Новости форума       Архив       Медиа-центр       Карта сайта       Контакты
Медиа-партнёрам
Москва, комплекс административных зданий Правительства Москвы (ул. Новый Арбат, д. 36/9), 12 - 13 апреля 2018 г.
Проект программы Форума
Участники Форума
Организаторы
Оргкомитет
Программный комитет
Спикеры
Операторы Форума
Медиа-партнеры
Зарегистрироваться
Условия участия
Место проведения
Помощь в размещении

 
Главная / Архив / 2011 / Стенограммы выст... / Международная конференция «Модернизация нефтегазового комплекса России: концепции и стратегии»

Назад

Международная конференция «Модернизация нефтегазового комплекса России: концепции и стратегии»

Международная конференция
«Модернизация нефтегазового комплекса России:
концепции и стратегии»

Г.И. Шмаль. Тема нашего круглого стола достаточно претенциозна: «Модернизация нефтегазового комплекса России: концепции, стратегии».
В связи с этим я хочу напомнить вам, что такое модернизация в соответствии с французской энциклопедией. Это изменение в соответствии с новейшими современными требованиями и нормами. Это касается, прежде всего, конечно, вопросов технических, экономических.
Когда наш президент говорит о вопросах модернизации, он имеет в виду, как я понимаю, модернизацию всего нашего общества. Хотя, честно говоря, четкого понимания, что такое модернизация, на мой взгляд, сегодня у людей, которые этим занимаются, недостаточно. Вчера мы имели достаточно интересную встречу в Центре развития новых технологий, это Центр, который создан Российской академией наук, академиком Лаверовым. Люди, которые занимаются этим делом. Я спросил: как вы понимаете, что такое модернизация? Одна женщина, профессор МГУ, говорит: «В математике модернизация – это суперкомпьютер».
Сейчас руководством нашей страны принято решение создать такой суперкомпьютер совместно с системой Российской академией наук. И, как мне рассказывают, это будет второй в мире и первый в Европе суперкомпьютер, который занимает, во-первых, достаточно много места, а главное – позволяет совершенно по-иному подходить к вопросу и скорости обработки данных, и номенклатуре, широте и т.д. Поэтому возможность использования этого компьютера в интересах развития нефтегазового комплекса обсуждалась 31 января этого года в Министерстве образования Российской Федерации. Там принимали участие ряд компаний, наши в том числе: «Роснефть», «Газпром нефть», «Транснефть»  и «Зарубежнефть». Но, как видите, не все компании, с одной стороны. Ну и уровень представительства там был, на мой взгляд, не достаточен, поэтому тема, о том, как нам использовать возможности этого суперкомпьютера для модернизации нашего нефтегазового комплекса будет еще неоднократно звучать.
Это в математике суперкомпьютер, в геологии. Я всегда говорю, и это наверняка правильно, что любой проект, любое дело начинается с ресурсов. Какие у нас есть запасы (я имею в виду извлекаемые запасы нефти и газа), какие у нас есть ресурсы людские, какие – по оборудованию? Так вот с точки зрения запасов, я полагаю, что в геологии, и вообще для нас, для развития нефтегазового комплекса запасы – это главное. И вот в этом отношении, я полагаю, модернизация заключается в использовании новых видов оборудования для интерпретации самых различных данных.
Во-первых, без геофизики мы с вами никуда не шагнем – ни влево, ни вправо. Сегодня появились целые модели у нас: 3D и даже 4D. Но вопрос в том, что появляется и много новых. Как говорят, все новое – это хорошо забытое старое. Это вопросы использования космических снимков, аэрофотосъемки, гравиметрия, магнитные снимки и целый ряд других.
Если бы мы сумели создать такой программный документ, который позволил бы нам интерпретировать все данные, которые есть, в комплексе, я убежден, что мы имели бы коэффициент удачи не только тот, который сейчас - 0,3-0,4, а может быть, 0,7-0,8. Да, я помню те времена, когда начиналась Тюмень, когда коэффициент удачи был 100: каждая пробуренная скважина обязательно попадала на месторождение.
Нет сегодня такой возможности. И даже в той же самой Тюмени мы не имеем такого коэффициента. Представьте себе, если сегодня мы имеем коэффициент удачи 0,4, а будем иметь 0,7, сколько мы можем сэкономить скважин? А каждая разведывательная скважина, по меньшей мере, если говорить в долларах, то это по 20, 30, а то и 50 млн. долларов для разведочной скважины. У нас сегодня и пункционная скважина глубиной примерно 2,5-3 км стоит примерно 2,5 млн. долларов, а разведочная намного дороже. А если говорить о шельфе, могу вам сказать, я эти цифры уже приводил как-то: 1 м разведочной скважины – 1 млн. долларов. Поэтому посчитайте, что такое 3 км. Получается по меньшей мере 100 млн. долларов по старому курсу, а по нынешнему даже больше, учитывая, что доллар немного упал.
Поэтому это имеет сегодня колоссальное значение в плане экономики. Если мы даже сэкономим на каждом месторождении 2-3, не говоря уже о большем значении, скважины, то это трансформируется в действительно серьезные, большие возможности экономии наших средств. Поэтому, когда мы говорим об энергоэффективности, энергосбережении, то это не лампочки надо вворачивать новые. Их тоже надо вворачивать. Но надо заниматься новыми технологиями, в том числе и прежде всего в геологии, которая является матерью или отцом всего минерально-сырьевого комплекса не только страны, но и мира.
К сожалению, должен констатировать, что в последние годы внимания к вопросам отечественной геологии совершенно недостаточно. В 1975 году примерно удельный вес разведочного бурения в общем объеме буровых работ составлял 45%, в 80-е гг. эта цифра была уже примерно 25%. Журнал «Бурение и нефть» недавно опубликовал мою статью, там эти цифры есть. А сегодня удельный вес разведки в общем объеме буровых работ менее 5%. В прошлом году со всеми усилиями нефтяных компаний-геологов, которые еще остались, мы пробурили – цифры разные: 650,750 тыс. м. Только в Тюмени бурили не менее 3 млн. м еще 20 лет назад. Разве можно с таким объемом разведочного бурения говорить о серьезном приросте наших запасов?
Не случайно, в конце прошлого года премьер-министр обсуждал генеральную схему развития нефтяной промышленности страны в обстановке строжайшей секретности. Некоторые цифры все же просочились. Так вот там написано: за 10 лет мы должны прирастить 3,3 млрд. тонн нефти, а добыть – 5 млрд. тонн. Кто же так считает? Кто же будет смотреть вперед, немного за горизонт, а не за первые 5-10 лет вперед?
Поэтому вопросы геологии я считаю важнейшими, а в них – оборудования, которое позволяло бы нам более точно интерпретировать данные, и тем самым давать такое размещение скважин, чтобы хотя бы 70% скважин попадали в продуктивные горизонты.
Теперь что касается нефтяной промышленности. Я думаю, что здесь главным направлением модернизации является разработка программного обеспечения для построения оптимальных моделей разработки месторождений. Подчеркиваю: оптимальных месторождений. Почему я об этом говорю? Потому что сегодня ситуация такая. Коэффициент нефтеизвлечения у нас падает в отличие от американцев, где он растет. И у них все же 0,4, а у нас 0,29. Мы даже в этой энергетической стратегии проставили главную задачу доведение КИН до 0,37. Это ниже, чем сегодня у американцев. И разве это задача до 2030-го года, на 20 лет? Но здесь без нового подхода, о чем мы сегодня говорим, даже того же суперкомпьютера… Мы вчера с ребятами обсуждали эту тему. У них уже есть совершенно реальные вещи, наработанные. Они провели в Заполярном месторождении с газовиками и дали пока небольшой эффект: сократили на пару скважин в кусте – было одно количество, по их оптимизационным расчетам получилось, что можно от пары скважин уйти. Немного, но даже если каждая скважина по 2 млн. долларов, то 4 млн. сэкономили. И целый ряд других моментов.
Конечно, мы должны учитывать экономику, когда разрабатываем эти модели. Вопрос такой. У нас сегодня запасов много, но рентабельных запасов не очень много. Если говорить сумасшедшие цифры по цене нефти, они долго не продержатся. У нас с вами был печальный опыт 2008 г., когда пузырь надулся до 147 долларов за баррель, а потом рухнул до 20. Это тоже очень плохо. Поэтому я считаю, что оптимальная цена в сегодняшних условиях – 75-80 долларов, которая бы устроила бы и тех, кто добывает нефть, и тех, кто ее перерабатывает, потому что цена 150, о которой говорят некоторые специалисты, возможна, но Европа явно не выдержит такой цены, развивающиеся страны тоже не выдержат. Американцы выдержат, наверное, китайцы выдержат. А что касается других стран…. Поэтому мы можем прийти к тому, что резко упадет спрос на нефть, а это будет совсем плохо. Поэтому вопросы экономики мы должны внимательно смотреть.
Ну и не могу не обойти тему нашей нефтепереработки. Ведь мы на 67 месте в мире, хуже нас никого нет – по глубине переработки, выходу светлых, по коэффициенту Нельсона, который является обобщающим показателем. Что говорить – из одной тонны нефти американцы добывают или производят 420 л бензина, мы – 140. Отсюда и цены наши, которые никуда не годны и несправедливы, я имею в виду цены на нефтепродукты внутри страны. Это вопрос, который нас должен очень беспокоить. Мы, с одной стороны, принимаем технический регламент о требованиях к автомобильным, моторным топливам и т.д., мы сразу – есть у нас такой межотраслевой совет по стандартизации и техническому регулированию, который тоже я возглавляю, - написали в правительство письмо. Потому что это нереально, он должен был войти в действие в 2009 году. Мы бы остановили весь транспорт в нашей стране, потому что тот техрегламент запрещал выпуск с 2009-го г., 2010-го бензина марки 92 - на чем ездить будем? А для многих наших машин не нужен 95-й, а нужен 80-й и т.д. Это пример того, как непрофессионалы, люди, которые очень далеки от проблем нефти и газа, нефтепереработки берутся за разработку подобных документов. Но это я отношу и к нам с вами, потому что мы обязаны в такие вопросы ввязываться активнее. И мы должны заниматься разработкой подобных технических регламентов, а не зоотехники, агрономы и т.д. Поэтому это тоже вопрос, который не может нас не волновать. Говоря о вопросах модернизации, думаю, что нас с вами должна очень беспокоить или интересовать, во всяком случае, проблема комплексного использования сырья, которое мы добываем. В связи с этим попутный нефтяной газ, которого мы с вами сжигаем 15-17 млрд. м3, хотя точно никто не знает, потому что, во-первых, не учитываем, сколько добываем, и не учитываем, сколько сжигаем. Из 1841-й факельной установки треть вообще не имеет приборов учета, а остальные – их точность измерений подвергается большому сомнению. Будем считать, что хотя бы эта цифра существует – 15-17 млрд. Даже в переводе на мужицкий счет это 7-10 млрд. долларов, которые не лишними были бы в нашей экономике, да?
Но экология, экологические проблемы, которые, конечно, не могут нас не волновать. Мы планируем провести большую конференцию по использованию попутного нефтяного газа в Салехарде. Салехардцы выступили инициаторами провести у них такую конференцию с тем, чтобы детально обсудить. Главный вопрос – это разработка новых технологий, связанных с тем, как этот газ превратить в жидкость, закачать его в трубу и вместе с нефтью передать его. Другие варианты? Да, есть какие-то попытки другие, но они пока малоэффективны, мало реальны. Хотя я был как-то в Институте высоких температур, где мне показывали такую установку, пока маленькую, правда, которая может получать из попутного нефтяного газа бензин и диметилэфир. Но диметилэфир – это еще не солярка, поэтому все равно нужно доводить как-то.
В газовой отрасли, что такое модернизация? Во-первых, та же разработка моделей оптимальной разработки месторождений газовых с тем, чтобы мы знали, сколько нужно скважин в кусте, какой дебит. Я помню то время, когда скважина в Уренгое давала 2 млн. кубометров в сутки, но нужны ли такие отборы? Для этого и нужно построить модель.
Низконапорный газ. Над ним тоже думают наши газовики: что же с ним делать, как его использовать. Еще пройдет несколько лет, и уже у нас Медвежье выходит на такой уровень, со временем Уренгой, в свое время крупнейший промысел в мире – 280 млрд. м3 с одного промысла мы добывали вместе с валанжинским газом!
