CC BY
18
В? КОЛОНКА ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА_
УДК: 502.14: 620.9
ПРИЕМЛЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ В РАМКАХ РАЗВИТИЯ НИЗКОУГЛЕРОДНОЙ ЭКОНОМИКИ
Г.В. Лепеш1
Санкт-Петербургский государственный экономический университет, Россия, 191023, Санкт-Петербург, наб. канала Грибоедова, д. 30-32, литер А.
В статье проведен анализ современного состояния энергетической повестки европейских стран и Российской Федерации. Обозначены основные проблемы перехода к безуглеродной энергетике. Также проведен анализ применимости перспективных и возможных научно-технологических решений в нефтегазовой отрасли на длительный переходный период к безуглеродным технологиям, актуальным для нефтегазового сектора российской экономики.
Ключевые слова: парниковые газы, низкоуглеродный тренд, добыча, производство, хранение, транспортирование, водород, аммиак, природный газ, топливо-энергетические установки, транспорт.
ACCEPTABLE TECHNOLOGIES OF THE OIL AND GAS INDUSTRY IN THE FRAMEWORK OF THE DEVELOPMENT OF A LOW-CARBON ECONOMY
G.V. Lepesh
St. Petersburg State University of Economics, Russia, 191023, St. Petersburg, nab. Griboedov Canal, d. 30-32, letter А.
The article analyzed the current state of the energy agenda of European countries and the Russian Federation. The main problems of the transition to carbon-free energy are outlined. An analysis of the applicability of promising and possible scientific and technological solutions in the oil and gas industry for a long transition period to carbonfree technologies relevant for the oil and gas sector of the Russian economy was also carried out.
Keywords: greenhouse gases, low-carbon trend, extraction, production, storage, transportation, hydrogen, ammonia, natural gas, fuel-power plants, transport.
Введение
Современное состояние энергетической повестки европейских стран претерпело существенные изменения на фоне специальной военной операции (СВО) на Украине и введенных по этому поводу эмбарго на российские поставки энергоносителей, а также санкций на логистику, потребляемых ЕС российских энергоресурсов. С повестки дня практически исчезла ранее первоочередная проблема перехода на безуглеродную экономику, обеспечивающую в будущем, по мнению западных авторов, «климатическую нейтральность» энергетического сектора. Введенный по этому поводу термин «декарбонизация» по отношению к нефтегазовому сектору экономики повлиял на решение крупнейших зарубежных и российских компаний (Shell, BP, Total, Eni, Equinor, Baker Hughes, «Татнефть» и др.) строить стратегию своего развития в
направлении сокращения интенсивности выбросов парниковых газов (ПГ) в окружающую среду вплоть до нулевых значений в среднесрочной перспективе (в соответствии с Парижским соглашением по климату до 2050 г.[1]), либо к значительным снижениям утечек природного газа при его транспортировке разведке и добыче уже в ближайшей перспективе (Exxon Mobil, «Газпром», «Роснефть» и др.).
1 Анализ энергетической политики Запада по декарбонизации экономики
Идея декарбонизации возникла по причине потепления климата, которое происходит, по навязанному западными политиками мнению, вследствие воздействия на климат выделяющегося при сгорании ископаемых топлив углекислого газа.
1Лепеш Григорий Васильевич - доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой Безопасность населения и территорий от ЧС, тел.: +7 (921) 751-28-29, e-mail: GregoryL@yandex.ru.
Следовательно, предполагается, что декарбонизация, т.е. переход к безуглеродным источникам энергии (солнечной, ветряной, приливной - возобновляемым источникам, - а также использование водорода, термоядерного синтеза и др.) позволит предотвратить глобальное потепление климата.
Однако, с одной стороны, ситуация с сокращениями поставки российских энергоресурсов уже привела к возвращению в странах ЕС к наиболее «грязной» угольной энергетике 1, что может потребовать корректив обязательств, принятых в соответствии с Парижским соглашением по климату [1]. С другой стороны, дефицит традиционно используемых энергоресурсов подталкивает страны ЕС к более быстрому энергопереходу к низкоуглеродным источникам. По словам Евгения Кузнецова - футуролога, инвестора и бывшего генерального директора фонда РВК: «Инвестиции в возобновляемые источники энергии, накопители, электротранспорт и другие инструменты энергоперехода резко увеличиваются. В 2021-м эти расходы выросли до $754 млрд против около $500 млрд в 2020-м. В этом году, полагаю, затраты на энергопереход могут превысить по миру $1 трлн в год» [2], -говорит эксперт.
Современная наука обладает ограниченными данными как об антропогенном влиянии человека на окружающую среду, с точки долевого количества эмиссий ПГ, так и о влиянии СО2 на глобальный климат в целом.
Согласно имеющимся исследованиям, на Земле существовали периоды с существенно более теплым климатом. При этом содержанием углекислого газа в атмосфере в несколько раз превышало имеющуюся на сегодня концентрацию [3]. При этом Земля была заполнена теплолюбивой флорой и фауной. Имеются свидетельства о последующем резком значительном похолодании. Таким образом наблюдаемый период потепления может быть естественным процессом восстановления климата или происходящими естественными циклическими процессами.
Исследования показывают, что человек не оказывает существенного (не более 1-8 %) влияния на общий объем выбросов парниковых газов [4]. Прямые исследования пород, поднятых из пробуренной в Антарктиде скважины
глубиной 3 км (возраст пород 400 тыс. лет) указывают на цикличность и разброс содержания углекислоты в атмосфере [5], что не связано с антропогенным воздействием на окружающую среду.
Основную оценку ущерба от ПГ окружающей среде производят именно по углекислому газу, вклад которого в изменение теплового баланса составляет всего 9-26 % по отношению к другим ПГ. Известно, что основным парниковым эффектом обладает водяной пар (вклад 3672 %), следующим метан (4-9 %), в одинаковых концентрациях вклад которого в парниковый эффект в 25 - 28 раз больше углекислого газа, Существенную долю в ПГ составляет озон (3-7%)[6].
Переход к безуглеродной водородной энергетике имеет свои особенности [7], в том числе и связанные с необходимостью построения новой инфраструктуры. Так при сжигании 1 кг водорода образуется 8 кг водяного пара, в то время как при сжигании 1 кг природного газа - 1,2 кг, в соответствии со стехиометрическими соотношениями:
СН4+202=С02 + Н20 + дТ;
1 кг +4 кг =2,8 кг+1,2 кг;
2Н2+02= Н20 + дТ;
1 кг +8 кг =9 кг.
Кроме того, высокая температура горения водорода (2500 - 2800 °С) весьма проблематична для конструкционных материалов двигателей и ресурса печей, а также приведет к образованию опасных для экологии оксидов азота в случае сгорания водорода в воздухе.
Насколько безуглеродной является альтернативная энергетика, основанная на использовании возобновляемой энергии можно судить на основании подхода, заложенного в европейских справочных документах по энергоэффективности [8], которые основаны на получении результата у конечного потребителя путем учета первичной энергии, содержащуюся в топливном сырье (природных топливных ресурсах до какой-либо переработки). На основании [8], оценку энергоэффективности целесообразно производить через удельное энергопотребление УЭП (рис.1).
УЭП =
^пар,вх + Еэл,вх + Ет,вх + ^т,
+ Г
рг ~ х-'пр,вх
№
пар,вых + -^эл,вых+-^пр,вых)
Рл
(1)
1 Полный отказ от применения угля в качестве топлива в странах был запланирован на 2040-е годы
где ¿пар,вх, Еэл,вх , ЕТ,вх, Ет,рг , ^пр,вх входящие потоки энергии: пара, электроэнергии, топлива, регенерации и прочие;
^пар,вых, ^эл,вых, ^пр,вых — выходящие
потоки энергии (безвозвратные потери энергии);
Р1 - объем основной продукции.
