Для крупномасштабного освоения малых месторождений углеводородов (законсервированных и частично выработанных), а такте месторождений с низконапорным газом наиболее перспективен способ транспортировки газа грузовыми
дирижаблями-газовозами, особенно в условиях полного бездорожья (лесисто-гористая местность, болота, мелководье и т. д.). Поскольку ввод в эксплуатацию малых разведанных и законсервированных месторождений с беструбопроводными способами доставки углеводородов не требует значительных финансовых вложений, а срони окупаемости их относительно невелики, то рентабельность добычи из указанных месторождений может быть даже выше, чем из крупных месторождений.
В настоящее время большинство населенных пунктов и предприятий газифицированы в местах прохождения трасс газопроводов. Широкомасштабная газификация регионов России требует значительных капитальных затрат на создание широкой распределительной сети газопроводов.
Проблема повышения уровня газификации страны должна решаться комплексно в сочетании с использованием ресурсов малых месторождений газа и нефти, т. е. месторождений с запасами до 10 млрд м3 газа и до 10 млн т нефти. Значительная часть законсервированных и неразрабатываемых, а также разведанных малых газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений не осваивается в связи с их удаленностью от трасс магистральных газо - и нефтепроводов, а также с их нахождением в труднопроходимой местности.
По данным ВНИИГАЗа, в Российской Федерации уже разведано около 4 трлн м3 промышленных запасов газа и 2,8 млрд т нефти, содержащихся в локальных месторождениях, не связанных с единой системой или региональными системами газо- и нефтеснабжения. Освоение этих месторождений является сложной технической задачей в связи с отсутствием достаточного опыта, соответствующих технологий и оборудования, и поэтому в данном случае требуется финансовая и экономическая поддержка со стороны Правительства РФ, ОАО "Газпром" и администраций регионов и областей.
По оценке ВНИИГАЗа можно определить основные этапы освоения малых месторождений газа и нефти для газификации регионов: освоение малых месторождений углеводородов в европейской части России (Северный Кавказ, Поволжский, Уральский и Северный регионы, где проживают 38 млн человек); освоение малых месторождений газа и нефти в Западно-Сибирском, Восточно-Сибирском и Дальневосточном регионах России, где проживают 12 млн человек и сосредоточена большая часть малых ресурсов углеводородов.
В качестве первого этапа освоения малых месторождений углеводородов можно рассматривать три региона -Уральский, Поволжье и Северный Кавказ, где расположены 123 месторождения с запасами 234 млрд м3 газа и 17,1 млн т конденсата.
При освоении малого месторождения углеводородов, особенно если оно находится на большом расстоянии от объекта газификации, необходимо сравнить экономически разные способы снабжения природным газом объекта: прокладка газопровода от месторождения; сжижение природного газа на месторождении и доставка его криогенными автозаправщиками; компримирование природного газа до давления 25 МПа и доставка передвижными автогазозаправщиками (ПАГЗ); заполнение оболочек дирижабля-газовоза природным газом (ПГ) при давлении чуть больше атмосферного и транспортировка его по воздуху.
Эти четыре способа снабжения ПГ с малого месторождения можно рассмотреть на конкретном примере. Например, для электротеплоснабжения удаленного населенного пункта, находящегося на расстоянии 100 км от месторождения, предполагается установить водогрейную котельную, состоящую из двух котлов КВ-2 общей мощностью 4 МВт, и комбинированную электростанцию собственных нужд (КЭСН), состоящую из двух газопоршневых электроагрегатов ГПЭА-500 общей мощностью 1 МВт с использованием вторичного тепла для дополнительного подогрева обратной сетевой воды котельной. Максимальный расход газа - 600 м3/ч или 430 кг/ч СПГ.Отопительный сезон для средней полосы РФ в среднем составляет 6000 ч. Выработка электроэнергии производится в течение всего года - 8750 ч. Средний коэффициент загрузки котельной - 0,85, электростанции - 0,9.