Сжиженный природный газ. Мы только сейчас немного начали заниматься этой темой. А в мире уже 8-9% мировой торговли газом – это СПГ. И более того, я смотрел некоторые данные, что многие страны, которые этим занимаются: Катар, Индонезия, целый ряд других, - планируют значительно увеличить мощности по производству сжиженного природного газа и довести их примерно – только в этих 5 странах – до 400 млн. тонн. Это, исходя из того, что мы сегодня имеем 3 трлн. кубометров, это уже будет 13-14%. В этом отношении наш первенец-завод, который построен в рамках проекта «Сахалин-2», безусловно, интересен и нужен.
 Но впереди другие задачи. Это Ямал, это «НОВАТЭК», который планирует построить хороший завод примерно на 50-60 млн. тонн – это уже будет серьезно, это будет от мировой торговли СПГ примерно 25-30%. Я полагаю, что это одно из направлений модернизации в газовой отрасли.
Еще одна тема – газ в качестве моторного топлива. Сколько я себя помню, в последние 30 лет мы все об этом говорим. Более того, даже в свое время построили более сотни так называемых газонаполнительных компрессорных станций и в России, и в других республиках – в Туркмении. И на этом закончилось. Это было примерно в 1985-87 гг. А потом очень мало мы занимались этой темой. Хотя это дешевле - в 2-3 раза точно, экологически более чисто. Нужен специальный закон об использовании газа в качестве моторного топлива. Это может быть сжиженный газ, и пропан-бутан, тот, что использовался раньше, и сжатый газ. Любые варианты приемлемы.
Теперь что такое модернизация в нефтегазовом строительстве? Хочу вам сказать, что в этом отношении мы в свое время были далеко впереди планеты всей, наша уникальная система газопроводов или магистральная система трубопроводов является совершенно уникальным инженерным сооружением в мире. Это не только наше достояние. Построили, но это было, время ушло, поэтому сегодня уже другие нормативы, другие давления. 75 атмосфер тогда было революцией, никто до нас в мире не строил трубопроводов диаметров 1400 мм, сейчас все строят. Но это колоссальный экономический эффект. Мы недавно с Семеном Александровичем Драгульским, который возглавляет у нас Ассоциацию нобелевского движения, в Питере проводили конференцию, посвященную 110-й годовщине вручения первой Нобелевской премии. Я там приводил примеры о том, что строительство системы газопроводов в одном технологическом коридоре дает такой эффект: на каждой нитке экономим 25%, каждая 5-я нитка – бесплатно! Вот что такое энергоэффективность, об этом нужно думать. Учитывая, что не все занимаются предметными сравнениями, могу сказать вам: один трубопровод длиной 2500-3000 км диаметром 420 мм, хотя и использует газ на собственные нужды, порядка 10%, тем не менее по своему энергетическому потенциалу одна труба больше, чем все гидроэлектростанции, построенные на Енисее и Ангаре, вместе взятые. Вот что такое одна труба! А мы их в Западной Сибири 22 построили.
Но сегодня уже другие требования. 75 атмосфер – это в прошлом. Сегодня мы уже говорим о строительстве газопроводов с давлением 120 атмосфер, 150, а через Черное море проложили 2 нитки по 600 мм на давление 200 атмосфер. А  «Нордстрим» – тоже 250 атмосфер. Поэтому новые трубы, новые марки стали. Вот в чем заключается модернизация.
Но есть еще одна тема, о которой не могу не сказать. Нам надо изменить нормы проектирования многих наших нефтегазовых, нефтеперекачивающих, нефтеперерабатывающих заводов. Мне приходилось бывать на заводах за рубежом, в том числе, и на нефтеперерабатывающих, нефтехимических. Там у них минимальные разрывы, минимальные расстояния между установками, между заводами. А у нас обязательно сделают так, чтобы было несколько километров. Дело не только в территории, которую мы занимаем, - у нас ее, слава Богу, много. Но это же коммуникации. Это вопросы, связанные с энергоэффективностью. Когда я говорил о том, что мы сэкономили за счет строительства трубопровода в одном коридоре и трубы 1420мм, мы за счет создания нашей ЕСГ сэкономили 13 млн. тонн труб. Вот где энергоэффективность! Поэтому этим вопросом, конечно, надо заниматься. Поэтому нормы проектирования являются весьма важными.
Мы сейчас очень предметно занимаемся вопросами технического регулирования, стандартизации. Тот закон, который был - мы его уже критиковали. Но теперь даже президент назвал его дурацким, и это совершенно правильно. Но пока он действует. Так вот, сейчас принято решение: у нас своих нет технических регламентов, давайте пойдем на регламенты таможенного союза или ЕВРАЗЭС. К чему это приводит? У нас выпущен в 2009-м г. наш технический регламент «О требованиях к машинному оборудованию». Это касается вас всех. Толковый, хороший регламент, в соответствии с которым все наше нефтяное, химическое, газовое, нефтехимическое оборудование подлежит обязательной сертификации. Сейчас готовится проект стандарта ЕВРАЗЭС, который по статусу намного выше, чем наш национальный, и на национальный никто обращать внимания не будет. В этом проекте записано, что нефтяное, газовое и нефтехимическое оборудование не подлежат обязательной сертификации. Белорусы, которые этим занимаются, считают, что сеялки, веялки, плуги, бороны, не говоря уже о тракторах, обязательно должны подвергаться сертификации. А наше оборудование, работающее на давлении 75, 100, 200 атмосфер, - нет. Как же так? Мы сейчас большую часть буровых установок получаем из Китая. Хорошо, плохо, - не буду тут касаться. Получаем. Но разве можно такое оборудование, связанное с безопасностью для жизни людей не сертифицировать? Мы собираемся строить завод по сжижению газа на Ямале, где будет давление 150 и 200 атмосфер. Да, «Шелл» построил по своим нормативам на Сахалине, он нас не спрашивал. Но здесь-то мы собираемся строить. Разве можно сегодня оборудование брать 1:1 без всякой сертификации, только по декларации?! Я к чему это говорю? Нам нужна более активная позиция всего нефтяного сообщества. Я, кстати, подписал сегодня по этому поводу письмо Сечину с тем, чтобы он все же попытался вникнуть и приостановить совершенно неквалифицированные действия людей, которые принимают участие с нашей стороны в разработке такого технического регламента.
Спасибо. Я немного больше, чем хотел, сказал, потому что вопросов много. Я думаю, у нас будет с вами еще возможность, мы обменяемся мнениями. Вопросы?
Тогда мы приступаем уже к программе, она будет немного корректироваться, но тем не менее. Первый выступающий у нас Петр Георгиевич Агеев, директор по стратегическому развитию «Новас энерджи сервисис».
П.Г. Агеев. Спасибо, Геннадий Иосифович. Сам Московский международный энергетический форум, состав участников и даже состав этой конференции свидетельствует о том, что проблемы энергосбережения, экологии и экологической безопасности в последние годы ставит множество вопросов перед политиками, социологами, учеными, инженерами практически всех стран мира, поскольку истощение запасов углеводородов ведет не только к обострению экономических проблем, но и к серьезным социально-политическим последствиям.
К сожалению, в период высоких цен на нефть большинство добывающих компаний, стремясь получить сверхприбыль, вели и ведут интенсивный отбор из высокодебитного фонда скважин, которых становится катастрофически мало, что ведет к переводу значительной части извлекаемых запасов, трудноизвлекаемых, а, следовательно, к огромной потере углеводородов. В целом за короткий промежуток времени проблема максимальной извлекаемости углеводородов стала весьма актуальной. Именно поэтому сегодня обсуждается тема инновационных технологий как необходимого инструмента модернизации ТЭК.
Позволю себе привести сравнения с некоторыми другими ведущими странами. В США ряд крупных специалистов полагают, что геологическая концепция, на которой строилась вся система оценки доказанных запасов нефти, за всю историю добычи, то есть за 150 лет, оказалась некорректной, так как исходила из определенного понимания или представления о распределении нефти в нефтеносных пластах. В этой связи все подсчеты конечных факторов нефтеотдачи для проекта разработки были не совсем корректными. Данные, полученные на 2010 г., фактически показали, что по всем залежам мира среднестатистическая величина извлеченной нефти равна всего лишь 30%. По словам главного инженера компании «Шелл» господина Шульта, никакие вторичные технологические методы не смогли превзойти этот предел.
Действительно, в среднем по России, Китаю и некоторым другим странам коэффициент извлекаемости углеводородов едва превышает 27-28%. Остальные запасы сосредоточены: в слабопроницаемых пропластах – 27%, в застойных зонах – 19%, в линзах и непроницаемых экранах невскрытых скважин – 24%, капиллярно удерживаемая и пленочная нефть -30%.
Все это заставляет многие страны вести поиск и внедрять новые современные энергосберегающие технологии. Например, в Китае, занимающем 2 место в мире по энергопотреблению, разработана и внедряется программа повторного освоения месторождений. В США, насколько нам известно, разрабатывается унифицированная технология реабилитации скважин, что, по мнению авторов, позволит удвоить и даже утроить накопленную добычу нефти за весь период ее добычи в пределах зоны дренирования пласта. Технология применяется на скважинах, достигших поздней стадии эксплуатации с конечной нефтеотдачей 30% в пределах зоны дренирования одной скважины, которая является, по сути, единичным элементом всего нефтеносного поля залежей. Главной целью американские разработчики ставят извлечение максимального объема недоизвлеченной нефти, но не путем кратковременного максимально суточного дебита, а путем обеспечения максимального фактора нефтеотдачи зоны дренирования при контролируемом оптимальном суточном дебите.
За счет внедрения инновационных технологий в США, при худшей структуре запасов по сравнению с Россией, дополнительно ежегодно добывается 37-40 млн. тонн нефти, что в пересчете на денежный эквивалент составляет примерно 20 млрд. долларов США.
В России сложилось устойчивое положение разобщенности науки, образования и производства. Государство практически утратило контроль над разработкой недр, отказавшись от так называемых консервативных способов разработки месторождений. Вместо отчетов по темпам выработки месторождений энергопользователь отчитывался за эксплуатацию каждой скважины, то есть за равномерную выработку месторождений. Были введены так называемые месячные экономические рапорты, своеобразные средние температуры по больнице. Появилось понятие «нерентабельная скважина», которых стало чрезвычайно много.
Во многих компаниях, особенно малых предприятиях, из-за экономии средств не уделяется должное внимание поддержанию пластового давления. Только вышеперечисленные причины привели к тому, что за короткий промежуток времени извлекаемые запасы превратились в трудноизвлекаемые.
Казалось бы, российские нефтяные компании должны активно внедрять современные методы увеличения нефтеотдачи, такие как импульсные, волновые, виброволновые, плазменные и т.д. Однако по многим причинам этот процесс идет крайне медленно, так как интересы государства как владельца недр и компаний недропользователей при отсутствии должного контроля со стороны государства кардинально расходятся. А между тем по оценке российских ученых, например, академика Ганеева и других специалистов, альтернативы этим технологиям нет и в ближайшее время не предвидится.
Наиважнейшим показателем эффективности той или иной инновационной технологии является увеличение коэффициента извлекаемости нефти, снижение темпов падения добычи и быстрый возврат средств, вложенных за тонну дополнительно добытой нефти.
В качестве примера внедрения экологически чистой энергосберегающей технологии можно привести метод плазменно-импульсного воздействия на продуктивные пласты для максимального извлечения углеводородов. При этом доказано, что можно с минимальными затратами повысить коэффициент извлекаемости углеводородов.
В плазменно-импульсном генераторе диаметром 102 мм благодаря ряду запатентованных ноу-хау формируется плазменный канал, энергия которого создает ударную волну высокой плотности, проникающей в газо-жидкостную среду. Происходит резкое качественное изменение параметров давления, плотности, температуры. По периодическому принципу формируются упругие сдвиговые колебания, которые освобождают от выпавших различных отложений стенки каналов, создают благоприятные фильтрационные условия, как при забойной зоне, так и в значительном удалении от источников возбуждения, при этом вязкость нефти снижается на 30-40%, это доказано как на практике, так и в лаборатории. Флюид становится более подвижным, что особенно важно для добычи высоковязких нефтей, а генезис воздействия сохраняется длительное время.
На сегодняшний день существует множество методов улучшения работы скважин, большинство из которых экологически небезопасны, энергозатратны, громоздки, сложны в применении, а также имеют всевозможные ограничения.
Предлагаемая технология отличается высоким энергосбережением, производительной эффективностью, экологической безупречностью, проста и безопасна в эксплуатации, прошла опытно-промышленную апробацию, сопровождаемую геофизическими исследованиями и испытаниями в лаборатории как в России, на месторождениях Урало-Поволжского, Северного и Западно-Сибирского регионов, так и за рубежом, в частности в Китае, Казахстане, Узбекистане и Чехии.