При использовании уравнения 1 различные потоки энергии необходимо приводить к первичной энергии на основе КПД производства соответствующих форм энергии, при этом учи-
тывать потери энергии. В случае возобновляемых источников энергию получаем преимущественно в виде электроэнергии или тепловой энергии, заключенной в топливном водороде. КПД получения энергии в том и другом случае будет зависеть от энергетических затрат на производство и поддержание техногенной инфраструктуры, обеспечивающей производство «чистой энергии». В качестве первичной энергии, во всяком случае, в переходный период создания безуглеродной энергетики, ее источниками могут быть ископаемые топлива.
р Р
^эл.от ^пр.от
1_1
Сырье
Пар,
р
Электроэнергия Еэл
Прочая, Топливо,
Основная продукция
Рг
Прочая продукция
Производс
твенные
потери
Регенерация,
р
^Т ПГ
Е„
Б.,.
Е
пар.от
Рисунок 1 - Потоки энергии в случае сложного технологического процесса
На сегодняшний день типичный КПД генерации электроэнергии составляет 35-58 %, а производства пара - 85-95 %. Строительство возобновляемых источников энергии и инфраструктуры ее потребления приведет к значительному увеличению объема потребляемой от традиционных источников энергии (рис.2). Это грозит увеличением интенсивности эмиссий ПГ на значительный переходный период. В случае успешного преодоления технико-технологиче-
ских проблем, связанных с созданием инфраструктуры доля первичной энергии постепенно будет замещаться альтернативной «чистой» энергией и эмиссии ПГ будут снижаться. Однако существует опасность, что, по мере развития зеленой энергетики, количество энергии, затрачиваемое на обслуживание ее инфраструктуры будет возрастать и будет необходима компенсация от энергии ископаемых топлив. Рассмотрим некоторые имеющиеся риски и мероприятия, способные их нивелировать.
Освещение
Рисунок 2 - Определение первичной, вторичной и конечной энергии
1. Высокие затраты на передачу энергии от возобновляемых источников по сравнению с получаемой от тепловых гидро- атомных и др. большой мощности (По данным Международного энергетического агентства в 2014 г. в три раза больше). Требуется создание коммуникаций между относительно маломощными источниками для масштабирования генерирующей системы и передачи на большие расстояния, по сравнению с традиционным производством.
2. Необходимо учитывать доступность выработки энергии от времени и параметров окружающей среды. Так производство солнечной энергии имеет наибольшую доступность в июне и наименьшую в период с декабря по конец февраля. Доступность энергии для гидроэлектростанции наибольшая в весенний период, но ее количество меняется от года к году. Наиболее переменна энергия ветра, которая меняется не только из года в год, но и из месяца в месяц. Для выработки электроэнергии доступность ветра составляет обычно от 25% до 35% времени, а солнца - от 10% до 25%. Непредсказуемость и неустойчивость параметров внешней среды, их сезонная зависимость могут приводить к перебоям в получении энергии от возобновляемых источников, что требует установки вспомогательного оборудования с высоким уровнем контроля характеристик энергосети (мощности, силы токаи др.), в отличии от электростанции, работающей на ископаемом топливе. Потребуется дополнительная инфраструктура, обеспечивающая, в том числе и аккумулирование энергии для компенсации простоев энергогенериру-ющих устройств.
Решение проблемы связано с созданием больших по протяженности сетей (вплоть до межконтинентальных), связывающих между собой различные генерирующие источники (ветровые, солнечные, приливные и др.), расположенные в различных климатических зонах. Наверное, эти сети должны быть подземными и подводными по причине требования их безопасности (пожарной и др.) для окружающей среды.
3. При этом потребуется построить энергетическую систему на основе возобновляемых источников энергии, достаточной мощности, чтобы обеспечить достаточное количество электроэнергии, особенно в периоды большой востребованности энергии, например, зимой и которая в большой степени будет в основном резервной.
4. В противном случае потребуется построить большое количество аккумуляторов для хранения электроэнергии в течение нескольких месяцев или даже лет, чтобы уменьшить прерыви-
стость. При этом стоимость энергии от возобновляемых источников окажется слишком высокой, в то время как ископаемое топливо может храниться относительно недорого.
5. Следует учитывать также несравнимо меньший срок эксплуатации большинства возобновляемых источников и необходимость их обслуживания и утилизации, которая также энергозатратна и может быть дорогостоящей.
Т.о. следует констатировать, что:
1. Переход на возобновляемые источники энергии займёт длительное время (50 или более лет), причем необходимость ускорения этого процесса с точки зрения изменения климата неочевидна, а существует угроза роста интенсивности антропогенного воздействия на изменение климата
2.Учитывая КПД всех процессов получения, преобразования и транспортирования электроэнергии от возобновляемых источников, потребление углеводородов никак не уменьшится
3. В течение переходного периода создание новой инфраструктуры для использования ветра и солнечной энергии приведет к дополнительным расходам и увеличению эмиссии ПГ
4. Необходимо обоснование объема производства и стимулирование (компенсация потерь) энергетического сектора, основанного на традиционных ископаемых топлив, сохранения баланса производства энергии
5. Развитие реальной экономики и повышение энергопотребления в развивающихся странах приведет к резкому увеличению потребления энергии, 80% которой в настоящее время получают из ископаемых топлив.
Таким образом, несмотря на заявленные цели у Запада недостаточно активов и ресурсов для реализации глобального проекта декарбонизации без участия крупных энергетических игроков, таких как Россия, Иран и Китай, где каждый имеет свои сильные стороны. Тот же природный газ и ядерная энергетика также могут считаться частью зеленой экономики, вопрос в том, как рационально их использовать, особенно в переходный период.
Еще задолго до СВО ЕС объявил о введении с 2023 г. трансграничного углеродного налога на продукцию, поставляемую из вне с потенциалом выбросов ПГ. Понятно, что это решение является актом агрессивно-авантюрной климатической политике Запада, целью которой является перераспределение в свою пользу углеводородных и других природных богатств, обладающих ими стран, и тем самым проведение их деиндустриализации в интересах международных крупных компаний. Навязываемая обществу де-
карбонизация практически не связана с реальными процессами, происходящими в климатических процессах, а призвана к стремлению увеличить стоимость энергии и энергоресурсов с целью сдерживания развития экономик стран -конкурентов Запада.
2 Анализ возможных научно-технологических решений в нефтегазовой отрасли в рамках развития низкоуглеродной экономики
Для устойчивого развития нефтегазовой отрасли в условиях перехода к низкоуглеродной экономике необходимо рассмотреть наиболее перспективные технологии снижения углеродного следа при добыче, переработке и транспортировке углеводородных ресурсов. Кроме того, важно изучить возможности снижения углеродной нагрузки на климат при получении продукции из природного газа, а также выявить новые технологии утилизации ПГ в процессах производства и использования природного газа и нефтепродуктов.
В ISO 14064-1 и ISO 14069:2013, а также в расчете по методике «Bilan Carbone» [9] учитываются как прямые, так и косвенные выбросы в верхнем и нижнем сегменте, а также внешние выбросы. Соответственно, мероприятия по снижению выбросов также должны проводиться в этих сегментах. Компания должна сформировать схему источников и процессов и разработать мероприятия по снижению выбросов в каждом сегменте.
Разработка мероприятий включает в себя выявление направлений снижения выбросов, связанных с деятельностью организации, разделение этих направлений на такие категории как прямые и косвенные, а также предлагает выбор того, в отношении каких из прямых и косвенных выбросов целесообразно разрабатывать и внедрять мероприятия.
Снижение прямых выбросов может быть достигнуто на всех этапах технологической цепочки - от добычи природного газа до его распределения между потребителями. С учетом современных тенденций развития нефтегазовых компаний, область проведения мероприятий по снижению выбросов распространяется и на взаимодействие с потребителями, когда речь идет уже не о прямых выбросах, связанных с технологическими процессами нефтегазовой компании, а о косвенных выбросах, связанных с потреблением природного газа.
Перечень реальных и возможных на переходный период технологий нефтегазовой отрасли по снижению прямых выбросов ПГ изложен автором в работе [7]. Рассмотрим некоторые из них.