В начале 2003 г. стоимость водогрейной автоматизированной котельной мощностью 4 МВт составляла 5,75 млн руб., комбинированной электростанции КЭСН-1000/1200 (электрическая мощность - 1 МВт, тепловая -1,2 МВт) - 8,85 млн руб. Прокладка 1 км газопровода диаметром 160-200 мм в среднем равна 4 млн руб. В системе снабжения энергообъекта сжиженным природным газом (СПГ) стоимость основного оборудования составляет: российской установки сжижения газа ОПХ-0,5 производительностью 0,5 т/ч - 1500 тыс. долл. США; криогенных автозаправщиков ЗПП-8/0,25 с перевозимым объемом СПГ по 3,2 т каждый (2 шт.) - 120 тыс. долл.; стационарной емкости-хранилища БСХП-25/0,6 на 9,5 т СПГ (2 шт.)- 130 тыс. долл.; газификатора холодного ГХП-8/1,6-500 производительностью 440 м3/ч - 56 тыс. долл.; газификатора высокого давления ГУП-2/20-400 на 390 м3/ч - 47 тыс. долл. (по данным ОАО "Криогенмаш" и "Сибкриотехника"); газодизельной электростанции ЭД-315 на
315кВт-45 тыс. долл.газохранилища природного газа на 15 тыс. м3 при давлении 8 МПа - 32 тыс. долл. США.
В системе снабжения котельной и электростанции компримированным природным газом (КПГ) с давлением 25 МПа стоимость основного оборудования составляет: дожимной газозаправочной установки с двухступенчатым вертикальным компрессором
Кубогаз-Р30/2BVTN/2 фирмы "Нуово-Пиньоне" (Италия)(производительность 740-1800 м3/ч при входном давлении 2-6 МПа) и приводом от газового двигателя ЯМЗ-238Г мощностью 110 кВт-11 800 тыс. руб.; передвижных автогазозаправщиков ПАГЗ-3000/25 (2 шт.) ГУП "Баррикады" - 8800 тыс. руб. (один из них с дожимным компрессором); газохранилища из труб диаметром 1420 мм общей вместимостью на 25 тыс. м3 газа при давлении 8 МПа -1700 тыс. руб.
В системе снабжения энергообъекта природным газом, транспортируемым от месторождения дирижаблем-газовозом, стоимость оборудования принята следующая: грузового дирижабля Д-01 грузоподъемностью 8-10 т и объемом перевозимого газа до 14 тыс. м3 - 4,5 млн долл. США ( по аналогии с зарубежными дирижаблями одинаковой грузоподъемности); причальных мачт (2 шт.) - 100 тыс. руб.; газохранилища с общим объемом газа 25 тыс. м3 при давлении 1,6 МПа - 2500 тыс. руб.; двухступенчатого винтового компрессора с электроприводом 400 кВт производительностью до 3,5 тыс. м3/ч газа при давлении 1,6 МПа - 11 100 тыс. руб.
Обобщенные данные о капитальных вложениях и эксплуатационных расходах каждого из четырех способов снабжения энергообъекта ПГ с малого месторождения приведены в таблице. Исходя из них рассчитаны себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии и 4,1868 ГДж (1 Гкал) тепла, вырабатываемых на энергообъекте, а также срок окупаемости капиталовложений. При расчете затрат на топливо приняты следующие цены за газ (прогноз на 2005-2006 гг - 40 долл. США за 1000 м3): при транспортировке по газопроводу - 1200 руб. за 1000 м3; при снабжении СПГ - 3500 руб. за 1 т (предлагается Московским газоперерабатывающим заводом); при снабжении КПГ - 3600 руб. за 1000 м3 (предлагается большинством АГНКС); при снабжении дирижаблем - 2400 руб. за 1000 м3.
Из приведенного расчета капитальных вложений, эксплуатационных расходов и себестоимости 1 кВт-ч и 4,1868 ГДж видно, что наибольшие капиталовложения приходятся на первый способ снабжения энергообъекта газом по газопроводу, проложенному от малого месторождения (в 5 раз больше, чем снабжение СПГ; в 9,5 раза больше, чем снабжение КПП; в 2,3 раза больше, чем доставка газа дирижаблем).
Наименьшие капиталовложения и срок окупаемости 4,2 года - у системы снабжения энергообъекта КПП (почти в 1,5 раза меньше, чем СПГ).
Наименьшая себестоимость 1 кВт.ч электроэнергии (1,2 руб.) и 4,1868 ГДж тепла (380 руб.) приходится на способ доставки газа дирижаблем-газовозом при приемлемом сроке окупаемости капитальных вложений (12,5 года) по сравнению со сроком окупаемости газопровода (31 год).
Из рассмотренных способов снабжения газом энергообъекта и вообще всех потребителей газа (сельхозпредприятия, транспорт и т. д.), удаленных от магистральных и распределительных газопроводов, наиболее практически реализуем с наименьшими капитальными вложениями способ доставки от малых месторождений КПГ серийными ПАГЗ под давлением 25 МПа с объемами от 3 до 5 тыс. м3 газа (изготовители - ФГУП ПО "Баррикады" , Волгоград; ОКБ "Союз" , Казань).