Технология применяется на любой стадии эксплуатации, начиная с освоения для вызова притока углеводородов по всей эффективной мощности пластов и вплоть до скважин поздней стадии эксплуатации, в реальных геологических условиях без добавок химических реагентов при большой обводненности скважин - до 95%. Освоение скважины в Ханты-Мансийском регионе, на месторождении, отличающемся крайне низкой проницаемостью пластов. До применения плазменно-импульсного воздействия на месторождении скважины осваивались исключительно с помощью гидроразрыва пласта. Другие методы там просто не работают. Так вот, на вызов притоков скважин по всей эффективной мощности рабочего интервала с помощью плазменно-импульсного воздействия потребовалось всего 12 часов. При этом геологическая структура прискважинной зоны не была нарушена. Через два месяца мы в этой скважине сделали гидроразрыв пласта и получили те же самые 19-20 м3 нефти, только подтянули еще 30% воды.
Кроме того, успешно решается проблема вовлечения приема нагнетательной скважины и выравнивания профиля приемности(?), что позволяет увеличить охват залежи заводнением, поддерживать пластовое давление и тем самым продлить срок эксплуатации месторождения без применения методов, опасных для окружающей среды.
Примеры использования технологии на месторождении Вахское. Для воздействия заказчиком были предложены нагнетательной скважины, запланированные на консервацию. Во всех трех случаях была решена поставленная задача, а именно: увеличение приемности(?) и выравнивания профиля приемности. По истечении 30 месяцев, то есть по сегодняшний день, практически скважины работают в режиме эффекта с незначительным снижением, то есть генезис сохраняется длительное время.
Технология успешно применяется также для реабилитации скважин после падения эффекта, ранее полученного от * ГРП. В этом случае скважина из периодики вновь выводится на постоянный режим эксплуатации.
Эти примеры свидетельствуют об экономической и экологической целесообразности применения такой технологии.
В настоящее время разработан и внедряется в производство плазменно-импульсный генератор нового поколения диаметром 42 мм, что позволяет применять технологии плазменно-импульсного воздействия нагнетательных и, очевидно, газовых скважин без их глушения и без подхода бригад КРС, что очень важно для нефтедобывающих компаний – огромная экономия.
 В нашем представлении совместное использование названных генераторов – 102 мм на добывающих скважинах и 42 мм в нагнетательных скважинах - позволит создать свою, отечественную унифицированную технологию реабилитации скважин. То есть технологии доизвлечения запасов нефти, что в переводе на денежный эквивалент будет равняться триллионам рублей дополнительных поступлений.
В настоящее время в стадии разработки также находится оборудование, позволяющее равномерно вырабатывать весь продуктивный интервал в горизонтальных скважинах. Этот генератор будет запущен в конце следующего года, испытания пройдут в «Сургутнефтегазе».
В современных реалиях добывающие компании как пользователи недр заинтересованы в максимально быстром получении прибыли. Однако существующий метод идентификации добычи углеводородов зачастую приводит к обратному эффекту – к снижению их извлекаемости. В свою очередь государство как владелец недр должно быть заинтересовано в максимальном эффекте выработки месторождений. Налицо конфликт интересов – государства, бизнеса, недропользователя. Внедрение унифицированной инновационной технологии без увеличения(?) запасов позволяет значительно повысить извлекаемость углеводородов, а значит, и энергосбережение, что в средней и долгосрочной перспективе, естественно, приведет к совпадению интересов участников недропользования. Надо только, чтобы стороны реально внедряли инновации. В этом плане роль государства по внедрению инновационных технологий должна быть определяющей, без этого невозможна модернизация экономики, промышленности и в целом страны.
В свете ухудшения глобальной экологической обстановки все острее ощущается необходимость в технологиях, минимально влияющих на окружающую среду. Такие технологии существуют, но при всей их экологической привлекательности они имеют один крупный недостаток: невысокую эффективность. Следовательно, необходимо стимулировать внедрение технологий, позволяющих значительно повысить извлекаемость углеводородов при сохранении окружающей среды, действующей в естественных геологических условиях без применения химических реагентов и без нарушения естественной геологической структуры коллектора. Возможность многократного применения таких технологий на одной скважине позволит бережно использовать недра планеты при максимальном отборе углеводородов. Учитывая абсолютную экологическую безопасность подобных технологий, имеются перспективы их внедрения не только на материковых месторождениях, но и на шельфе.
Мировая практика убедительно доказывает, что никакая модернизация невозможна без внедрения инноваций. Недостаточно лишь только объявить о начале модернизации и ожидать, что традиционные методы принесут свои плоды в виде увеличения извлекаемости нефти. Важно создать постоянный поиск и последующую поддержку государством инновационных технологий, создавать условия для полевых испытаний как можно большего числа инновационных идей. В России есть инструмент в виде энергосберегающих технологий. Есть огромный научный потенциал, который успешно используется не российскими, а иностранными компаниями, как ни странно. Нет одного: нет внятной, понятной государственной программы вторичного освоения месторождений с целью извлечения запасов углеводородов, как это делается в Китае и в США. Вполне же очевидно, что массовое внедрение энергосберегающих экологически чистых технологий, таких, как плазменно-импульсная, предложенная здесь, позволит продлить жизнь многих месторождений, и, следовательно, решить социально-политические задачи, особенно градообразующих предприятий, да и государства в целом. Спасибо за внимание.
А.Н. Дмитриевский. …хранилище супергерметичное, потому что покрышка, как установили литологи, содержит смешанно-слойные минералы, которые выдерживают давления, в 2-3 раза превышающие возможные, которые здесь образуются. Таким образом, Россия сейчас в центре Европы сможет иметь 3 прекрасных подземных хранилища и быть внутри европейского рынка, потому что третий энергетический пакет запрещает владеть газотранспортными сетями, рынок – а здесь вы закачиваете дешевый газ летом, здесь будет где-то 10-12 миллиардов, хаб новый будет. В Словакии, причем, две электростанции, на угле работающих, можно перевести на газ. И тот, кто имеет газ в ПХГ владеет пиковой электроэнергией, и, соответственно, владеет электрическим и газовым рынком.
У нас 160 тыс. километров газопроводов, 50 тыс. нефтепроводов, продуктопроводов  – 20 тыс. Все время говорим, а как влияет нефтяная, газовая промышленность на окружающую среду, а мы посмотрели, как окружающая среда влияет на функционирование объектов нефтяной, газовой промышленности. Оказалось, что, если мы будем учитывать геодинамику, флюидодинамику, эманацию глубинных агрессивных газов, магнитные, другие физические поля, то мы сможем продлить срок службы 70% магистральных трубопроводов (нефть, газ, продуктопроводов) в полтора раза. Нормативный срок мы можем устанавливать не 33 года, а 50, 45-50 лет. Это сотни миллиардов долларов в пересчете на сегодняшний курс, это все один академический институт практически. Эта программа рассмотрена «Газпромом», это вот землетрясение. Причем, смотрите, как планировал «Транснефть» ВСТО прокладывать? Вот Лаверов настоял перенести севернее, а если бы прошло южнее, чтобы было с этим нефтепроводом Восточная Сибирь – Тихий океан? Ну, это уже такие тонкости.
Г.И. Шмаль. Спасибо, Анатолий Николаевич, как всегда, очень интересно и любопытно. Я еще вот что хотел Вам сказать в отношении тех фотографий, которые Вы показывали. Есть такой крупный специалист и друг Дмитриевского, это Каплан Босниев, который занимается очень предметно газогидратами, он является профессором губкинского университета, поэтому можете там его найти, он как раз занимается многими этими делами.
А.Н. Дмитриевский. Да, он у нас лидер.
Реплика. Фазовые(?) переходы второго, третьего рода.
Г.И. Шмаль. Хорошо, спасибо. Следующий доклад наш достаточно интересный. Мы договорились, что Лазарев Александр Николаевич представляет здесь Санкт-Петербург, военный университет, прошу Вас. Он занимается как раз проблемами СПГ.
А.Н Лазарев. Добрый день, уважаемые коллеги! Хочу осветить вам вклад ученых военного инженерно-технического института в модернизацию топливного энергетического комплекса нашей страны.
Вначале своего выступления несколько слов и краткую биографию нашего ВУЗа. Военный инженерно-технический институт берет свое начало с высшего военно-морского строительного училища, которому в 2009г. исполнилось 70 лет. За свою историю институт сформировался как профильный вуз с развитой инфраструктурой, современной учебно-лабораторной, уникальной экспериментальной полигонной базой, высококвалифицированным научно-педагогическим коллективом.
В настоящее время институт является одним из немногих политехнических военных ВУЗов России, который наряду с подготовкой кадров выполняет фундаментальные прикладные научные исследования по широкому спектру научной направленности. В вузе работают три диссертационных совета, 43 доктора наук, 233 кандидата наук, 40 профессоров, более ста доцентов.
На данном слайде представлены сформировавшиеся 18 научных дисциплин, которые можно объединить в физико-математические науки, строительство, энергетика и санитарно-технические системы. Несмотря на устоявшиеся и развивающиеся научные школы, специалисты института постоянно уделяют внимание развитию новых, инновационных направлений науки. Одним из таких является использование сжиженного природного газа. В начале 21-го века новейшие технологии, достижения, полученные в последнее время в области криогенной техники, открывают широкие возможности для применения СПГ как универсального вида энергоносителя и моторного топлива. Стремительное развитие в США и Западной Европе новой технологии на основе СПГ заставляет в значительной мере интенсифицировать отечественные работы в данной области техники.
Для справки несколько слов о современном состоянии на мировом рынке СПГ и областях его применения за рубежом. В настоящее время в мире насчитывается более 20 крупных заводов СПГ, более 40 терминалов по приемке сжиженного природного газа. В Японии импортируется уже до 100%, около 50 миллиардов кубометров природного газа в сжиженном виде. Ранее за рубежом, в основном, использовался для газо- и энергообеспечения жилищно-коммунального хозяйства, в населенных пунктах, однако в последнее десятилетие активно развиваются новые направления использования СПГ в качестве дешевого, экологически чистого моторного топлива на различных видах транспорта.
В мире накоплен более чем 50-летний опыт безаварийной эксплуатации систем производства, транспортировки и применения газа в сжиженном состоянии. Особенно интенсивно данное направление развивается в США, Западной Европе, Японии и Австралии. Так, в США уже начато серийное производство грузовых автомобилей, автобусов на СПГ, на данном слайде это прекрасно видим. В качестве примера широкого применения СПГ как моторного топлива необходимо указать, что в 2004г. странами Балтийского моря принято соглашение о постепенном переводе всего гражданского морского флота с дизельного топлива на сжиженный природный газ.
Понимая роль и перспективность использования СПГ во многих отраслях экономики России, в институте уже более 20 лет ведутся исследования по эффективному использованию СПГ в области обеспечения экономической, энергетической обороноспособности России. Работы в данном направлении ведутся совместно с военно-космической академией имени Можайского, Крылова и «Газпром промгаз». Значительную роль в оценке перспективности развития теоретических основ применения в народном хозяйстве сыграли ученые, известные в России. Это Ваушкин(?) Николай Павлович, Кириллов Николай Геннадьевич. Основные направления сферы деятельности – при их инициативе и непосредственном участии создана научно-экспериментальная база в поселке Приветинское, позволяющая выполнять крупные научно-исследовательские задачи, создана научная школа по исследованию вопросов добычи, транспортирования, хранения и применения сжиженного природного газа для централизованного газоснабжения отдаленных регионов.
Также создание научной школы по исследованию вопросов применения СПГ для различных видов наземной техники. Разработана концепция создания надземных хранилищ СПГ, систем активной защиты, разработаны методологические основы технико-экономического обоснования перспективности использования СПГ. На базе достигнутых результатов в настоящее время в институте сформировано новое направление исследования в области сжиженного природного газа.
Это использование СПГ с шельфовых месторождений для решения проблем северного завоза и энергоснабжения отдаленных регионов России. По мнению ученых, представительств заводов, на континентальных шельфах появляется возможность решить проблему северного завоза и автономного энергоснабжения удаленных регионов России, это Архангельская, Иркутская область, Республика Карелия, Сахалин, Курильские острова и Хабаровский край. Немаловажным аспектом эффективности данного подхода является использование технологии СПГ для повышения обороноспособности и надежности функционирования объектов на этих территориях.
Суть предлагаемых технологий подразумевает доставку от строящихся заводов СПГ к прибрежным поселкам, удаленным населенным пунктам, используя при этом самые различные виды местного транспорта от малых морских и речных каботажных танкеров и специальных дорожных трейлеров и контейнеровозов.