2.1 Технологии снижения углеродного следа при применении блочных электростанций для собственных нужд
Одной из важнейших технологий, уже показавшей свою экологическую и экономическую эффективность является применение блочных электростанций для собственных нужд с газотурбинным или газопоршневым приводом, работающими на природном газе, на каждом газовом промысле и других удаленных объектах. Такие генерирующие источники имеют относительно высокий КПД, характеризуются достаточной надежностью энергоснабжения, могут работать независимо от региональных энергосистем и имеют короткие сроки поставки и строительства «под ключ». Постоянно работающие маневренные газотурбинные установки (ГТУ) и газопоршневые установки (ГПУ), благодаря использованию когенерации, могут обеспечивать теплом хозяйственно-бытовых потребителей и отдельные технологические процессы станции электроэнергией и теплом. Сравнительные характеристики ГТУ и ГПУ приведены в таблице 1.
Как ГТУ и ГПУ применяют в составе ко-генерационных установок. Когенерационная электростанция представляет собой высокоэффективное использование первичного источника энергии - газа, для получения двух форм энергии - тепловой и электрической. Главное преимущество когенерационной установки перед обычными теплоэлектростанциями состоит в том, что установка позволяет использовать то тепло, которое обычно просто теряется. Применение когенерационной установки сокращает расходы на энергообеспечение приблизительно на 100$/кВт2.
Высокая температура на выходе газотурбинных установок (около 5000С) позволяет использовать в составе электростанции паровую турбину. Такая парогазовая установка (ПГУ) состоит из 2-х отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания природного газа (могут быть использованы мазута и другие видов топлив). На одном валу с турбиной находится 1 -й генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электриче-
2 Источник: http://www.energospace.ru
ский ток. Проходя через газовую турбину и отдавая ей часть своей энергии, продукты сгорания - дымовые газы попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образуют водяной пар. Образующийся перегретый пар при давлении 100 бар используется в паровой турбине, которая приводит в действие 2-й электрогенератор. Существуют парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается только один генератор.
3 Источник http://www.manbw.ru
- имеют низкую стоимость единицы установленной мощности;
- компактны в сравнении с теплоэлектростанциями, могут быть установлены вблизи объекта энергопотребления, что сокращает затраты на транспортировку электроэнергии;
- необходимость осуществлять фильтрацию воздуха, используемого для сжигания топлива, с одной стороны, удорожает технологию, с другой - делает установки более экологичными.
ПГУ позволяют достичь электрического КПД в диапазоне 58 - 64 %, - в этом их преимущество перед ГТУ и ГПУ. Средний удельный расход газового топлива на 1 выработанный кВт/час значительно меньше у ГПУ, по сравнению с ГТУ, причем при любом режиме нагрузки (хотя длительные нагрузки менее 25% противопоказаны для поршневых двигателей). Электрический КПД поршневых машин составляет 40 -45%, а газовых турбин - 23 - 33% (в парогазовом цикле турбина способна выдать КПД, достигающий 59%3).
Парогазовый цикл целесообразно применять при высокой мощности электростанций - от 50 - 70 МВт.
Сравнение газотурбинных установок и газопоршневых двигателей в составе мини-ТЭЦ показывает, что установка газовых турбин целесообразна на объектах, которые имеют равномерные электрические и тепловые потребности при мощности свыше 30 - 40 МВт. [10]
Газопоршневые установки уступают газотурбинным по уровню выбросов NOx. Так как моторное масло выгорает, поршневые агрегаты имеют уровень вредных выбросов в атмосферу чуть больший, чем у газотурбинных агрегатов. Уровень вредных выбросов от большинства современных газотурбинных установок не превышает значение 20 - 30 ррт и в каких-то проектах это может иметь определенное значение.
Следует отметить также, что в условиях высоких температур эффективность газотурбинного цикла снижается и наоборот, в то время как эффективность цикла поршневой машины мало зависит от температуры окружающей среды. Выводы:
1. Применение ГТУ, ГПУ и ПГУ для производства энергии для собственных нужд позволяет повысить энергоэффективность технологического процесса по добычи природного газа.
2. Наиболее эффективными являются ПГУ, мощностью свыше 30 - 40 МВт, постоянно работающие в непрерывном цикле при низкой
Таблица 1 - Сравнительные характеристики ГТУ и ГПУ
Наименование характеристики ГТУ ГПУ
КПД, % 23...33 40.45
КПД в когенерационном цикле, % до 85 до 95
Снижение КПД при снижении электрической нагрузки агрегатов в 2 раза (от 100 до 50 % номинальной), % 7 2
Стабильность работы в пределах нагрузки. Высокая, 2.110 % Нормальная, 15.110%
Единичная мощность оборудования, МВт на 1 блок 160.972 4.18
Наработка на отказ, тыс. часов 30.60 40.100
Соотношение электричество/тепло 1/2,5 1/1,5
Стоимость капитального ремонта, % от первоначальной стоимости самого силового агрегата 30.50 30.35
Требования к газу Высокое давление Низкое давление
Шумность Низкая Нормальная
Относительная стоимость Выше в 3 - 4 раза Низкая
Время монтажа установки, мес. 9.12 6.9
КПД электроэнергии в режиме ПГУ, % 58.64 -
Увеличение эксплуатационных расходов в режиме ПГУ, % 30.40 -
ГПУ, ГТУ и ПГУ обладают преимуществами по сравнению с обычными теплоэлектростанциями:
температуре окружающей среды, в условиях равномерных электрических и тепловых потребностей.
3. В условиях высокой тепловой потребности и необходимости выработки электрической энергии наиболее эффективными (КПД до 95%) являются когенерационные ГПУ.
4. Когенерационные ГТУ целесообразно применять в условиях выработки электроэнергии до 30 МВт и потребности в тепловой энергии в районах с относительно низкой среднегодовой температурой.
На рисунке 3. представлена сравнительная диаграмма, характеризующая повышение энергоэффективности производства электрической и тепловой энергии в когенерационном цикле, реализуемом на различных установках в зависимости от соотношения тепловой и электрической энергии и по отношению к ТЭЦ, работающей в когенерационном цикле. В качестве исходных данных при построении диаграммы были приняты следующие значения КПД, представленные в таблице 2.
70
20
-30
100%
75%
50%
25%
1ШГПУ 0ГТУ ШПГУ
Рисунок 3 -КПД установок в когенерационном цикле (в %), зависимости от соотношения тепловой и электрической энергии (в %)
Таблица 2 - Средние значения КПД когенерационных установок
КПД пр-ва КПД пр-ва
электро- тепловой
Тип установки энергии, % энергии, %
Теплоэлектростанция (ТЭЦ) 40 30
Газопоршневая установка (ГПУ) 40 50
Газотурбинная установка (ГТУ) 30 55
Парогазовая установка (ПГУ) 60 0
Из рисунка 3 следует что применение ПГУ увеличивает энергоэффективность электроснабжения для собственных нужд на 50%, тем самым снижает выбросы парниковых газов (ПГ) на эти же 50%. Примерно на эту же величину увеличивается эффективность ГПУ и ГТУ,
работающих в когенерационном цикле и вырабатывающих в примерно равном соотношении тепловую и электрическую энергию.
2.2 Сокращение выбросов парниковых газов при добыче
Особенностью выбросов ПГ нефтегазового сектора является высокая (до 45% совокупных выбросов ПГ) доля выбросов метана (СН4) в процессе добычи и транспортировки нефти и газа. В России метан относится к нормируемым загрязняющим веществам, для которого установлена плата за загрязнение атмосферного воздуха. Метан является основным компонентом природного газа, являющегося товарным углеводородным сырьем ПАО «Газпром», энергоресурсом. Снижение выбросов метана при добыче природного газа связано с необходимостью реконструкции и технического перевооружения объектов добычи и транспортировки.
К мероприятиям, обеспечивающим основную экономию расхода природного газа и сокращение выбросов метана, на объектах добычи, газа относятся [11]:
- проведение стационарных газодинамических исследований скважин без выпуска газа в атмосферу;
- применение информационно-управляющей системы для дистанционного контроля и регулирования работы каждой скважины;
- использование новых технологий работы скважин без выпуска газа в атмосферу (продувка скважин и др.).