Компримирование газа на месторождении может производиться модернизированными серийными дожимными компрессорными установками производительностью 600-1800 м3/ч, в которых электропривод заменен газовым или газодизельным двигателем внутреннего сгорания мощностью до 200 кВт. Общая масса установки 5,9-7,5 т.
В качестве дожимного компрессора могут быть использованы: двухступенчатый оппозитный компрессор 2ГМ-2,5 Сумского МНПО им. Фрунзе
(Украина). Производительность 660-840 м3/ч при рвх = 5,5-7,5 МПа. Потребляемая мощность до 45 кВт; двухступенчатый вертикальный компрессор Кубогаз-РЗО/ 2BVTN/2 фирмы "Нуово-Пиньоне" (Италия). Производительность 740-1800 м3/ч при рвх = 2-6 МПа. Потребляемая мощность до 120 кВт (рис. 1); двухступенчатый оппозитный компрессор СК-1 (Германия). Производительность 670-930 м3/ч при рвх = 2,5-3,5 МПа. Потребляемая мощность до 94 кВт; трехступенчатый W-образный компрессор СЗТ210 фирмы
"Зульцер-Бурхард" (Швейцария). Производительность 870-1020 м3/ч при рвх = 1,2-8-1,6 МПа. Потребляемая мощность до 110 кВт.
В качестве привода компрессоров наиболее подходят модернизированные для работы в газовом или газодизельном режиме двигатели Ярославского моторного завода: ЯМЗ-236,ЯМЗ-238,ЯМЗ-831 и ЯМЗ-7511 мощностью 88, 117, 145, 200 кВт соответственно (при 1500 мин(-1)). На рис. 2 показан газовый двигатель ЯМЗ-238Г мощностью 110 кВт с внешним смесеобразованием, электронной системой зажигания и регулирования.
Выше было показано, что при доставке газа дирижаблем себестоимость выработки электроэнергии и тепла на энергообъекте при такой системе газоснабжения является наименьшей с приемлемым сроком окупаемости капитальных затрат (не более 12 лет).
При заполнении газом оболочек дирижабля (давление чуть больше атмосферного) на месторождении требуются минимальные энергозатраты. При транспортировке газа по воздуху энергозатраты также наименьшие, так как сам газ создает подъемную силу для поднятия полезной нагрузки (емкостей с жидкими углеводородами или других грузов), и энергия расходуется в основном лишь на преодоление лобового сопротивления дирижабля в полете.
Разработанный проект грузового дирижабля Д-01 среднего класса грузоподъемностью 8-10 т предназначен для транспортирования природного и нефтяного попутного газа в мягких боковых оболочках под давлением чуть больше атмосферного (общая вместимость до 14 тыс. м3) и жидких углеводородов в подвесных цистернах (нефть, газовый конденсат, дизтопливо, ШФЛУ, СПГ СНГ). Вместо цистерн на внешней подвеске можно транспортировать трубы, буровое оборудование и другие грузы.
Грузовой дирижабль Д-01 представляет собой трехкорпусную конструкцию полужесткого типа с несущей фермой, к которой крепятся центральная мягкая оболочка, наполненная несущим газом (гелий), и две боковые оболочки, заполняемые метаном. Между оболочками расположены клапаны и баллонеты, наполняемые воздухом от осевого вентилятора с мотогазовым приводом.
На раме несущей фермы размещаются: спереди - кабина управления и два серийных газопоршневых двигателя с тянущими винтами и сзади -два двигателя с толкающими винтами мощностью до 160 кВт каждый, обеспечивающие полет дирижабля со скоростью до 90 км/ч.
В средней части фермы находятся продольно расположенные два подъемных винта в кольцевых каналах с приводом через конический редуктор от газовых двигателей мощностью по 200 кВт. С их помощью регулируется сплавная (подъемная) сила дирижабля в пределах до 1,4-1,6 т.
В концевой части фермы расположены киль с рулем направления и стабилизатор с рулем высоты, которые имеют дистанционный электропривод.
По бокам несущей фермы внизу на стойках установлены двухколесные шасси на
пневматиках низкого давления с пневморессорами.
Помимо стоянки дирижабля на причальной мачте возможна его посадка и стоянка на воде. Проектные характеристики дирижабля Д-01 приведены ниже.