Представлена схема размещения заводов. Ямальский проект, также указано обеспечение энергоснабжением удаленных регионов. Сжиженный природный газ может быть использован для обеспечения альтернативным моторным топливом стационарных систем автономного энергоснабжения и для перевода различных видов транспорта на более дешевый и альтернативный вид топлива.
Необходимо отметить, что в нашей стране уже доказана перспективность использования СПГ в качестве моторного топлива. На слайде 15 представлены опытные образцы различных видов транспортных средств. Учеными нашего института обоснована и доказана экономическая целесообразность энергоснабжения небольших населенных пунктов. Предлагается использование для производства электроэнергии и тепла когенерационных энергетических установок на основе двигателей Стерлинга.
Инфраструктура СПГ в рамках северного завоза должна включать в себя установки по сжижению природного газа, средства для транспортирования СПГ, его хранения, а также систему производства электрической и тепловой энергии. К сожалению, пока еще нерешенной остается очень важная научно-практическая проблема, которая тормозит внедрение СПГ. Это проблема создания стационарных хранилищ сжиженного природного газа. Следует отметить, что в России в настоящее время практически полностью отсутствует опыт проектирования, строительства и эксплуатации данных типов сооружений, поскольку ранее в нашей стране создавались только отдельные виды транспортных и наземных емкостей для сжиженного природного газа.
Современная научно-техническая проблема использования СПГ в рамках северного завоза – это экономически обоснованная перспективность создания завода и широкого применения СПГ в условиях отечественного опыта проектирования.
Динамика патентования стран мира в области стационарных хранилищ. Учеными нашего института сделан анализ за 50 лет патентного поиска ведущими странами мира. Япония, самая передовая страна, уже все свои вопросы решила до 1995-96-го года. А мы начали заниматься данной проблемой только с 1996-98-го годов.
Из 620 рассмотренных заявок на стационарные хранилища только 23 принадлежат России или СССР, что составляет 4% от мирового массива. Это еще раз подтверждает серьезный научный пробел в данной области техники. Следует отметить, что институт занимает лидирующее положение в изобретательской активности по созданию стационарных хранилищ сжиженного природного газа в Росси. Так, на данный момент из 23 российских заявок 11 принадлежат нашему институту.
Безусловно, проблема проектирования, создания данных хранилищ должна быть решена. В связи с этим в институте в настоящее время проводятся научно-исследовательские работы по решению данной проблемы. Основными направлениями мы считаем: исследование мирового уровня конструктивного исполнения стационарных заглубленных хранилищ СПГ, разработка технологий создания конструктивных решений стационарных хранилищ, разработка методологических основ расчета строительных конструкций, разработка методологических основ расчета последствий воздействия на обслуживающий персонал, поражающих факторов при возникновении аварийных ситуаций на стационарных хранилищах, экспериментальные исследования различных теплоизолирующих материалов и строительных конструкций для стационарных хранилищ и разработка методологических основ, технико-экономического обоснования перспективности создания инфраструктуры стационарных хранилищ.
Спасибо за внимание.
Г.И. Шмаль. Спасибо, очень интересно, как всегда. Надо вот что сделать, увязаться, есть такая французская компания, называется «GTT» – «Газ, технолоджи энд транспорт». Они как раз занимаются вопросами ноу-хау, имеют изобретения по газовозам и по хранилищам. Могу сказать, что 80% газовозов, которые сейчас плавают в океанах, используют технологию этой фирмы, так называемую мембранную технологию хранения, не шарики, которые обычно, а именно мембраны, довольно любопытно и интересно, особенно для хранения. Надо обязательно, я им подскажу. И второе, просьба: на полстранички предложение в состав резолюции. Передайте через Семена Александровича, чтобы я потом мог включить это в дело. Спасибо.
Следующий наш докладчик Кирьнов Александр Алексеевич, директор департамента проектирования, реализации проектов в нефтегазовой отрасли ООО «Горэнергопроект», прошу Вас.
А.А. Кирьянов. Ни для кого не секрет, что сегодня в России, как и во многих странах ближнего зарубежья, остро строит проблема повышения использования уровня попутного нефтяного газа. Необходимость незамедлительного повышения уровня использования или утилизации попутного газа до 95% и выше определяется, в первую очередь, условиями лицензионных соглашений на разработку нефтегазовых месторождений. Во всех этих соглашениях прописывается необходимый уровень использования, не менее 95%. Второе – это постановление правительства о мерах по стимулированию сокращения загрязнения воздуха продуктами сжигания попутного газа. Постановление устанавливает с 1 января 2012 года уровень сжигания не более 5%, повышает плату в 5 раз за сверхлимитное сжигание.
Исходя из нашего опыта по доведению уровня использования попутного газа на месторождениях «Сургутнефтегаза», могу сказать, что повышение уровня использования газа на нефтепромысловом объекте – это комплексная задача, решение которой зависит от многих факторов, каждый из которых может являться определяющим в выборе эффективного, экономически целесообразного способа утилизации. Это состав и технологический режим нефтепромыслового объекта, развитость газотранспортной инфраструктуры, состав и свойства нефти и попутного газа и так далее.
Таким образом, подход к решению этой задачи для каждого объекта должен быть индивидуальным. Условно, технологии и способы повышения использования попутного газа можно разделить на 2 группы: это первичная, которая не требует значительных затрат времени и средств, и вторичная, требующая достаточно больших капиталовложений, имеющая достаточно длительные, иногда до 10 лет и более, сроки окупаемости, требующая квалифицированных специалистов из других отраслей, которые, обычно у нефтяников, отсутствуют: нефтехимия, электроэнергетики и так далее. Приводит к изменению структуры предприятия, расширению специализации.
Поэтому, конечно, логично обойтись малой кровью, на первом этапе попытаться внедрить более дешевые технологии из первой группы, в случае недостижения уже 95%-ной либо 100%-ной утилизации, если поставлена именно такая задача, внедрять мероприятия из второй группы.
Основной объем газа сжигается на факелах небольших объектов, это, в основном, дожимные насосные станции. Именно для них можно выделить несколько критериев, которые определяют первичный способ утилизации попутного газа. Первое – это наличие объектов газопотребления непосредственно на промысловом объекте. При наличии объектов газопотребления, обычно везде есть котельная, аппараты, печи «Хитер триттер», ХТБ, и так далее. Естественно, самый простой и логичный способ - это использовать попутный газ на собственные нужды.
В обычной схеме на топливо используется газ, выделяемый на первой ступени сепарации, так как он выделяется при давлении 0,4-0,6 МПа, а попутный газ промежуточной и последней ступени, не концевой, а именно последней ступени сепарации, сжигается на факеле из-за низкого давления и нестабильности выделения. То есть он выделяется только при открытии клапанов, поэтому подача его нестабильна, и просто подавать газ на собственные нужды без доработки технологической схемы нельзя. Поэтому как первый способ все-таки повысить – это изменение технологической обвязки сепараторов, монтаж узла регулирования на линии подачи газа с первой ступени. Но при этом нужно помнить, что при снижении давления на блоке подготовки топливного газа клапан на линии подпитки будет открываться. То есть на собственные нужды будет идти газ первой ступени. Потом, при выравнивании давления, будет сбрасываться газ с промежуточной ступени или из того же аппарата «Хитер триттер».
При этом нужно помнить, что давление на подпитке линии должно быть менее 0,2 МПа. Этот способ позволяет утилизировать попутный газ с промежуточных ступеней сепарации, с аппаратов «Хитер триттер». Но возможно таким образом использовать попутный газ и в последней ступени, не в концевой ступени, а именно в последней ступени ДНС. Для этого определен второй критерий – наличие возможности повышения количества растворенного газа в нефти, транспортированной из ДНС. Экспериментальным путем, что и было сделано на нескольких объектах, можно сказать, даже на 60% ДНС «Сургутнефтегаза», было повышено давление на последней ступени сепарации ДНС. В случае, если не возникает проблем с насосами внешней откачки на центральный пункт сбора, не возникает проблем с качеством подготовки товарной нефти, попутный газ последней ступени также можно подавать через узел регулирования на собственные нужды, а растворенный в нефти газ уже использовать, утилизировать на сборном пункте. При этом достаточно одной компрессорной станции концевых ступеней на несколько нефтепромысловых объектов.
Этот вариант, естественно, неприемлем для объектов с товарной подготовкой нефти, также в случае нестабильной работы насосов внешней откачки можно рассматривать вариант использования мультифазных насосов, которые работают и на нефти, и на газу.
Третье, еще одним первоочередным моментом, влияющим на утилизацию попутного газа, является монофакельная система. Приведение ее к нормативным требованиям позволит значительно повысить использование, утилизацию попутного газа. При этом влияющими факторами являются наличие, исправность дежурных горелок с постоянной подачей газа на них, наличие головок с газовым затвором, лабиринтным уплотнением с постоянной подачей продувочного газа, что необходимо при отсутствии постоянных сбросов согласно требованиям безопасности.
К примеру, отсутствие газового затвора увеличивает нормированное количество продувочного газа сжигаемого, подаваемого в факельный газопровод для вытеснения воздуха и избегания образования горючей смеси, в 100 и более раз. А в случае отсутствия дежурных горелок обслуживающий персонал очень часто намеренно повышает сброс на факел, чтобы не было постоянных погасаний при порывах ветра. То есть это говорит о том, что важным критерием является именно приведение факельной системы к нормативным требованиям.
Последний критерий – наличие и развитость газотранспортной сети. При ее наличии, если позволяет пропускная способность трубы, самым оптимальным является компримирование газовых концевых ступеней, сепарация сжигаемого на факеле, то есть строительство КСК.
Исходя из сказанного, можно сделать вывод, что, прежде чем планировать на нефтепромысловом объекте, особенно на ДНС, глобальную установку по утилизации, необходимо провести все мероприятия из первичной группы, конечно, при возможности их внедрения. Наладить метрологический, технологический учет на нефтепромысловом объекте, составить материальный баланс газа и уже при недостижении необходимого уровня утилизации рассматривать мероприятия из второй группы, естественно, с учетом их технико-экономической целесообразности.
В настоящий момент из второй группы наиболее распространенные энергетические нефтехимические технологии, развиваются новые методы, такие как GTL-технологии, насосно-инжекторная система для закачки газа в пласт, сжижения газа. Существуют альтернативные варианты, актуальные, к примеру, для регионов с отсутствием пресной воды, это подача попутного газа в качестве топливно-опресняющей установки.
Здесь представлена технологическая схема, то есть пример варианта утилизации газа с промежуточной ступени сепаратора С2-1 на блок подготовки и на собственные нужды. Здесь пример использования технологий из второй группы, применения многотопливной электростанции, работающей и на дизельном топливе, и на нефти, и на газу.
Таким образом, для реализации эффективной стратегии по повышению утилизации или использования попутного газа необходимо осуществить все этапы: аудит использования газа, аудит учета, предпроектные решения, технико-экономическое обоснование проектирования, строительства.
Мы считаем ключевым моментом аудит, поэтому в аудит обязательно должен входить анализ существующего режима технологической схемы, сбор данных о возможных вариантах использования, анализ соответствия факельных систем нормативным требованиям, как результат, выбор оптимального для нефтепромыслового объекта способа утилизации по алгоритму, разработанному «Горэнергопроектом».
Здесь пример алгоритма приведен, который был разработан для месторождения «Быстринское» ОАО «Сургутнефтегаз». В аудите технологического учета необходимо провести оценку корректности расчета уровня использования и баланс попутного газа на объекте, анализ соответствия типов применяемых приборов условиям измеряемой среды, соответствие узлов учета ГОСТу последнему 8.5686.1.2005. Необходимость проверки дополнительных узлов учета попутного газа на нефтепромысловом объекте, обычно узлы учета газа отсутствуют и на факеле, и на дежурной горелке, на продувке, то есть газ должен учитываться по всем направлениям его подачи, использования.
На следующем слайде показаны реализованные проекты, несколько месторождений «Сургутнефтегаза», получился дополнительный объем поставки газа потребителю, 37 млн. кубометров в год. Здесь произведены были реконструкции технологических обвязок, сепараторов, был подан газ на собственные нужды. То есть достаточно низкозатратные, но эффективные мероприятия, полезные именно для небольших объектов. Ну, и как вывод, хочу сказать, что эффективность внедряемых мероприятий по повышению уровня использования попутного газа определяется индивидуальным подходом к объекту, качеством проведения аудита на первом этапе.