Проведение стационарных газодинамических исследований скважин без выпуска газа в атмосферу производится по технологии, основанной на использовании данных телеметрических систем для фиксирования дебита и давления на устье скважины, а управление процессом испытаний осуществляется с помощью телемеханики. Это в совокупности с непосредственным замером забойного давления при помощи глубинных приборов дает возможность определения ее продуктивности, не прерывая эксплуатации. При этом вся аппаратура на кустах газовых скважин питается от экологически чистых источников (энергия ветра, солнца и тепла добываемого газа).
Преимущества технологии:
- исключается выпуск газа в атмосферу;
- при испытаниях суммарный дебит скважин остается постоянный;
- учитывается реальное взаимовлияние скважин куста, работающих в один шлейф;
- весь газ при испытаниях поступает к потребителям;
- скважины контролируются в режиме «on-line» на различных уровнях отборов телеметрией.
Технология позволяет проводить исследования скважин при их совместной работе в газосборный коллектор на всех возможных режимах. В результате отбор газа с куста скважин не снижается, и газ в атмосферу не выпускается.
В основе технологии дистанционного контроля и регулирования работы каждой скважины лежит использование данных телеметрических систем для фиксирования дебита и давления на устье скважины. Многопараметрические датчики, позволяют регистрировать непосредственно на устье скважины параметры ее работы - давление, температуру, расход. При необходимости в автоматическом режиме производится аварийная остановка скважин, что обеспечивает сокращение эмиссии природного газа в атмосферу. Наиболее эффективна установка информационно-управляющих систем на скважинах, работающих с осложнениями из-за водопроявлений, но имеющих достаточно высокую продуктивность и большие дренируемые объемы, которые обеспечивают их продолжительную эксплуатацию вплоть до завершения разработки месторождения.
Использование технологии утилизации газа, которая представляет собой закрытую систему продувки скважин (с возвратом газа после продувки скважин во входной коллектор) позволяет использовать газ на технологические нужды в пределах промысла.
2.3 Повышение энергоэффективности и снижение углеродного следа при подготовке природного газа к хранению и транспортировке
Подготовка газа к транспорту включает в себя его очистку от механических примесей, удаление конденсата тяжёлых углеводородов, осушку, удаление сероводорода и углекислого газа. Процедура подготовки основывается на следующих энергосберегающих технологиях:
1. Низкотемпературная сепарация (НТС), которая предусматривает:
- первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе;
- охлаждение входного потока газа в теплообменнике газ/газ потоком охлажденного газа;
- охлаждение газа за счет дросселирования потока, здесь могут использоваться дроссель (эффект Джоуля-Томсона), вихревая труба (эффект Ранка-Хильша), турбодетандер;
- последующая сепарация охлажденного газа в низкотемпературном сепараторе газа;
- подогрев подготовленного газа в теплообменнике перед подачей в магистраль.
2. Низкотемпературная конденсация (НТК). Технология отличается от предыдущей тем, что охлаждение входного потока газа производится в теплообменнике за счет внешнего источника охлаждения, которыми могут быть аппараты воздушного охлаждения, различные холодильные машины (абсорбционные водоам-миачные холодильные установки и др.). При применении технологии НТК происходит последовательная конденсация отдельных компонентов газового конденсата или его фракций при определенном давлении. Осуществляется при температуре от 0 до -30°С.
Технология НТК пригодна для любой климатической зоны, допускает наличие в газе неуглеводородных компонентов, обеспечивает степень извлечения конденсата (С5+В) до 97%, а также температуру точки росы, при которой исключается выпадение влаги и тяжёлых углеводородов при транспортировании природного газа.
3. Низкотемпературная ректификация (НТР) - основана на охлаждении газового сырья до температуры, при которой система переходит в 2-х фазное состояние (охлажденный газ и выпавший из него углеводородный конденсат) и последующем разделении образовавшейся газожидкостной смеси без предварительной сепарации в тарельчатых или насадочных ректификационных колоннах. Низкотемпературная ректификация отличается от процесса низкотемпературной конденсации тем, что процесс ректификации происходит при более низкой температуре. Сверху колонны уходит отбензиненный газ, а снизу - деметанизированный углеводородный конденсат. Этан из конденсата отделяют во 2-й колонне - деэтанизаторе. НТР по сравнению с НТК позволяет проводить разделение углеводородных смесей с получением более чистых индивидуальных углеводородов или узких фракций.
4. В процессе эксплуатации как правило изменяется состав, концентрация компонентов и давление природного газа. При этом возникает необходимость контроля и управления технологическим процессом комплексной подготовки газа. Для этой цели применяются АСУТП [12]. Применение АСУТП, с учетом технологии НТК, является перспективным, так как позволяет повысить эффективность процесса и значительно продлить срок эксплуатации, в случае падения давления в газовой скважине..
5. Наиболее затратным способом подготовки природного газа для транспортировки и хранения является получение сжиженного газа. Сжиженный природный газ (СПГ) представляет собой жидкую многокомпонентную смесь легких углеводородов, основу которой составляет метан. Для получения СПГ природный газ вначале очищают от углекислого газа и сероводорода, затем осушают - удаляют влагу и очищают от ртути, затем отделяют фракцию С3 и более тяжелые углеводороды. Оставшийся газообразный метан, в зависимости от требований к продукции по калорийности, может в качестве примесей иметь 3 - 4 % этана, 2 - 3 % пропана, до 2 % бутанов и до 1,5% азота. Если эту смесь метана с другими газами охладить примерно до температуры -160 °С при давлении чуть больше атмосферного (температура кипения чистого метана при атмосферном давлении -161,5 °С), то он превращается в жидкость.
Самой энергоэффективной на сегодняшний день является технология «Арктический каскад» [13], представленная компанией ПАО «НОВАТЭК». Предложенный способ сжижения природного газа заключается в том, что подготовленный сырьевой природный газ предварительно охлаждают, отделяют этан, переохлаждают сжижаемый газ, с использованием охлажденного азота в качестве хладагента, снижают давление сжижаемого газа, отделяют несжижен-ный газ и отводят сжиженный природный газ. При этом перед предварительным охлаждением природный газ компримируют, отделение этана осуществляют в процессе многоступенчатого предварительного охлаждения сжижаемого газа с одновременным испарением этана с использованием охлажденного этана в качестве хладагента. Этан, полученный при испарении, ком-примируют, конденсируют и используют в качестве хладагента при охлаждении сжижаемого газа и азота, причем азот компримируют, охлаждают, расширяют и подают на стадию переохлаждения природного газа.
В качестве привода для компрессорного оборудования целесообразно использовать газотурбинный агрегат, который по сравнению с электрическим более надежен в условиях арктического климата. При этом обеспечивается доступность газа в качестве топлива для газотурбинной установки, в то время как для электропривода требуется строительство собственной электростанции (где также необходимо использование газотурбинных агрегатов) и линий электроснабжения, что увеличивает капитальные затраты на строительство завода СПГ.
2.4 Технологии сокращения эмиссий ПГ при транспортировке газа трубопроводным транспортом
На сегодняшний день основной вид транспорта газа - трубопроводный. Газ, находящийся под давлением 73,5 бар, движется по трубам диаметром до 1,4 метра. Газ постепенно теряет свою кинетическую энергию, продвигаясь по трубопроводу. Это происходит за счет действующих сил трения: как между газом и внутренней стенкой трубы, так и между газовыми слоями. В результате трубы сильно нагреваются, поэтому на определенных участках трассы размещают станции компрессорного типа - они дожимают газ до 73,5 бар и охлаждают его.
К мероприятиям, обеспечивающим основную экономию расхода природного газа и сокращение выбросов метана, при транспортировке и хранении газа относятся:
- оптимизация структуры сети, режимов работы газопроводов и КС, а также применение труб с гладким внутренним покрытием;
- обнаружение и устранение технологических потерь газа на линейной части МГ;
- применение современных методов ремонта линейной части МГ без выпуска газа в атмосферу.