Общий объем трех оболочек, м3- - 24 000
Максимальная взлетная масса, т - 17,7
Масса конструкции, т - 8,7
Полезная грузоподъемность, т - 8-10
Габариты (длина х ширина х высота), м - 68 х 34 х 21,5
Диаметр оболочек, м - 14
Крейсерская скорость, км/ч - 80
Высота полета, км - 1-1,5
Число и мощность двигателей, кВт: тянущих - 4 х 160 подъемных - , 2 х 200
Дальность полета, км - 1500
Преимуществом дирижаблей, особенно в условиях полного бездорожья, по сравнению с другими видами воздушного транспорта и санными поездами являются: наивысшая экономичность и экологичность в связи с малой тяговооруженностью (2-8 % массы) и работой двигателей на чистом топливе - природном газе; затраты на газовое топливо у дирижабля будут в 15-20 раз меньше, чем у транспортных самолетов одинаковой грузоподъемности; общие эксплуатационные расходы на 1 т груза в дирижаблях в 2-3 раза меньше, чем у современных транспортных самолетов.
К недостаткам дирижаблей следует отнести: затрудненность швартовки к причальным устройствам; необходимость балластировки при погрузочно-разгрузочных операциях, что значительно облегчается при применении подъемных винтовых двигателей; возможность интенсивного обледенения и налипания снега при длительной стоянке; затрудненность молниезащиты и защиты от статического электричества.
Что касается транспортировки природного газа дирижаблем и его использования в качестве моторного топлива, нахождение его в боковых оболочках считается достаточно безопасным, особенно по сравнению с водородом. Метан при утечках быстро устремляется вверх и рассеивается в воздухе. Экспериментально установлено, что метановоздушная смесь не может воспламениться от тлеющей сигареты и бумаги, частиц сажи и окалины в выхлопных газах двигателей, пистолетных и автоматных пуль. Согласно
Правилам устройства электроустановок, метан относится к 1-й (низшей) категории взрывоопасное(tm) и низшей группе взрывоопасных смесей.
Для проверки технических решений по беструбопроводным способам транспортировки углеводородов и их рентабельности наиболее удобны для разработки законсервированные и частично выработанные малые месторождения газа в Волгоградской обл.
В консервации находятся газовые залежи 14 месторождений (1 - газонефтяное, 2 -газоконденсатных и 11 - газовых), запасы которых почти в 10 раз выше запасов разрабатываемых месторождений.
Технологически проще расконсервация имеющихся технически исправных скважин на залежах, содержащих метан при отсутствии сероводорода. Обустройство таких залежей характеризуется наименьшими затратами, которые в большинстве случаев определяются обвязкой устьев скважин и способом доставки добываемой продукции. Поэтому первоочередными объектами для освоения определены залежи следующих законсервированных месторождений и перспективных площадей: Миронычевское месторождение и Фетисовская площадь, Вешняковское, Ниж-не-Иловлинское месторождения и Песчаное поднятие, Антиповско-Лебяжинское и Щербаковское месторождения.
К объектам второй очереди отнесены требующие доразведки залежи истощенных месторождений - Подпешинского, Голубинского, Карасевского, Ветютневского, а также законсервированное Малодельское месторождение и Ластушинское поднятие, которые потребуют для освоения значительно больших средств на эксплуатационное бурение, сбор и транспорт газа.
Получение приемлемых показателей экономической эффективности в основном будет зависеть от продуктивности эксплуатационных скважин и цены на отпускаемую продукцию. При цене на товарный газ не менее 1000 руб. на 1000 м3 освоение объектов первой очереди выгодно при средней начальной продуктивности скважин по газу не менее 15 тыс. м3/сут, а рентабельная добыча возможна при дебите не ниже 3-4 тыс. м3/сут. По объектам второй очереди начальный дебит должен быть не ниже 60 тыс. м3/сут.
Предварительная оценка показала, что при отмене налога на добычу полезных ископаемых приемлемые показатели могут быть достигнуты по объектам первой очереди при начальном среднем дебите газа 12 тыс. м3/сут, а по объектам второй очереди - 50 тыс. м3/сут. При этом сроки рентабельной разработки продлеваются на 3-4 года.
Наиболее эффективное вовлечение в разработку малых месторождений и отдельных скважин может быть обеспечено при использовании добываемой продукции в качестве энергоносителя для электростанций собственных нужд, газовых котельных и населенных пунктов (см. таблицу), а также в производственных установках предприятий с замкнутым циклом - сельскохозяйственных и по выпуску стройматериалов, где высока доля затрат на энергоносители.
Государственная поддержка освоения малых месторождений углеводородов должна заключаться в обеспечении условий, стимулирующих инвестиции в добычу газа, нефти и конденсата из малодебитных скважин посредством льготной налоговой политики - отмены акцизов на добываемую продукцию, налогов на добычу полезных ископаемых и т. д.