Не существует и не может существовать универсальной технологии, единой для всех объектов по использованию и утилизации попутного газа. Даже на одном месторождении на нескольких площадках могут работать абсолютно разные технологии, это будет достаточно эффективно, и вот эти технологии должны выбираться, именно определяться на первом этапе технического аудита.
Спасибо.
Г.И. Шмаль. Спасибо. Мы недавно создали рабочую группу при нашем межотраслевом совете, Вы дайте координаты свои, мы Вас будем привлекать. Мы договорились и с Анатолием Васильевичем, там у нас возглавляет эту рабочую группу вице-губернатор Ямала Владимиров, и я ему покажу в Салехарде, а сама рабочая группа будет работать и в Салехарде, я думаю, что многие интересные вещи, о которых Вы говорили, надо будет использовать.
Мы недавно в Союзе нефтегазопромышленников создали специальный финансовый комитет, потому что инновации – это, прежде всего, инвестиции. Я хотел, чтобы Антон Похилько доложил очень недолго о том, что это такое, и как мы собираемся делать. Потом мы продолжим.
А. Похилько. Здравствуйте, меня зовут Антон Похилько. Хотел бы в своем выступлении кратко осветить деятельность по финансированию, финансовому оздоровлению при Союзе нефтегазопромышленников России.
Основной предпосылкой создания комитета, инициированной Геннадием Иосифовичем, было стремление Союза нефтегазопромышленников содействовать отечественным предприятиям нефтегазового комплекса в привлечении финансирования для реализации своих инвестиционных программ и закрытии своих текущих нужд.
Не секрет, что даже крупнейшие, успешно работающие предприятия ТЭК России при осуществлении крупных, масштабных инвестиционных программ не могут обойтись без привлечения стороннего заемного финансирования. Вообще, долговое финансирование и привлечение стороннего капитала – это такой базовый вопрос, который приходится решать в текущих экономических условиях российским компаниям. Зачастую это является одним из самых весомых конкурентных преимуществ. Этот вопрос нельзя игнорировать.
Основной целью комитета является оказание содействия компаниям топливного комплекса России в привлечении финансирования и решении вопросов корпоративного управления. Соответственно, комитет предоставляет консультации компаниям, тем, кто желает найти какие-то средства, но, может быть, зачастую не имеет опыта реализации подобных проектов привлечения кредитов, западных инвестиций, может быть, российских инвестиций. Комитет является консультантом, комитет в содействии с компанией организует рабочие группы, которые состоят из коммерческих банков, при необходимости из инвестиционных банков и специализированных консультантов. Зачастую реализация комплексного проекта не может со стороны финансового консультанта подразумевать только работу с банком или инвестиционной компанией, а затрагивает более широкий круг вопросов, таких, как работа с техническими консультантами, вопрос работы с экологами, оценщиками и так далее.
Комитет имеет сложившиеся отношения с крупнейшими российскими и международными банками, и специалистами комитета был реализован ряд проектов в России по привлечению зарубежных заемных средств. Базово, если схематично пройтись, чем может помочь комитет в работе? Помимо того, что комитет может построить правильно рабочую группу, показать правильные пути инициации работы с банками-консультантами, комитет берет на себя такую работу, как изначальное определение потребности заемщика в тех деньгах, которые ему нужны для реализации своих программ, оценка кредитоспособности заемщика, при необходимости разработка оптимальной структуры финансирования, которая наиболее оптимально закроет потребности компании.
В дальнейшем комитет оказывает содействие в проведении финансово-экономической оценки заемщика. При необходимости, если будет потребность в проведении технических, юридических экспертиз, возможно проведение тендера среди организаций, которые этим занимаются. Ну и, соответственно, базовые работы, это поиск и проведение тендера среди финансирующих банков, это анализ условий кредитования, так называемых терн-шит, условий финансирования, переговоры о стоимости финансирования, об условиях и так далее.
В дальнейшем, уже на этапе, когда идет работа по кредитованию, это работа по документации, работа по кредитным соглашениям, по каким-то иным документам. Но это как бы техника. Если говорить глобально, принимая во внимание тему конференции, хочется особо отметить, что в настоящее время многие зарубежные банки при предоставлении долгосрочного заемного финансирования компании не только топливно-энергетического комплекса, но и другим крупным компаниям, выставляют определенные условия кредитования. Одним из основных условий выступает модернизационный характер расходования выделяемых средств.
Как пример, один из крупнейших кредиторов предприятий России, стран СНГ и стран Восточной Европы, Европейский банк реконструкции и развития, ЕБРР, при рассмотрении возможности кредитования компании выдвигает ряд требований к экологии проекта и внедрению на кредитуемом предприятии новых технологий. Банк для этого проводит специальную оценку, оценку влияния проекта на экологию и окружающую среду. Эта оценка призвана должным образом определить, соответствует ли этот проект нормам и требованиям, выдвигаемым международными и национальными регулирующими органами.
При этом надо понимать, что, если предприятие задумало модернизацию производства, и целью является улучшение работы, улучшение параметров выпускаемого продукта, эти шаги необходимо проводить, и комитет готов способствовать в правильной организации работы с самого первого этапа. Зная характер и объем выдвигаемых банками и инвесторами требований к инновационной составляющей проекта, специалисты комитета могут оптимально выстроить работу, чтобы избежать ненужной потери времени и максимально сэкономить средства.
Второй вопрос, сразу скажу, у некоторых людей это, может быть, вызывает какие-то иные ассоциации, это услуги по финансовому оздоровлению и корпоративному управлению. В данном случае не идет речь о каких-то банкротствах и иных таких вещах, скорее, речь идет о грамотном сопровождении процедур взыскания дебиторской задолженности, потому что известно, что проблема существует, особенно после кризиса, при необходимости это может быть реструктуризация компании-должника, финансовое оздоровление компании-должника, сопутствующие процедуры.
В принципе, комитет готов выстраивать отношения с компаниями по финансированию проектов любой сложности, степени проработки. В случае нехватки у компании тех или иных документов, необходимых для начала работы с финансовыми институтами, например, бизнес-план, ТЭО, какие-то необходимые презентации, тизеры и прочее, комитет может поспособствовать, при необходимости подсказать, куда можно с этим обратиться, чтобы наиболее оптимально, быстро, дешево это можно было сделать.
Я могу оставить презентации, если кому-то будет интересно, могут обращаться.
Г.И. Шмаль. Наш следующий докладчик Невзгодин Вячеслав Сергеевич, фирма «ОРГРЭС».
В.С. Невзгодин. Я хочу поблагодарить за то, что нас пригласили, «ОРГРЭС», на этот форум, несмотря на то, что мы несколько занимается другим видом деятельности. Если вы производите и добываете топливо, то мы его превращаем в свет и тепло.
На конец 2010г. по данным системного оператора единой энергетической системы установленная мощность составила 214868 МВт. При этом доля тепловых электростанций, прирост мощности увеличился на 7,2%, гидроэлектростанций снизился по известным, наверное, причинам за счет, главным образом, аварии на Саяно-Шушенской ГЭС. Доля атомных электростанций увеличилась на 4,2%. При этом основной прирост мощности АЭС был обусловлен за счет ввода Ростовской атомной электростанции 1000 МВт, основной прирост мощности тепловых электростанций был обеспечен вводом новых энергоблоков на базе парогазовых технологий. Это Рязанская ГРЭС, Шатурская ГРЭС, Красавинская ТЭЦ, Воронежская ТЭЦ-2, Калининградская ТЭЦ-2 и Первомайская ТЭЦ-4. Суммарная мощность составила 1287,2 МВт по тепловой генерации.
Очень важно при этом отметить, что, несмотря на вот эти достижения и ввод новых мощностей, объемы капитальных ремонтов увеличились с 4,4% до 4,8%. А суммарное значение неотложных и средних ремонтов с 1,3% до 1,8% в 2010г. Причем, прирост потребления с 1990г. до 2010г. примерно достиг того же уровня. Самый низкий его уровень был в 1995г.
Техническое состояние оборудования. Действующий парк гидросилового оборудования ГЭС России в значительной мере выработал свой ресурс. Неудовлетворительное состояние оборудования из-за его физического износа не позволяет гидростанциям полностью выполнять общесистемные, режимные и регулировочные функции. Степень износа оборудования большинства российских гидростанций превышает 40%, по некоторым ГЭС 70%. Но по плану еще РАО ЕЭС было запланировано, что доля изношенного оборудования будет сокращена до 30%, и к 2030г. она практически будет сведена к нулю.
В тепловой энергетике у нас из разных источников такая информация, что износ оборудования в среднем составляет от 60 до 70%. К сожалению, за последние 5-6 лет статистика инцидентов аварий не ведется в той мере, как она проводилась «ОРГРЭС» по приказу с начала министерства электроэнергетики СССР, а затем ОАО РАО ЕЭС России.
Я предполагаю, что генерирующие компании проводят истинный анализ состояния своего оборудования. Очевидно, что делаются выводы и заключения, это видно из планов ремонтных компаний. Но все эти материалы в большинстве случаев остаются для широкого круга специалистов, как правило, закрытыми.
Известно, что аварии, инциденты у нас случаются не вдруг, не сразу, им предшествует определенное развитие. Начинается этот процесс, в общем-то, с мелочей, на которые вовремя не обратили внимание, или анализ был выполнен неверно. И заканчивается крупными неприятностями.
Количество барабанных котлов, выработавших свой нормативный ресурс, на сегодняшний день составляет порядка 700 единиц. Из них давлением до 100 атмосфер порядка 430, остальные котлы давлением до 140 атмосфер, и, как правило, это все выведено на станциях с поперечными связями. Особое место в оценке состояния оборудования занимают электротехнические установки, средства связи и телекоммуникации и технические средства АСУТП.
Анализ существующего состояния всей номенклатуры электротехнического оборудования систем ТЭЦ и ГЭС показывает, что значительная доля эксплуатируемого электрооборудования, средств телемеханики и связи работает с превышением нормативных сроков эксплуатации, указанных в технических условиях, но находятся при этом в работоспособном состоянии. Количество трансформаторов, выработавших свой установленный срок службы, он определен 25 годами, колеблется по различным данным генерирующих компаний от 40 до 80%. Так, например, в ОГК-2 трансформаторы, выработавшие 50-летний стаж, составляют 20%, а в ОГК-6 от 40 до 70%.
Что такое АСУТП в настоящее время, далеко не все региональные эксплуатирующие организации понимают. Большинство энергетических объектов, подверженных техническому перевооружению, в последнюю очередь задумываются о технических средствах контроля управления, полагая, что автоматизация технологических процессов – задача второстепенная. Вместе с тем, эта задача давно уже стала доминирующей с точки зрения надежности эксплуатации оборудования и экономичности.
Вот этим приборам, которые изображены на этом слайде, как вы понимаете, уже больше 50 лет. Содержать и поддерживать их в таком состоянии далеко не просто. Да, собственно, и технические средства, первичные измерительные приборы, особенно вторичные приборы, совершенно не соответствуют современным требованиям эксплуатации. Срок эксплуатации этих приборов давно истек, запасных частей заводы не выпускают. Таким образом, нарушена годами создаваемая связь между приборостроительной и электроэнергетической отраслью, практически потеряна.
Органы управления, собственно, исполнительные механизмы, которые заменяют руки и мозги, на сегодня на таких объектах практически расчленены. Все это как единое целое должно являться основой управления сложными технологическими процессами и нести в своем развитии интеллект производственного процесса.
2 декабря в стенах московского энергетического института состоялась научно-практическая конференция на тему «Проблемы и пути решения по организации построения распределенных территориальных АСУТП». Результаты превзошли все ожидания. В настоящее время достигнута договоренность, что в июле месяце в академии наук будет проведен научно-технический совет по АСУТП.
Так все-таки модернизация или реконструкция, исходя из того, что мы имеем? Мы сегодня уже говорили, позвольте мне тоже на этот предмет выступить. В соответствии с некоторыми издержками, я могу процитировать академика Введенского с некоторой переработкой: «Модернизация – это приведение в соответствие оборудования, зданий, сооружений, технологических процессов с современными нормами и требованиями путем незначительного изменения конструкции, оборудования, технологической схемы, материалов. Сущность же реконструкции заключается в коренном переустройстве, значительном изменении технологического процесса, принципиальном замещении старого оборудования или его части на новое».
Дело в том, что мы, электроэнергетики, отрасль у нас немножко постарше, чем ваша, началась она от печки, потому что людям нужно было тепло, а потом и свет. И в сложившейся ситуации мы предлагаем на тех энергетических объектах, которые, безусловно, подвержены модернизации и реконструкции, прежде всего, провести энергоаудит, и именно этим энергоаудитом и определять, прежде всего, модернизацию проводить или реконструкцию, как проводить, какие при этом использовать материалы, какие технологии. Естественно, производить и стоимостную оценку. Спасибо, я пытался сказать о самом главном.