Снижение расхода природного газа на собственные нужды в процессе его транспортировки напрямую связано с энергозатратами, определяемыми конфигурацией ТС и технологическими режимами транспортировки природного газа. Рациональное планирование технологических режимов транспортировки углеводородов [14], основанное на оптимальном планировании расходования энергоресурсов, повышении эффективности использования насосного оборудования, переносе энергетической нагрузки на менее нагруженные периоды времени и в регионы с более дешевой энергией, снижении неравномерности нагрузки на оборудование и уменьшении риска аварий и отказов обеспечивается путём определения оптимальной конфигурации сети и совершенствования планирования режимов программно-вычислительных комплексов.
В современных условиях, в силу ряда экономических и политических обстоятельств многие трубопроводы эксплуатируются в условиях недогрузки или неравномерной загрузки. При этом предприятия вынуждены эксплуатировать имеющееся оборудование не на максимальных проектных технологических режимах, обеспечивающих полную загрузку и максимальный КПД насосного или компрессорного оборудования, а на пониженных производительно-стях, используя не все имеющиеся мощности,
либо работать циклически. При этом снижается эффективность использования имеющегося оборудования.
В основе оптимизации энергопотребления при транспортировке углеводородов лежит соблюдение технологического режима, определяющими характеристиками которого являются: производительность перекачки, удельные энергозатраты и др. При этом необходимо технически обеспечить работу компрессорных станций на магистральных газопроводах с наибольшим КПД в условиях значительных колебаний производительности и со значительной недогрузкой по мощности в течение года. Задача решается двумя способами:
1) применением газоперекачивающих аппаратов различной мощности [15], которые при переменном режиме работы газопровода, в условиях максимальной подачи газа Qmax в зимний период эксплуатации в работу будут включать агрегаты с большей единичной мощностью, а при снижении подачи газа в летний период в работу будут включать ГПА с меньшей единичной мощностью. Так как оптимальный режим работы агрегатов на КС по условию минимального расхода топливного газа будет определяться наименьшим числом работающих ГПА в условиях их номинальной загрузки, то КПД будет иметь максимальное значение;
2) применением электроприводных ГПА с частотно регулируемым приводом, который будет работать с высоким КПД даже в случае значительного падения производительности в сети. При этом эффективной будет организация электропитания от когенерационной парогазовой электростанции.
По данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ», среднее значение утечек по ПАО «Газпром» составляет 0,3 м3 /ч на 1 км трубопровода. Таким образом, для участка магистрального газопровода длиной, например, 200 км потери составят 60 м3 /ч и 518,4 тыс. м3 в год [16]. Наибольшую экономию утечек природного газа обеспечивает контроль утечек метана, как доминирующего компонента природного газа. Сегодняшние технологии позволяют эффективно контролировать утечки метана дистанционным способом с применением лазерных течеискателей, устанавливаемых на различных видах транспортных средств, как наземных (автомобилях), так и воздушных (вертолетах, самолетах), включая беспилотные летательные аппараты (БПЛА). Последнее наиболее перспективно для мониторинга труднодоступных участков, закрытых инженерной инфраструктурой (мостами и др.).
Одной из задач сокращения эмиссий природного газа в окружающую среду является его экономия при отключении участка МГ, примыкающего к КС при замене дефектных участков, ремонте и установке задвижек, запорной арматуры и других видах реконструкции трубопровода.
Вторая составная задача, требующая решения с точки зрения снижения эмиссии природного газа в атмосферу, возникает при непосредственном пуске участка МГ в эксплуатацию после проведения предшествующих ему этапов испытания, очистки, осушки и продувки полости газопровода с соблюдением требуемых норм по физико-химическим свойствам и составу газ.
Вывод в ремонт участка МГ между двумя линейными кранами (ЛК) производится путем стравливания через свечу природного газа с разрешенного рабочего давления (РРД) 7,35 МПа (73,5 бар) до остаточного (избыточного) давления в газопроводе 100 - 500 Па (1 - 5 10-4 бар), при котором безопасно проводить ремонтные работы. Исходя из расчета, объем стравленного газа на 30-километровом участке МГ с диаметром условного прохода 1400 мм ^ 1400) между двумя ЛК с РРД до 500 МПа составляет около 3,8 млн м3. Для откачки такого количества газа потребуется применение нескольких ГПА, потребляющих природный газ. При этом откачка и последующая продувка газопровода приведет к эмиссии метана в несколько млн тонн на каждые 30 км трубопровода.
Снижение эмиссии обеспечивают технологии проведения ремонтных работ без прекращения поставки продукта и без снижения давления. При этом возможны два варианта: установка отвода и задвижки снаружи действующего трубопровода и вырезание фрагмента стенки трубы через открытую заслонку и присоединение отвода к трубопроводу. В случае продувки трубопроводов необходима разработка технологии утилизации продувочного газа и последующей его сепарации для повышения концентрации с закачкой в МГ.
Значительную экономию газа и снижение эмиссий в окружающую среду парниковых газов можно получить за счет совершенствования агрегатов КС: увеличение их КПД, например, путем когенерации, применение воздушных и электрических систем запуска, применения технологии сухих газодинамических уплотнений для герметизации роторов газовых компрессоров в центробежных компрессорах газоперекачивающих агрегатов и др.
2.5 Технологии сокращения эмиссий ПГ при хранении и транспортировке СПГ
Хранение и транспортировка СПГ, как правило, производится в криотанках. Транспортировка осуществляется морским, железнодорожным и автомобильным транспортом. В секторе морских перевозок СПГ величина потерь отпарного газа составляет от 5 до 0,15% в сутки от общего объема груза. При типичном трёхнедельном маршруте танкера этот показатель выливается в 3% потерь СПГ за время транспортировки. При транспортировке СПГ морским транспортом целесообразно использование от-парного газа (метана) для двигательных судовых установок. Другим способом экономии СПГ является улучшение тепловой защиты крио-танка. Однако морские суда, силовые установки которых работают на СПГ сейчас строятся только в некоторых странах Западной Европы (например, в Норвегии).
СПГ обладает к тому же тенденцией к снижению концентрации легкокипящих компонентов и накоплению тяжелокипящих (в том числе кристаллизующихся) на протяжении всего жизненного цикла. Отпарной газ имеет повышенное содержание легкокипящих компонентов (метан, азот), и их удаление приводит к неизбежной деградации компонентного состава СПГ.
Для исключения потерь СПГ и сохранения компонентного состава необходимо кондиционирование отпарного газа с целью возвращения его в жидкое состояние. Для этой цели могут применяться криогенная техника. Для снижения затрат на производство переохлажденного сжиженного природного газа необходим рациональный выбор идеального термодинамического процесса переохлаждения и оборудования, для его реализации.
В отношении хранения природного газа целесообразно рекомендовать применение тепловых насосов с автоматическим управлением процессами конденсации паров в изотермическом резервуаре и регазификации СПГ с использованием парокомпрессионного теплового насоса [17]. Исходный СПГ по линии подают в изотермический резервуар, где он хранится при постоянной температуре, не превышающей температуру кипения СПГ (от -40°С до -10°С в зависимости от состава смеси). По мере необходимости СПГ подается в конденсатор пароком-прессионного холодильного агрегата, где происходит процесс регазификации газа за счет тепла
выделяемого при конденсации хладагента, после чего газовая фаза подается в линию подачи потребителю.
Эффективной при хранении и транспортировке СПГ может быть искусственная конденсация паров с помощью криогенной техники, использующей жидкий азот4, например работающей по термодинамическому циклу Стирлинга.
