максим Губанов.
Неочевидные варианты: ВИЭ и атомная генерация
Рассуждая о вопросах генерации, не получится обойти стороной тему альтернативных источников энергии. Однако в случае с нефтегазовыми месторождениями переход на ВИЭ не совсем оправдан, считает Дмитрий Холдин. Углеводороды в России добывают в основном в районах Крайнего Севера, где солнца не видно большую часть года. При этом ключевое требование к генерации — это бесперебойность. В условиях Арктики солнечные батареи и ветряные станции пока не могут её гарантировать.
Более перспективным выглядит вариант с использованием атомной энергии.
«Понятно, что нефтегазовые компании применяют больше газопоршневые установки, но сейчас есть тренд по использованию АЭС малой мощности, в том числе плавучих. Хотелось бы увидеть подобную конкуренцию. Со своей стороны тоже готовы оказывать поддержку с точки зрения налоговых льгот, преференций», — отметил Максим Губанов.
В России до 2039 года планируют построить 62 реактора для мини-АЭС, 18 из них будут плавучими, сообщает сайт «Росатома». Последние предназначены как раз для развития удалённых промышленных кластеров и территорий, изолированных от централизованных энергосистем. Первая плавучая АЭС «Академик Ломоносов» начала свою работу в мае 2020 года. Если намеченные планы будут реализованы, то «атом» вполне может занять важное место в структуре энергопотребления нефтегазовых компаний.
Итак, как мы видим, за последние годы появилось достаточно новых технологий, позволяющих обеспечить бесперебойную генерацию в удалённых регионах с минимальным ущербом для окружающей среды. При этом о вопросах экономической выгоды разработчики тоже не забыли. Теперь на повестке вопросы их масштабирования и создания необходимой инфраструктуры.
Дмитрий Холдин, руководитель проекта ЛИЭС АО «ТЭСС»
«Для мобильного энергоснабжения широко применяются генераторные установки контейнерного исполнения, обеспечивающие автономность, защиту от внешних воздействий и возможность быстрой транспортировки. Это универсальное и надёжное решение, так как они могут работать на различных видах топлива и обладают возможностью масштабирования мощности».
Текст: Андрей Халбашкеев.
Фото редакции PromoGroup Media.