Г.И. Шмаль. Спасибо, Вячеслав Сергеевич. Во-первых, я хочу Вам вручить диплом за активное участие. Во-вторых, Вы на полстранички Ваши соображения в резолюцию, чтобы мы могли потом как-то учесть, в общей резолюции нашего форума это должно присутствовать.
Наш следующий докладчик - Алексеенко Николай Николаевич, генеральный директор ОАО «Геопроектизыскания», очень важная, интересная тема.
Н.Н. Алексеенко. Здравствуйте. Я постараюсь кратко. Компания наша представляет новейшую разработку. Сегодня уже много говорили об инновациях, мы считаем ее инновационной. Разработка – это система «Недра». Здесь присутствует руководитель группы разработчиков, Глазков Валерий Иванович, он доверил выступить мне, поэтому постараюсь быть краток и мысль довести.
Сектор геологоразведки и поиска новых месторождений является важнейшим структурным элементом в нефтегазовом комплексе страны. Технология геологоразведки во всех странах практически не меняется уже многие десятилетия, и эффективность ее остается на очень низком уровне. В США, России и других странах на открытие одного месторождения в среднем разбуривается от 35 до 43 скважин. При этом на каждые 5 обнаруженных при сейсморазведке ловушек при разведочном бурении 3-4 оказываются пустыми. Успешность бурения при этом составляет не более 5%. Эти показатели не меняются более 50 лет.
Ведущие специалисты объясняют это отсутствием у геологов-практиков достаточно полной геологической информации, позволяющей им еще до начала геологоразведочных работ на местности с высоким уровнем обоснованности проводить оценку перспективности поиска залежей на любом участке.
Для решения этих проблем в России более 20 лет велись научно-исследовательские работы, результатом которых явилось создание системы «Недра». Предваряя вопросы, с системой «Недра» ознакомлены уже многие специалисты, в том числе ранее выступавший академик Дмитриевский, академик Макаров  - директор Института энергетических исследований, они дали положительные заключения по ее внедрению. За последние несколько лет, было проведено довольно много работ, тестирование системы, и по различным заказам проведен значительный объем работ.
На чем основывается система? Для проведения исследования малоизученных территорий и оценки их перспективности для поиска углеводородов предлагается вместо предварительной сейсморазведки территории проводить многопараметрический компьютерный анализ. Этот площадной анализ проводится на основе созданной уникальной базы данных, содержащей десятки тысяч региональных норм с геологическими характеристиками недр земли, а также сведения более, чем о 5 миллионах эталонных объектов, представляющих залежи нефти и газа, открытых на всей территории Земли.
Специальный алгоритм в системе «Недра» реализует запатентованный новый метод поиска залежей углеводородов, также других полезных ископаемых. Выполняемый системой «Недра» анализ позволяет получить данные, которые при традиционной технологии геологоразведки получаются на первом этапе сейсморазведочных работ, и позволяют локализовать участки для последующей комплексной разведки.
База данных содержит более 2,5 тыс. региональных геологических карт с параметрами осадочного чехла и каждого пласта отложений по 19 геологическим периодам, от миоцена до венда, по всей территории Земли, и суше, и шельфам. Погрешность проведенных анализов, она неоднократно уже тестировалась, проверялась различными организациями, заказчиками, в том числе за рубежом, не превышает 15-20%. То есть, позволяет снижать риск неэффективных инвестиций в 4-5 раз и экономить в среднем на небольшое месторождение до 40 млн. долларов на геологоразведку.
Подтверждения достоверности информации требуют заказчики каждый раз при выполнении заказов. При этом стараются проверять по максимуму имеющихся у них данных, полученных из скважин, проводившихся ранее на этих территориях. Буквально на этой неделе закончилась работа по американскому заказу. Была заказана площадь порядка 6 тыс. кв. километров, штат Монтана. Проводилось сопоставление базы данных с информацией по 19 тыс. скважин, из которых мы посмотрели, что американцы все-таки тоже халтурщики, из них порядка 8 тыс. только на самом деле реальные, где-то не добуривают, где-то задваивают, придумывают, поэтому больше половины  скважин  - неполноценные. Расхождение по данным, полученные американцами по пластам, с нашим прогнозом не превысило 15%, что вызвало у них большое удивление, и они следом заказали, собственно, прогноз. И практически за один месяц Валерий Иванович закончил работу, были получены карты с прогнозируемым наличием залежей в девоне на территории штата Монтана. Аналогами их являются у нас эталоны, это открытые уже ранее залежи в Пенсильвании, там Бетфорд, Бюзикмаунти и другие.
За один месяц без каких-то капитальных глобальных вложений, миллионов или даже сотен миллионов долларов месторождения, ну, более глубокие.
Данные, которые представлены в базе данных, информация говорит о том, что месторождения нефти 15% кайнозойские, 52% - мезозойские и 39% – палеозойские. По данным Гаврилова в 1989г. открытые месторождения нефти относились: 25% – кайнозой, 67,6% – мезозой и 3,9% – палеозой. Чтобы понимать, это разные возраста, соответственно, там хорошо видно, что, в основном, открытие новых месторождений, я здесь не противоречу профессору Дмитриевскому, потому что новые месторождения доосваивать, развивать, последние 20 лет происходят в более глубоких пластах пород, то есть девон и кембрий.
Что же все-таки дает, помимо прогноза, компьютерная система «Недра»? Она позволяет обеспечить геологов всей необходимой информацией и давать им возможность оперативно принимать обоснованные решения по выбору участков по проведению геологоразведочных работ. И выбирать уже площади ловушек с более благоприятными условиями для образования залежей. Все это позволяет до начала геологоразведки исключить бесперспективные площади и начинать с локальных участков с прогнозируемым наличием залежей.
Естественно, я уже говорил, что экономия в среднем, это уже подтвержденные расчеты, это до 40 млн. долларов на одно месторождение. И в несколько раз позволяет сократить число разбуриваемых разведочных скважин. Как показывает анализ, ну, это информация в комплексах с системой, что еще не открытых в мире месторождений может быть более 25 тысяч. Экономический эффект от предлагаемой технологии может составить порядка 1 трлн. долларов.
Расскажу несколько примеров реальных использования системы, кому интересно, могут в буклете почитать либо к стенду подойти. Как пример, проводили прогноз Тимано-Печорской синеклизы. При выполнении комплексных работ было выявлено более 80 объектов типа залежь, ловушки. Анализ территории с помощью системы «Недра» показал отсутствие залежей в 50 из 80 объектов, разбуривание которых нецелесообразно. Экономия составляет 250 млн. долларов.
Интересная работа была проведена по Ливии. Системой «Недра» был проведен анализ фактического местоположения 1200 сухих скважин, пробуренных в Ливии в процессе многолетних исследований. В результате, они как проверяли? Сперва запросили прогноз, потом нанесли скважины. У нас не было информации, что они сухие. 90% указанных сухих скважин находились на участках, которые по прогнозу системы «Недра» считались сухими, то есть бесперспективными. При этом система «Недра» определила около 20 локальных участков с прогнозируемым наличием залежей, на 9 из этих 20-ти участков с прогнозируемыми залежами уже открыты месторождения, и на указанной территории, более 120 тыс. километров квадратных, к настоящему времени пробурены более еще 50-ти сухих скважин новых после прогноза, которые располагаются на площади, которая системой «Недра» оценивалась, как бесперспективная. Если бы они воспользовались, послушали нас, система бы обеспечила экономию около 70 млн. долларов.
Интересный пример – Северо-Сосьвинский участок. Участок площадью 2200 кв. км считался геологами перспективным для поиска углеводородов. Я сейчас как бы в мультике убрал технологию, кому интересно, могут ознакомиться, а именно сама интрига. Была проведена сейсморазведка, разведочное бурение, и в общей сложности было потрачено около 20 млн. долларов. Однако перспективность участка не подтвердилась. После этого с помощью системы «Недра» был проведен анализ и прогнозирование наличия залежей. Результат анализа показал, что суммарная площадь локальных участков с прогнозируемым наличием залежей менее 5% от общей площади. А все пробуренные скважины действительно находились на площади прогнозируемого отсутствия.
По прогнозу извлекаемые ресурсы составили порядка 3 млн. тонн по всем локальным участками, и каждое отдельное прогнозируемое месторождение относилось к категории очень мелких и нецелесообразных для эксплуатации. То есть участок оказался бесперспективным, и 20 млн. долларов были потрачены зря.
Можно еще, наверное, привести десятки примеров. Мы представляли систему не только на этой выставке, мы представляли в рамках соглашения «Медведев – Кастро», «Медведев – Чавес» на Кубе, Венесуэле, получили высокую оценку, дипломы федерального агентства по инновациям министерства промышленности и торговли. В октябре мы демонстрировали ее в Китае, в Шанхае на «Экспо-2010», собственно, как раз через неделю туда приехал Медведев и выразил недоверие Лужкову.
Вот положительное заключение академика Макарова, то есть они проводили анализ, оценку ресурсов. Но, помимо прогноза, система позволяет еще оценить ресурсы, извлекаемые и прочие, оперативность просто фантастическая, и сейчас большую заинтересованность высказывает «Роснефть», «ТНК-BP».
Почему попытки внедрить систему «Недра» приводят к парадоксальным результатам, то есть неприятие ее какими-то крупными естественными монополиями? То ли миллиард потратить на геологоразведку, то ли в 5 раз меньше. Заинтересованность совсем разная. Объяснения этому дал (презентация была в «Газпроме») член совета директоров «Газпрома» Подюк Василий Георгиевич. Он в своем выступлении о целесообразности использования системы «Недра», обращаясь к своим геологам, заявил, что в их лице он имеет потенциальных противников, которые могут опасаться сокращения объемов геологоразведки. Указал на то, что неисследованных площадей все-таки хватит еще не на одно поколение геологов, а внедрение таких технологий должно приводить не к сокращению финансирования, а к изменению требований к геологоразведке. За те же деньги нужно быстрее и больше открывать новых залежей, восстанавливать ресурсную базу.
Также тот факт, что система «Недра» разработана без использования государственных средств, государство не является собственником, госорганизации не могут внедрять эту систему. Академик Черемичная Евгения Наумовна по презентации во ВНИИ «Геосистемы» сказала, что она хорошо представляет стоимость этой информации системы, но государственная организация, которая занимается аналогичными проблемами, никогда не сможет ее приобрести, чтобы потом бесплатно внедрять во всех государственных организациях.
Наше предложение, хорошо бы было провести дискуссию, может быть, в научном сообществе.
Г.И. Шмаль. Это отдельную тему надо. Давайте мы подумаем и проведем отдельный семинар, такой круглый стол по этой теме только. Почему, во-первых, есть некоторые спорные моменты в Вашем докладе. То, о чем докладывал Дмитриевский. Сегодня очень много месторождений не в ловушках структурных, в фундаменте, даже если взять Татарию, за последние годы они прирастили довольно большое количество запасов в пропластах небольших, там, где развита инфраструктура, даже запасы в один миллион иногда могут быть рентабельными.
Н.Н. Алексеенко. Нет, мы здесь не противоречим, мы вчера с Дмитриевским, академиком, разговаривали на эту тему. Он говорит, что их технология, которую они предлагают, совмещенная с этой, даст еще больший эффект. Это его мнение, мы здесь ему не противоречим.
Г.И. Шмаль. Давайте проведем круглый стол, позовем геологов, производственников, Конторовича пригласим, еще людей, которые всю жизнь геологией занимаются, Ваню Нестерова. Давайте, Вы мне оставьте координаты свои, мы обязательно это сделаем.
Я сейчас должен Вам вручить диплом. Может быть, мы все-таки в резолюцию найдем, какую фразу вставить с точки зрения рекомендации, изучения. Конечно, если бы мы повысили коэффициент удачи даже на 10%, это было бы большим делом.
Н.Н. Алексеенко. В 4-5 раз мы предлагаем.
Г.И. Шмаль. Ну, тем более.
У нас следующий наш докладчик Борис Семенович Рачевский, председатель правления группы компаний «НефтеГазТоп».
Б.С. Рачевский. Группа компаний «НефтеГазТоп» занимается вопросами разработки нефтегазовых технологий в течение 22 лет. И последние полтора года, с выходом закона по энергоэффективности, энергосбережению, большое внимание уделяет также энергоэффективности технологий.
Название моего доклада «Повышение энергоэффективности экономики России, применение инновационных технологий в нефтегазовой отрасли». В рамках одного небольшого доклада проблему изложить трудно, но я постараюсь осветить основные моменты.
Вообще, повышение энергоэффективности экономики любой страны, тем более России – это очень сложно по причине многогранности и специфики экономики России. Президентом был выдвинут такой лозунг, чтобы к 2020-му году снизить энергоемкость ВВП на 40%, и вот интересно посмотреть, как этого можно добиться.
Вся энергосистема состоит из трех блоков. Это блок энергетических ресурсов: это добыча, транспорт, хранение, распределение нефти, газа, угля. Следующий блок – блок преобразования. Это двигатели, котлы, генераторы – преобразование топлива в энергию. И третий блок – блок использования. Это отопление, вентиляция, горячее водоснабжение, энергия, затраченная на производство продукции определенной на производствах, и движение. Вот это блок использования энергии.
Так вот, если посмотреть на все эти блоки, то каждый блок, вы видите, имеет потери обязательно. Потери при добыче идут, при транспорте идут потери нефти и нефтепродуктов, при преобразовании, и каждый блок имеет энергозатраты. Оптимальное проведение процессов в каждом блоке дает нам энергоэффективность. Как нам добиться реализации призыва, 40% снижения энергоемкости ВВП и снизить энергопотребление, то надо посмотреть, какой блок наиболее энергоемкий.
Часто говорят, что мы за счет экономии электричества очень серьезно снизим энергоемкость ВВП. Электричество, которое производится сегодня, расходуется на коммунально-бытовое потребление - 25%, из них на освещение расходуется 20%. Если мы даже погасим весь свет в России, мы сэкономим электроэнергии 5%. Затраты энергоресурсов на электричество составляют около 200 млн. тонн нефтяного эквивалента, это 30% от всех энергоресурсов, на 1,5% можно снизить энергоемкость ВВП, это лежит в пределах статистической погрешности. То есть говорить о том, что мы, погасили свет и сэкономили, это просто лукавство.
Если теперь рассмотреть товары, которые производятся во всех странах, в России, в частности, это есть товары начального передела и конечного применения. Товары начального передела – это у нас сталь, цемент, минеральные удобрения, нефтепродукты. А конечная продукция – это компьютеры, машины, холодильники, вот такие сложные товары. Так вот, затраты на один килограмм нефтяного эквивалента товаров начального передела определяются в 1 доллар, в среднем. А на конечную продукцию 12 долларов. Так вот, Россия сегодня, в основном, ориентирована, к сожалению, на выпуск товаров начального передела. Мы все прекрасно знаем, что мы занимаемся сегодня и живем за счет реализации товаров начального передела, то есть мы продаем ресурсы, и у нас 55% бюджета формируется за счет реализации наших ресурсов: нефти и газа.
По цене нефтепродуктов, вот вы видите из графика, то, если цена нефтепродуктов за 2 года, вот она была в 2009г. и на февраль 2011г., выросла цена в 3 раза, это бензин и дизельное топливо. При этом цена дизельного топлива приблизилась к цене 95-го бензина, что, вообще, абсурдно, потому что, если кто помнит цены при Советском Союзе, то дизельное топливо стоило 5 коп., а 93-й бензин 20 коп., в 4 раза, и это отражало себестоимость. То есть получить дизельное топливо стоит гораздо проще и дешевле, а у нас цена на него равна 95-му бензину. Чем это объясняется? Это объясняется тем, что нефтепродукты сегодня у нас в стране монополизированы, цена монополизирована производителями и государством. То есть за счет цены нефтепродуктов, это вот Путин говорил на своем общении с гражданами России, что мы латаем, сегодня закрываем социальные проблемы. Здесь говорить о какой-то энергоффективности достаточно сложно, потому что в стоимости нефтепродуктов сегодня 60% составляют налоги (это НДПИ, акцизы, НДС), 22% составляет прибыль и 18% составляет себестоимость. То есть объективно реальная цена с прибылью, со всем, должен стоить сегодня бензин 95-й 10 руб.
Заводу он вообще должен 5 руб. стоить. Стоимость нефти, вот вы видите на графике, Россия по прошлому году, рост, столько Россия произвела нефти, добыла нефти, и вот по годам шло ее, вот это на переработку, вот это на экспорт. У нас сегодня 50% идет на экспорт. Мы на внутреннем рынке перерабатываем, продаем нефтепродукты по высокой цене и на экспорт мы продаем, это конъюнктура уже внешнего рынка, нам это, конечно, выгодно. Единственное, что мы можем себе позволить объективно, это иметь при наличии такого большого количества нефти, Россия сегодня первая страна по добыче нефти, Саудовская Аравия может только с нами сравниться по добыче и больше ни одна страна. Речь идет о том, что высокая конъюнктурная цена, * на внутреннем рынке, составляет вот такое положение.
Теперь, что предлагается? Если вы помните, я говорил про потери. Мы обладаем самыми большими ресурсами газа, то есть ресурсы России 35,6 – 35,8 триллионов кубических метров, это, как все страны Ближнего Востока, такой ресурс. А добываем мы 650 млрд. кубометров сегодня.
Это слайд, сколько Россия до 2010г. добыла нефти, природного газа, бензина, дизельного топлива, сжиженного природного газа получила на заводах, СПГ с учетом крупнотоннажного завода, который, вы знаете, работает на проекте «Сахалин-2» и несколько малотоннажных заводов.
Сейчас будем говорить опять об энергоэффективности, о потерях и эффективных системах нефтегазовых. Вот как сегодня происходит у нас производство и распределение, реализация нефтепродуктов? Вот вы видите,  завод, потом дальше железнодорожная цистерна, потом нефтебаза, потом газовоз, если это сжиженный газ, бензовоз, потом заправочная станция, и дальше потребитель уже, автомобиль. Так вот, на каждом процессе у нас идут значительные потери, вы знаете, что нефтепродукты все дышат, есть малые, большие дыхания, идут достаточно большие потери, и у нас идет потребление энергии для того, чтобы перекачивать в емкости, несколько у нас переливов идет. И здесь идут переливы, и здесь идут переливы. Это затраты энергии.
Что можно сделать, чтобы повысить эффективность этих технологий? Если мы с завода возьмем и, минуя резервуарный парк, заправим в контейнеры, и оттуда с контейнера привезем прямо на потребителя, на ту же заправочную станцию, то потери сведутся практически к нулю. И затраты электроэнергии тоже сведутся к нулю. То есть это приведет к значительной экономии.
Ну, такая технология сегодня применяется, но, к сожалению, пока только на сжиженных углеводородных газах, ну, на СПГ тоже, в малой степени, а на нефтепродуктах она совершенно спокойно может применяться. Вот у нее контейнеры, цистерны, где 25 тонн контейнер в рамках 20-футового контейнера для вязких и светлых нефтепродуктов, они серийно выпускаются сегодня российскими машиностроительными заводами. И, если применить масштабно такую технологию, то мы уйдем от всех потерь и энергозатрат.
Г.И. Шмаль. Но есть и второе направление, это построить систему нефтепродуктопроводов. В свое время такая программа была. У американцев, кстати, более 200 тыс. километров продуктопроводов.
Б.С. Рачевский. Я понимаю, да. Тут у меня пример стоимости, сколько стоит сегодня литр бензина в России, США, во Франции, Великобритании, Иране, Саудовской Аравии. Вот видите, в Саудовской Аравии сегодня на наши деньги бензин стоит 5 руб., в Иране 15.
Реплика. А в Венесуэле 3.
Б.С. Рачевский. Ну вот, видите. О чем это говорит? Это страны нефтедобывающие и могут себе позволить держать такую цену, что, в принципе, вполне заслуживает Россия, иметь сегодня такие цены на бензин. А Франция, Великобритания, там ресурсов нет, естественно, вот цена, так сказать, заоблачная.
Ну, это вот то, что доставляется, я показал контейнеры…
Г.И.Шмаль. Приглашаю доктора технических наук, профессора Авакяна. Прошу вас, Сергей Вазгенович.
С.В. Авакян. Я представляю здесь всероссийский научный центр «Государственный оптический институт имени Вавилова» (ГОИ). Как вы видите из названия доклада - «Как преодолеть ускоренную коррозию отечественных нефтегазопроводов. Взгляд из космоса» - тут это тоже касается оптики, но не в прямом понимании. Дело в том, что мы обнаружили по тем публикациям, которые делают в нефтяных и газовых журналах, что скорость коррозии отечественных трубопроводных систем гораздо быстрее, в основном на магистральные обращается внимание, чем, например, в Западной Европе, в несколько раз.
Мы попытались проанализировать, имея большой опыт работы с околоземным космическим пространством с точки зрения работы ракетно-космической техники, фоно-целевой обстановки для полета ракет и космических аппаратов, как это учитывается в нормативных документах, которые обеспечивают работу антикоррозийных станций катодной защиты на магистральных, прежде всего, трубопроводах в России. Оказалось, что вся причина, что у нас в геометрической прогрессии растет количество аварий из-за коррозии, из-за того, что в Западной Европе в четыре раза медленнее те же, кстати, немецкие трубы 1400 мм, что и у нас используются, выходят из эксплуатации. Они близки при этом к плановым срокам 25-30 лет, сегодня Анатолий Николаевич называл 33 года. Действительно, у нас очень много, вот тут 20% написано, это газовщики пишут, а Совет Федерации, я потом покажу, пишут, что 60%...
Реплика. Нет, 40%. Я имею в виду газопроводы, а в целом если говорить о трубопроводах, то, наверное, все 60.
Авакян. Мы считаем, что причина в том, что не учитываются во время магнитных бурь так называемые геомагнитно-индуцированные токи. Я сейчас покажу, как часто бывают магнитные бури на территории России. В ГОСТах нет даже упоминания об этих токах. Сколько я не бился с различными газовыми структурами, они про это даже слышать не хотят. Может быть, иногда и не могут слышать, потому что для этого надо работать в этой области. ГОСТ прямо говорит, что перерыв отключения станции катодной защиты, используемый сейчас, может быть до восьмидесяти часов, но раз в квартал. В течение десяти суток – раз в год. В зависимости от 11-летнего цикла солнечной активности в среднем в год наблюдается 20-100 сильных геомагнитных бурь, которые захватывают большую часть территории России. Опасная фаза продолжается до суток, а на самом деле, и более. Это происходит каждую неделю, если считать в среднем 50 бурь в год. Следовательно, отключение на одни сутки, не на трое даже, станции катодной защиты во время магнитной бури увеличивает почти вдвое годовой эффект коррозии газопровода. 
Это наши экспериментальные данные, надо сказать, что ГОИ все время занимался измерениями различных ионизирующих потоков в околоземном космическом пространстве, начиная с первого научного спутника Земли в ноябре 1968 года. И я главный конструктор космической аппаратуры как раз такого типа для контроля ультрафиолетового рентгеновского излучения солнца, в том числе во время вспышек, и потоков из радиационных поясов, которые здесь измерялись, это во время моей кандидатской диссертации были получены данные.
Эти токи возрастали во время геомагнитной бури до сотен раз, до 300 даже раз, а это означает, что во время бури набегает столько, сколько забегает за весь год, потому что в году 365 дней, а возрастание бывает до 300 раз. В тоже время за рубежом прекрасно это знают и все время учитывают, работают со и предсказывают эти токи. Строят соответствующие станции катодной защиты, вот специальная финская картинка, и эксплуатацию так, что все время контролируют геомагнитно-индуцированные токи, и предупреждают, когда эти станции ни в коем случае нельзя отключать, чтобы не получить за одни сутки то, за год набегает.
И действительно, это делается 30 лет в Финляндии, то же самое делается в Австралии, это опубликовано, а мы должны намотать на ус. В отсутствии катодной защиты требуется в 4 раза чаще менять трубы, а стоимость одного километра только самой трубы два миллиона долларов, как только что здесь говорилось.
В России эффекты геомагнитных бурь проявляются уже на широтах 50 градусов – это южнее Братска, Новосибирска и Тулы линия. В северном полушарии магнитный полюс, он, кстати, южный магнитный полюс с точки зрения силовых линий, все время движется в сторону России, к 50-му году он будет в районе Новосибирских островов, Северной Земли. Тогда уже не широты 50 градусов, а широты 30-40 градусов, то есть практически вся Россия, более того, весь СНГ будет подвержено влиянию геомагнитно-индуцированных токов.