3. Получение «низкоуглеродной
продукции» из природного газа и нефти
Перспективными направлениями разработок российских нефтегазовых компаний на сегодняшнем этапе, обеспечивающими применение низкоуглеродных топлив, являются:
1. Разработка инновационных технологий производства водорода из природного газа без выбросов СО2 на основе пиролиза, крекинга в жидких металлах и плазмохимии;
2. Производство и использование метано-водородных смесей (МВС) для собственных энергетических нужд в целях снижения углеродного следа от поставок газа;
Сегодня нефтегазовые компании производят водород на своих предприятиях, используя технологию парового риформинга метана. В качестве сырья берут нефть и газ, побочным продуктом является СО2 (в соотношении 9 кг на 1 кг водорода). Получаемый, так называемый, «серый» водород вследствие высоких выбросов ПГ неприменим в стратегии снижения углеродного следа. Его применение в качестве энергоносителя обусловлено необходимостью отработки инновационных проектов, предусматривающих использование в будущем водородных технологий.
На текущем этапе реализации безуглеродной стратегии перспективной является разработанная в России технология адиабатической конверсии метана (АКМ), производящая метано-водородное топливо (МВС) с содержанием водорода, практически, до 50%. Эта технология существенно упрощает промышленный процесс получения водорода и происходит при более низких температурах (до 6800С).
Переход на МВС, прежде всего, связан с созданием энергоисточников (электростанций, котельных, энергоцентров и т. д.), которые будут снабжать собственные предприятия нефтегазовых компаний электрической и тепловой энергией с пониженным углеродным следом (по сравнению с покупкой энергии у внешних поставщиков, использующих традиционные виды топлив для получения электроэнергии).
4 Температура конденсации азота - -196°С, в то время как у СПГ - 162°С.
Опыты показывают, что с повышением содержания водорода в МВС горение смеси становится более устойчивым при нормальном давлении, причем МВС сгорает при значительном содержании в ней водяных паров (20 - 30%), что увеличивает количество генераторных газов и эффективность при применении ее в качестве топлив ГПА [7].
Наиболее прогрессивным (при условии безопасной реализации) рассматривается производство, так называемого, «бирюзового» водорода, получаемого путем пиролиза метана, потому, что при прочих равных условиях пиролиз метана (и иные аналогичные технологии производства чистого водорода из природного газа, то есть сразу без выбросов С02) будет дешевле, в расчете на единицу массы произведенного водорода, по сравнению, паровым/автотермическим риформингом метана (нет нужды в дорогостоящей технологии улавливания и захоронения
Паровой риформинг метана; 8,85
CO2). Существенным преимуществом пиролиза метана является меньший удельный расход электроэнергии (рис.4) (оценивается менее 20 кВт ч на килограмм водорода) в сравнении, например, с электролизом воды (от 48 до 78 кВт-ч).
Более того, решение проблемы маркетинга получаемого при пиролизе в качестве побочного продукта твердого углерода, или сажи (которая является климатически нейтральной против С02/С0, которые эмитируются при ри-форминге), будет не увеличивать, а дополнительно уменьшать затраты на производство водорода.
Пиролиз метана является альтернативным подходом к получению водорода из природного газа без образования С02 в ходе реакции:
СН4 ^ С| + 2И2|.
Пиролиз
Электролиз
300
250
200
150
100
50
Паровой риформинг
0
Рисунок 4 - «Прямые» выбросы СО2 (кг СО2/кг Н2)_и минимальные затраты энергии (кДж/моль Н2) на
процессы производства водорода [18]
В настоящее время ведутся работы по оценке эколого-экономических показателей жизненного цикла технологий производства водорода [19]. Для термического разложения метана необходимы высокие температуры (выше 1000°C). Использование катализатора помогает увеличить скорость реакции и, таким образом, снижает температуру, требуемую для конверсии природного газа. Технологической особенностью такого процесса является периодическое восстановление катализатора, что сопровождается выбросами диоксида углерода и, таким образом, повышается «углеродный след» получения водорода. Поиск дешевых катализаторов для исключения этапа восстановления - актуальное направление исследований, результаты которых уже существуют. Примером такого катализатора служит железная руда (The Hazer Process). Потребность процесса в тепловой и
электрической энергии может частично покрываться за счет получаемого водорода.
Плазменный пиролиз - это способ разложения метана в плазме (например, сверхвысокочастотного разряда). В этом случае в качестве источника энергии используется электроэнергия (сетевая или возобновляемая) и, соответственно, процесс не сопровождается «прямыми» выбросами диоксида углерода.
Если же объемы твердого углерода окажутся избыточными для эффективного маркетинга (производительного использования), то, во-первых, его захоронение (или временное, пусть и долгосрочное, хранение) не является технически сложной и социально чувствительной (в отличие от захоронения С02) проблемой, поскольку он не является климатически агрессивным.
4. Технологии утилизации CO2 в процессах производства и использования природного газа и нефтепродуктов
Улавливание углекислого газа непосредственно на источниках выбросов на производственных объектах представлено технологическими решениями CCS (Carbon Capture and Storage - улавливание и захоронение углекислого газа), CCU (Carbon Capture and Utilization -улавливание и утилизация) и CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage - улавливание, утилизация и захоронение). Данная группа технологий включает в себя улавливание CO2, выделяющегося в результате сгорания топлива или иных промышленных процессов (позволяют улавливать до 90% выбросов ПГ, а оставшийся после улавливания СО2 можно сжечь или использовать повторно), дальнейшую его транспортировку и затем использование этого ресурса для создания новых продуктов, услуг, либо его хранение в геологических формациях. Уже сегодня разрабатывается множество технологий CCUS), использующих различные решения с использованием сорбентов и применением мембранных технологий [20].
Отдельно можно рассматривать CCS-EOR (carbon capture and storage, enhanced oil recovery), сущность которых заключается в том, что утилизация углекислого газа производится в нефтеносном пласте. При этом, закачиваемый в пласт СО2 служит агентом, который снижает вязкость нефти и повышает ее подвижность, что позволяет дополнительно извлечь из пласта до 15% запасов нефти. Для запирания СО2 в скважину дополнительно закачивается вода. Технология требует значительных средств, в том числе на бурение дополнительных скважин. Рентабельность подобных проектов невысокая, но может быть получена по отношению к стоимости производимого СО2, повышения производительности нефтедобычи, мощности, возраста, местонахождения источника утилизации СО2 и других факторов.
В РФ имеется огромный потенциал для реализации проектов CCS-EOR. По расчетам [20], представленным АНО «НИИПЭ» в России насчитывается около 930 месторождений, потенциально подходящих для интенсификации добычи закачкой углекислого газа. При этом потенциальный объем СО2, который может быть утилизирован в пластах, оценивается около 11,8 гигатонн. Однако по отдельным месторождениям потенциал утилизации низкий, примерно 13 млн тонн СО2, из чего следует, что необходим комплексный (кластерный) подход. Потенциал извлекаемых ресурсы с применением тех-
нологии закачки углекислого газа в пласт России могут составить до 15 млрд баррелей нефти [20].
Анализ имеющихся технологий показывает, что наиболее эффективными для улавливания СО2 при сжигании природного газа в больших объемах являются современные технологии адсорбционной очистки газа от диоксида углерода цеолитом СаА и мембранная технология. Обе технологии могут встраиваться в существующие технологические процессы. При этом перспективу представляет гибридный процесс, состоящий из обеих технологий - адсорбционной очистки газа от диоксида углерода цеолитом СаА и мембраны. Например, водород и углекислый газ могут быть разделены, сначала с использованием адсорбционной очистки газа от диоксида углерода цеолитом СаА, при котором большая часть диоксида углерода выходит первой, затем с использованием мембранного процесса для отделения оставшегося диоксида углерода.
Можно ожидать, что в будущем самой эффективной технологией станет разделение СО2 с помощью ферментов. Такая технология обладает двумя основными достоинствами:
1) безопасностью с экологической точки зрения;
2) очень низким энергопотреблением при полном отсутствии нагрева компонентов.
Современные системы до или после сжигания могут улавливать до 95 % образующегося СО2. Однако основная проблема всех этих решений заключается в их дороговизне, поскольку дополнительно необходима установка сепарирующего оборудования и требуется на 10 - 30 % больше энергии, в зависимости от типа системы, по сравнению с аналогичной установкой без улавливания [20]. Стоимость предотвращения выбросов одной тонны СО2 теплогенери-рующей установки, работающей на угольной пыли, составляет 30 - 70 $.
В перспективе экономическая эффективность внедрения СС^ будет зависеть от двух факторов: от жесткости углеродного регулирования и вытекающего из этого уровня цены либо налога на СО2, а также от прогресса в развитии технологий и сокращении капитальных и операционных затрат проектов СС^.
Оценка удельных затрат в проектах ССШ в ценах сегодняшнего дня показывает, что в газовой промышленности мероприятия по улавливанию, транспортированию и утилизации СО2 потребуют более 100 долл./ т С02-экв.
Значительный экономический эффект при утилизации СО2 может быть получен при применении гибридных технологий, использую-
щих комбинированные циклы, позволяющие использовать углекислый газ в качестве дополнительного источника энергии, либо использовать его в качестве рабочего тела в криогенных и газогенераторных циклах.
5. Важнейшие реально используемые технологии для нефтегазовой отрасли
Важнейшие направления развития промышленности в направлении снижения углеродного следа и декарбонизации на сегодняшний день связаны со снижением расходования и утечек природного газа (метана), улавливанием и захоронением (или использованием) углекислого газа, а также с развитием технологий получения и использования низко-углеродных топ-лив - метано-водородных и водорода. При транспортировке природного газа энергоэффективность и экологичность газопроводов на 70% обеспечивается за счет повышения экономичности газотурбинных установок и центробежных компрессоров газоперекачивающих агрегатов. Для организаций Газпрома наиболее эффективными продуктами инновационной деятельности в этом направлении являются:
- цифровые модели углеводородных пластов, позволяющие обеспечивать эффективное управления пластовым давлением (и сокращением обводненности), сокращением сжигания газа на факелах и производить оценку пластов на предмет применения технологий CCUS в дальнейшем;
- технологии CCS, CCS-EOR и CCUS, гибридные технологии;
- цифровые двойники газотранспортной системы, позволяющие оптимизировать функционирование газотранспортных сетей, состав оборудования и технологических режимов КС;
- технологии предотвращения утечек и мониторинга выбросов метана, включая цифровые инструменты и методы прогнозирования с использованием ИИ;
- новые механизмы обнаружения утечек (включая воздушную съемку, дроны и спутники);
- инновационные технологии получения, хранения, транспортировки и применения ме-тано-водородной смеси (МВС) и водорода;
- высокоэффективные парогазовые коге-неративные установки на природном газе, СПГ и водороде, компрессорные технологии.
Наиболее эффективной является технология «Тандем» [7], основанная на интеграции технологий утилизации теплоты уходящих га-
зов и низкотемпературной адиабатической конверсии метана, реализованная на блочно-мо-дульном исполнении агрегатов, что позволит их оптимальное использование на различных технологических режимах работы КС.
Производство МВС актуально также для транспорта. Так опытная эксплуатация автомобилей на МВС показала перспективность перевода их на МВС с содержанием водорода 5 -10 % по массе (20 - 40 % по объему). При этом в разы снижается токсичность выбросов по сравнению с природным газом и значительно -эксплуатационный расход топлива.
Способ транспортировки и хранения (аккумулирования) природного газа в адсорбированном состоянии разработан в качестве альтернативы существующим способам поставок ком-примированного газа или СПГ [21] . Указанный способ реализуется на основе углеродных сорб-ционно-активных нанопористых материалов (сорбентов метана). С точки зрения производственной безопасности и энергетической эффективности такой способ транспортировки и хранения природного газа обладает рядом преимуществ: позволяет хранить и транспортировать больший объем природного газа при меньшем давлении, а также обеспечивает высокую по-жаро- и взрывобезопасность, так как газ находится в пористой системе в связанном состоянии.
Самой эффективной технологией, использующей водород с энергетической и экономической точки зрения, являются топливные элементы, которые преобразуют химическую энергию, используемого в качестве топлива, водорода (или МВС) непосредственно в электрическую. КПД современных топливных элементов достигает 75 %, что сравнимо с когенераци-онными установками. Помимо высокой энергетической эффективности, топливные элементы обладают высокой надежностью и бесшумностью, из-за отсутствия механических частей и полным отсутствием вредных выбросов. Сегодня рассматривается широкий спектр применения топливных элементов (рис.5). Производство водорода для более широкого применения в топливных элементах, работающих на водородном топливе для получения эл. энергии перспективно наименее затратным в сегодняшних условиях методом парового риформинга с использованием технологии СС8 при внедрении гибридных технологий криогенной дистилляции и мембран, для отделения СО2, а также применения ферментов и хемосорбентов для этих целей.
Рисунок 5 - Области применения топливных элементов
Еще одним из перспективных направлений безуглеродной энергетики разрабатывается производство аммиака, широко используемого в промышленности (рис.6) и в перспективе в качестве топлива для нужд и энергетики. Как источник энергии аммиак в девять раз мощнее лити-ево-ионных батарей и почти в два раза энергетически плотнее жидкого водорода, при этом аммиак проще перевозить, чем водород. В настоящее время аммиак считается одним из основных видов топлива в судовых перевозках, использование которого может помочь достижению це-
левых уровней по выбросам СО2 для судоходства на 2030 г. и 2050 г. Кроме того, аммиак рассматривается как способ хранения возобновляемой энергии для использования ее позднее, а также как способ транспортировки водорода. Широкое использование аммиака в этих целях возможно лишь при условии значительного сокращения выбросов СО2 при его производстве. Для этого потребуются огромные инвестиции в развитие новых технологий и увеличение эксплуатационных расходов, если учесть текущую стоимость возобновляемых энергоносителей.
Рисунок 6 - Области использования аммиака
Заключение
Переход на безуглеродную экономику ставит перед нефтегазовым сектором задачи диверсификации использования углеводородных топлив, потенциально обладающих углеводородным следом. На сегодняшний день и на переходный период эти задачи успешно решаются путем совершенствования технологий добычи, подготовки, хранения и транспортировки ископаемых углеводородов в направлении повышения энергоэффективности применяемых установок и технологий, а также - в направлении предотвращения утечек ПГ. С точки зрения снижения углеродного следа. перспективны следующие, разрабатываемые на среднесрочную и дальнесрочную перспективу технологии:
1. Производство водорода путем пиролиза метана или разложения природного газа в неравновесной низкотемпературной плазме, которое обеспечивает отсутствие ПГ, за исключением Н2О. Технология обеспечит применение водорода в энергетике, на транспорте (топливные элементы), в промышленных / химических процессах и т. д. В качестве дополнительного продукта обеспечивается производство углерода для углеволокона, нанотрубок, графена и др.
2. Проектирование и производство оборудования для хранения и транспортировки водорода (сжатого газообразного в резервуарах высокого давления; газообразного при обычном и повышенном давлении в подземных хранилищах; жидкого; в виде гидридов; в носителях; в микросферах; в капиллярных структурах и др.)
3. Реконструкция системы трубопроводов для транспортировки водорода и водородосоде-жащих смесей (с аммиаком или метанолом)
4. Организация производства многослойных труб с внутренним покрытием из полимерных материалов высокого давления, в том числе труб из композитных полимеров (углепластика).
5. Разработка взрывозащищенного оборудования компрессорных станций для водородного трубопроводного транспорта.
6. Запуск поездов для транспортировки сжиженного водорода на водородной тяге (на топливных элементах, работающих на отпарном водороде)
7. Работка энергоэффективных топливных (водородных) элементов для производства электроэнергии
8. Разработка технологии и инженерной инфраструктуры переработки и утилизации отходов производства водорода и углеводородных смесей
9. Разработка инфраструктуры потребления водорода
Преимущество пиролиз метана, как способа получения водорода для энергетики имеет экономическое обоснование. При оценочных затратах на производство 1 килограмма водорода 1,36-1,79 $ (в зависимости от типа процесса) с учетом коммерческой реализации углерода, пиролиз метана конкурирует с электролизом (4,6114,87 $ / кг H2) и паровым риформингом (1,032,16 $ / кг H2). Водород, производимый пиролизом метана, отличается наименьшей стоимостью среди низкоуглеродного и возобновляемого водорода [18].