Годовые потери «Газпрома», это опубликовано в журнале «Нефть России», так что тут нас проверили. Поскольку 22 тыс. км надо немедленно менять, это по самым скромным подсчетам 50% труб, тогда получается, что при плановом сроке жизни трубы в 33 года потери достигают по сети Газпрома один миллиард долларов в год только на трубы, а еще надо трубы старые вынуть и новые поставить.
Теперь схема решения. Раньше как было: рост гитов, отсутствие отрицательного потенциала. Дядя Вася выключил станцию катодной защиты, чтобы ее проверить или отремонтировать. Естественно, многократное увеличение скорости разрушения трубопровода, преждевременные аварии. Что мы предлагаем? Ввести антикоррозийный прогноз, который есть во всех странах вблизи полюсов, кроме нашей, и безопасные технологические окна. И даже в аварийных случаях, я показывал результаты собственных экспериментов, там существуют провалы на несколько часов в этих высыпаниях из радиационных поясов, которые нам дают основные геомагнитно-индуцированные токи (ГИТ) во время магнитной бури. Получается, что можно миллиардную экономию получить, которую я уже называл, особенно для меридиональных трубопроводов, например, с Токмановского месторождения.
Соколовский из Совета Федерации говорит, что «нужно внедрение новейших отечественных технологий и закон». Мы поэтому предлагаем: ввести понятие ГИТ в регламентно-нормативные документы; организовать соответствующий задаче антикоррозийный патруль с учетом нашего опыта, а мы очень плотно работаем с российскими космонавтами с точки зрения их наблюдений за окружающей средой во время магнитных бурь; осуществлять оптимизацию станций катодной защиты, не надо ее переделывать, надо ее правильно эксплуатировать; учесть указанные документы в законе.
Сергей Левченко говорит, что из-за того, что у нас сильно летят трубопроводы, мы будем все покупать за границей. Вот правильно ли это?
И вот, наконец, наши публикации последнего времени, в том числе заявка на патент и адрес.
Ведущий. Наш следующий выступающий Авилов Владимир Игоревич, Институт океанологии.
В.И. Авилов. Уважаемые коллеги, хотелось бы продолжить тему, которую очень глубоко раскрыл Анатолий Николаевич Дмитриевский - это руководитель наших исследований - о том, что фундаментальные исследования могут и обязаны приносить соответствующую отдачу. И с другой стороны, их надо обязательно учитывать при стратегических и перспективных планах ТЭК.
Здесь коротко написаны тезисы, какое в обществе сейчас существует представление о развитии и использовании энергоресурсов, об их потреблении. По данным ООН суммарная доля угля, нефти и газа должна к 2100 году не превысить 15%, то есть ожидается закат углеводородной экономики. Мы в какой-то степени с этим не согласны.
Мы попытались направить свои исследования, используя системный подход. В планах ТЭК учитывают все виды энергоресурсов, поэтому системный подход просто обязателен. Мы предлагаем учитывать еще и человеческий фактор и некоторые другие факторы, связанные с жизнью, то есть все рассматривать в экосистеме. В связи с этим у нас разработано синтетическое направление аквагеоэкологии, где развита вся эта методология и опубликована во многих трудах, которые здесь представлены.
Очень важно, мы считаем, что до сих пор генезис до конца неизвестен. Дело в том, что за 150 лет использования нефтяных ресурсов теоретические разработки в области генезиса нефти и газа практически не были востребованы. Сейчас мы пришли к такому выводу, что суть этого явления – это объединение двух теорий органического и неорганического происхождения нефти и газа за счет того, что мы вводим в эту идею главный фактор – это участие явлений хемэлитавтотрофии(?), это микробиальная деятельность, которая создает активное живое вещество в недрах, в осадках, и производит биополимеры, метан и воду.
Например, Дмитриевский говорил, что даже в тех районах, где обнаружены глубинные залежи нефти, там происходит деструкция гранитов – это осуществляется за счет деятельности микроорганизмов. Они могут существовать при очень высоком давлении и температуре, они термофилы. Это говорит о том, что они, развиваясь на эндогенных потоках в основном, используют СО2 и водород, поэтому могут в тех местах, где эти потоки достаточно концентрированы, создавать достаточно высокие и промышленные флюидные потоки уже нефти и газа.
У нас есть несколько открытий, одно – это появление хемэлитавтотрофии(?), которое мы обнаружили в океанических водах, в осадках, а другое – это концентрирование газов в определенных условиях при больших перепадах давлений. Это может обеспечить дальнейшее движение флюидов от места их образования на больших глубинах в несколько километров, десятков даже километров, вверх к поверхности. Это явление может возникать на всем геохимическом разрезе в осадочной толще. Поэтому мы говорим о перманентной восполняемости практически всех существующих на данный момент известных месторождений нефти и газа
Это может существенно влиять на разработку перспективных планов ТЭК. Нужно это учитывать в моделях, которые строят для эффективной разработки и использования месторождений – это один аспект. Второй аспект – мы хотели бы заглянуть еще дальше. Мы рассматриваем варианты и доказываем, что это явление хемэлитавтотрофии(?), которое является порождением углеводородов, распространено не только на земле, но и во всей Вселенной.
Поэтому если по косвенным показателям обнаруживается явление хемэлитавтотрофии(?), то там можно ожидать нефть, газ, воду. В космической ситуации эти ресурсы могут быть очень полезны. В частности на Марсе, наверняка, они существуют. Сейчас планируют экспедиции на Марс, надо им ставить задачи не на изучении жизни – есть она там или нет, потому что мы считаем, что она там есть, и была еще миллиарды лет назад, такая у нас концепция – а надо проводить исследования потенциальных ресурсов, которые могут быть полезны в дальнейшем для человечества. Это же касается Луны. На Луне сейчас уже обнаружены ресурсы воды, это может послужить ее успешному освоению, особенно имея в виду, что там очень много гелия-3 – сырьевого ресурса, использующегося в перспективных термоядах. Позавчера по телевизору была очень интересная лекция насчет термоядов, где говорили, что в ближайшие 20 лет вопрос термоядерного синтеза, в частности дейтериево-тритиевый цикл, будет решен. Гелиевый цикл, термояд на гелии, он еще более эффективен, потому что там энергоотдача выше, и отсутствует радиоактивность, она не создается в этом цикле. Поэтому мы говорим о том, что возможен такой вариант распространения.
Также мы учитываем человеческий ресурс в экосистеме. Любыми способами надо поощрять работу ученых, чтобы обеспечить им эффективный труд. Мы предложили комплекс мер по реализации этой идеи, послали предложение Путину и Медведеву, получили оттуда информацию, что они это будут учитывать, опубликовали информацию в нескольких журналах. Такой подход заставляет нас совершенно по-другому взглянуть на то, какие ресурсы будут использоваться в будущем. Во-первых, хватит ли их. Все разговоры о том, что через 50 лет ресурсов не будет, мне кажутся паническими. Нужно ориентироваться на длительную и нормальную жизнь, а все опасения, связанные с нехваткой ресурсов, нужно исключить.
Г.И. Шмаль. Зайцев Вячеслав Петрович – это человек, который пропагандирует использование газа в качестве моторного топлива в вертолетах, даже создан один такой. И самолет был ТУ-154. Прошу вас, Вячеслав Петрович. Он подвижник этого дела.
В.П. Зайцев. Я постараюсь коротко и в картинках показать, что есть вполне реальные вещи… Мы достигли определенных успехов в создании летательных аппаратов на попутном и природном газе. Есть определенные сложности в использовании попутно-природного газа, мы рассмотрели это. В принципе,  мы считаем, что начинать внедрение в авиацию газо-топливной технологии надо с попутных нефтяных газов, так как это топливо более простое в эксплуатационном отношении. С природным газом есть определенные сложности, так как это все-таки криогенное топливо, а криогенная аппаратура на борту, баки, значительно усложняет весь процесс, а значит, удорожает его.
Реплика. Когда вы говорите о попутном газе, вы, наверное, имеете в виду сжиженный?
В.П. Зайцев. Да, это продукты переработки… Это пропан-бутан, не сырой. Речь идет о пропан-бутане, вы правы.
Сначала мы хотели сделать вертолет, это более просто в эксплуатационной модификации, на автомобильном пропан-бутане, но выяснилось, что баки, которые должны быть рассчитаны на 16 атмосфер, не совсем подходят для авиации – это очень тяжелые баки. Тогда мы посмотрели то, что остается от ФШЛУ, если от него отогнать автопропан. Работали мы вместе с краснодарским «НИПИгазпереработка». Оказалось, что остаток вполне подходит нам в качестве топлива. В этой остаточно смеси небольшое количество пропана, и давление насыщенных паров при плюсовых температурах не превышает 5 атмосфер. Получились очень аккуратные баки. Это известная картинка факелов…
Сперва был экспериментальный двухтопливный вертолет, у которого один двигатель работал на газе, а другой на керосине. Было найдено очень интересное техническое решение: тут газотурбинный двигатель, в отличие от автомобильных, где две системы, отдельно бензиновая и отдельно газовая, здесь одна система. Этот бак получился больше, чем обычный бак вертолета, потому что плотность газа ниже керосина. В него можно заливать и газ, и керосин, более того, двигатель вертолета работает на смеси газа с керосином. Куда-то вы прилетели, у вас полбака газа, дозаправили керосином и полетели дальше.
Мы посмотрели с Илюшинской и Туполевской фирмами, можно сделать на этом газе и самолеты, его назвали АСКТ – авиационное сконденсированное топливо. Илюшинский самолет существует, надо только подвесить дополнительные баки, дело не хитрое. Туполевцы предложили оригинальное техническое решение, когда баки, рассчитанные на повышенное давление, являются продолжением отогондол(?). Это и в весовом, и в пожаробезопасном отношении более эффективно, чем предыдущие варианты.
К сожалению, эта тема не идет, так как она многоотраслевая. Бизнес не очень интересуется этими вопросами, это отмечали и руководители правительства. Можно сделать те же деньги на купле-продаже товаров народного потребления. Поэтому в авиацию наш бизнес не вкладывается. Рассчитывать на зарубежные инвестиции… Есть в вашей декларации такой пункт «Привлекать зарубежные инвестиции», я считаю, а я вожусь с этим делом уже почти 15 лет – это бесперспективное занятие. Зарубежные инвестиции могут вкладываться только в энергетику, когда они тут же будут получать свои дополнительные деньги или сырьевые ресурсы. Надежда на бюджет тоже не очень большая. Дело в том, что у меня собралось более 50 отзывов, в основном положительных, разных структур: нефтяники, министерство энергетики, авиационная промышленность, минпром – все говорят, что это важно, нужно и полезно особенно для северов, там горят факела. Никто не хочет изображать из себя паровоз, потому что это комплексная задача. Вертолетчики говорят: «Мы можем сделать вертолет, вот он летал, был показан на авиасалоне. Мы можем сделать, но два вопроса: чем заправлять, ведь топливо АСКТ никто не выпускает, и где деньги на создание машин?» Министерство энергетики пишет, что это важное и нужное направление в развитии авиации, потому что авиационное топливо на основе пропан-бутанов дешевле и перспективней. Совместно с нефтяными корпорациями согласны выпускать АСКТ, но где потребитель, кто выпускает вертолет?
Г.И. Шмаль. Не будут они плодить себе конкурентов.
В.П. Зайцев. Сейчас есть некоторая надежда на решение этого вопроса, но решить его может только руководство государства, которое должно разрешить создание комплексных планов, а сейчас они все отраслевые, к сожалению. Бюджетные деньги идут по отраслям, их не хватает. Министерство не будет отчислять часть денег на какую-то комплексную задачу, тем более что это нецелевое расходование средств, так как по планам можно только работать.
Реплика. Когда сделали ТУ-154, тормозил только бак, у них там ничего не получилось. За счет чего у вас?
Г.И. Шмаль. Неправильно. Я могу сказать, что в 91-м году, когда был международный газовый конгресс в Берлине, определенная часть делегации Газпрома прилетела туда на этом самолете.
В.П. Зайцев. Это не ТУ-154, он называется ТУ-155ЛЛ или ТУ-156. Там действительно поставлен железнодорожный дьюар, экзотермический. Салон был маленький, можно было разместить нескольких людей. Это опытная машина.
Г.И. Шмаль. А баки надо делать из титана, тогда они будут достаточно хорошими.
В.Н. Кулаков. Уважаемые участники, Первый заместитель Генерального директора, Главный аналитик Форума, международного московского аналитического форума «ТЭК России в XXI веке» Епишов Александр Павлович. Ему слово, он выполнит приятную миссию

 

© 2002 - 2016
 

создание веб-сайта: Smartum IT