Литература
1. Климатическая повестка: версия 2.0. URL: https://energypolicy.ru/klimaticheskaya-povestka-versiya-2-0/energetika/2021/14/16/. (дата обращения: 21.03.2022).
2. Забытая экология: как события на Украине отразятся на энергопереходе и климате. URL: https://www.forbes.ru/biznes/464959-zabytaa-ekologia-kak-sobytia-na-ukraine-otrazatsa-na-energoperehode-i-klimate/. (дата обращения: 21.03.2022).
3. Декарбонизация: взгляд со стороны. URL: https://energypolicy.ru/dekarbonizacziya-vzglyad-so-storony/energoperehod/2021/12/12/. (дата обращения: 22.07.2021).
4. Шкруднев Ф.Д., Иктисанов В.А. Декарбонизация без политики // Решение Европейского союза о декарбонизации и новая парадигма развития топливно-энергетического комплекса России: Материалы Международной научно-практической конференции. Казань: Изд-во «Ихлас», -2021. - 408 с.
5. Energy transition will lead R.Kh. Muslimov К чему приведет предлагаемая Западом «климатическая повестка» по декарбонизации и глобальному энергопереходу URL: https://burneft.ru/archive/issues/2022-01/18. (дата обращения: 22.07.2021).
6. Гаврилов Н.М. Физика и теория климата. Часть 3. Радиа ционные факторы климата. URL: https://www.researchgate. net/publica-tion/324606359_Fizika_i_teoria_klimata_ Cast_3Radi-acionnye_faktory_klimata_Climate_Physics_and_ The-ory_Part_3_Radiation_factors_of_climate. (дата обращения: 12.07.2022).
7. Лепеш Г.В. Адаптация энергетического бизнеса к сценариям развития рынков в условиях низкоуглеродного тренда мировой экономики //Технико-технологические проблемы сервиса. -№ 3(61) -2021 .-C.36-54.
8. Справочный документ по наилучшим доступным технологиям обеспечения энергоэффективности // http://nera.biodat.ru/documents/press-room/reference_book/best-energy-efficient-technologies.pdf. (дата обращения: 22.07.2022).
9. Инструмент расчета выбросов парниковых газов. URL: https://ghgprotocol.org/ghg-emissions-calcula-tion-tool. (дата обращения: 18.05.2022).
10. Мутугуллина И.А. Сравнительный анализ газопоршневой и газотурбинной установок в контексте решения проблем энергосбережения // Вестник Казанского технологического университета. 2014.
11. Сокращение выбросов метана на предприятиях ОАО «Газпром» \\ Территория нефтегаз \\ № 10 \\ октябрь. -2012. URL: https://www.neftegas.info/up-load/iblock/c7d/c7d5d04e6d4cbbfb350bd28901610a69. pdf. (дата обращения: 18.05.2022).
12. Лаврухин Р.С. Разработка и внедрение АСУТП установки комплексной подготовки газа// URL: https://advantekengineering.ru/wp-content/uploads/2016/09/Статья.pdf. (дата обращения: 18.05.2022).
13. Арктический каскад - прорыв в будущее. URL: https://dzen.ru/media/politics_sng/arkticheskii-kaskad-proryv-v-buduscee-610a4b0c6e57be7d268c0c8d
14. Халикова Э.Р. Управление затратами топливного газа в дочерних обществах ПАО «ГАЗПРОМ»/ Технико-технологические проблемы сервиса. № 2(56). - 2021. с. 55-62
15. Гадельшина А.Р., Китаев С.В., Галикеев А.Р. Практическое решение задачи экономии природного газа путем выработки его разнотипными газоперекачивающими агрегатами, работающими по схеме в параллель // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2016. №1. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/prak-ticheskoe-reshenie-zadachi-ekonomii-prirodnogo-gaza-putem-vyrabotki-ego-raznotipnymi-gazoperekachivay-uschimi-agregatami (дата обращения: 22.07.2021).
16. Балтин Р. Р., Краснов А. Н., Майский Р. А. Система мониторинга утечек газа через продувочные трубопроводы // Электротехнические и информационные комплексы и системы. 2017. №2. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/sistema-monitoringa-utechek-gaza-cherez-produvochnye-truboprovody (дата обращения: 28.11.2022).
17. Способ управления процессами конденсации паров в изотермическом резервуаре и регазификации сжиженного углеводородного газа/ URL: https://edrid.ru/rid/219.016.deba.html. (дата обращения: 18.05.2022).
18. О. Аксютин, А. Ишков, К. Романов, Р. Тетеревлев, Роль российского природного газа в развитии водородной энергетики. URL: https://energypolicy.ru/o-aksyutin-a-ishkov-k-romanov-r-teterevlev-rol-ros-
sij skogo -prirodnogo -gaza-v-razvitii-vodorodnoj -ener-getiki/gaz/2021/12/25/. (дата обращения: 19.07.2022).
19. Экологический отчет Газпрома за 2019 год. URL: https://draga.ru/wp-content/uploads/2020/06/gaz-prom_er-2019.pdf. (дата обращения: 15.05.2022).
20. Клементовичус, Я.Я. Анализ стратегий по адаптации глобальных энергетических компаний - конкурентов и партнеров пао "ГАЗПРОМ" к тренду низкоуглеродной экономики// Я.Я. Клементовичус, Н.С. Сараханова, Е. Б. Абдалова и др./ Отчет о НИР/НИОКР. Изд-во СПБГЭУ -2021 г. - 1124 с.
21. Способ хранения природного газа при помощи адсорбции в промышленных газовых баллонах. Патент. URL: https://yandex.ru/patents/doc/RU2616140C1_20170412. (дата обращения: 18.05.2022).
22. Паспорт программы инновационного развития ПАО «Газпром» до 2025 года. URL: ttps://www.ok-nogazprom.ru/fileadmin/f/seminars/2018/presenta-tions/GAZPROM.pdf.
23. Источник: Экологический отчет ПАО «Газпром». URL: https://www.gazprom.ru/fZposts/57/982072/gaz-prom-environmental-report-2020-ru.pdf. (дата обращения: 14.09.2022).
24. Практическое применение мембранного разделения газовых смесей URL: http://chemanalytica.com/book/novyy_spravochnik_khi mika_i_tekhnologa/10_protsessy_i_ apparaty_khimicheskikh_tekhnologiy_chast_II/7118. (дата обращения: 18.09.2021).
25. Роль российского природного газа в развитии водородной энергетики. URL: https://energypolicy.ru/o-aksyutin-a-ishkov-k-romanov-r-teterevlev-rol-ros-sijskogo-prirodnogo-gaza-v-razvitii-vodorodnoj-ener-getiki/gaz/2021/12/25/. (дата обращения: 18.05.2022).
26. «Водородная экономика» - перспективы перехода к альтернативным энергоносителям и возможности экспорта для России. Центр экономического прогнозирования Газпромбанка. - URL: https://investvitrina.ru/articles/ makroekonomicheskii-obzor-vodorodnaya-ekonomika-perspektivy-perehoda-k-alternativnym -energonositelyam -i-vozmozhnosti-eksporta-dlya-rossii// (дата обращения: 18.05.2022).
27. Водород у ворот Как Россия пытается выйти на новый рынок/ Коммерсантъ. URL: https://www.kom-mersant.ru/doc/4521376?utm_source=vybor&utm_me-dium=email&utm_campaign=newsletter/ (дата обращения: 18.05.2022).
28. Водородная энергетика. Хранение водорода. URL: http: // Codingrus. ru/readarticle.php? arti-cle_id=375). (дата обращения: 17.07.2022).
29. Алексеева О. К., Козлов С. И., Фатеев В. Н. Транспортировка водорода // Транспорт на альтернативном топливе. 2011. №3 (21). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/transportirovka-vodoroda (дата обращения: 22.08.2022)
