Innovations are as the basis ensuring sustainable development of oil and gas complex in Sakhalin Island

Несмотря на колоссальную прибыль от экспорта нефти и газа, Российская нефтегазовая промышленность находится не на том уровне, которого можно было бы ожидать от страны с самыми большими запасами углеводородов. Особенно это касается удаленных регионов, таких как Сахалин.

Состояние нефтегазового комплекса на Сахалине

Износ основных фондов российских нефтегазовых предприятий на Сахалине давно перевалил за 50%, эксплуатация большинства месторождений ведется с середины прошлого века, оборудование изношено и морально устарело, используются техника и приборы 60–70-х годов.

Все эти факторы проявляются в низком коэффициенте извлечения нефти (КИН около 30%), высокой себестоимости сырья, а так же низком уровне производительности и безопасности труда. Страдает также и экология, об этом свидетельствуют постоянные разливы нефти, самый крупный из которых произошел в конце апреля 2009 года близ села Эхаби, тогда в нерестовую реку в течении двух месяцев попало не менее 150 тонн нефти [1].

Отсутствие перерабатывающих мощностей также лишает островную экономику больших денежных средств, возможности решить острые социальные проблемы.

Ведь, по данным Сахалинстат за 2009 год, официальное количество людей, проживающих за чертой бедности, в Сахалинской области составляет 126,2 тыс. человек или 24,5% населения области. По тем же данным, количество безработных в области на начало 2009 года составляет 9% трудоспособного населения [2].

К сожалению, российские нефтедобывающие предприятия на Сахалине не уделяют должного внимания сбору и переработке попутного нефтяного газа, это ценнейшее сырье для химической промышленности сжигается без всякой переработки в открытых факелах, что ухудшает экологию, повышает заболеваемость в районах нефтедобычи, сокращает сырьевые ресурсы отечественной нефтехимии.

Между тем сбор и переработка нефтяного попутного газа позволили бы сократить не менее чем в три раза выбросы в атмосферу вредных веществ, дать толчок к появлению и развитию газоперерабатывающих и нефтехимических предприятий на острове, создать дополнительно тысячи рабочих мест.

Если бы хотя бы 1 млн тонн углеводородов (в переводе на условное топливо) или около 2% от добываемого углеводородного сырья на острове ежегодно перерабатывались с той же глубиной, как в США, экономика Сахалина по многим показателям была бы одной из лучших в России и в мире [5, 6].

Инновационный подход, его роль для отрасли

Именно инновационный подход в формате малого бизнеса в отрасли, как технологический, так и организационный, мог бы изменить ситуацию в лучшую сторону.

Общеизвестно, что нефть и природный газ – невозобновляемые источники энергии, и главная задача разработчиков – найти технические и технологические решения наиболее полного извлечения нефти из открытых геологами месторождений. Продление срока рентабельной эксплуатации месторождения обеспечивает сохранение рабочих мест в регионе, стабильность доходов региональных бюджетов.

В настоящее время возможности увеличения КИН существенно ограничены по той причине, что нефтяное месторождение при современном уровне его информатизации – плохо управляемая система.

Необеспеченность проектных и управленческих решений в нефтедобыче информацией о фактическом состоянии объектов явления препятствует рациональному недропользованию [3].

Инновационный путь, который может существенно повысить качество управления разработкой нефтяных месторождений и, как следствие, КИН – комплексная информатизация и интеллектуализация нефтепромыслов.

Термин «Smart Well» – умная (интеллектуальная) скважина – уже широко применяется в нефтяной отрасли. Речь идет об инновациях в системе разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений, связанных с:

•встраиванием во все основные технологические объекты месторождений (скважины, насосные установки, агрегаты системы сбора и подготовки нефти и др.) многопараметрической микропроцессорной измерительной аппаратуры и систем искусственного интеллекта, в частности систем распознавания, самонастройки и саморегулирования;

• объединением их посредством различных каналов связи, в том числе спутниковых, иерархическими информационными сетями;

• подключением к этим сетям трехмерной динамической геолого-гидродинамической модели месторождения, ее уточнением на основе достоверных геолого-промысловых данных;

• созданием автоматизированных рабочих мест (АРМ) промыслового геолога, буровика, геофизика, технолога, мастера по добыче нефти, диспетчера по сбору и подготовке нефти и др.;

• обеспечение доступа и управление АРМ через интернет.

В указанных инновациях – ключ к снижению уровня неопределенности знаний о текущем состоянии нефтегазового месторождения. А как следствие, – к увеличению КИН.

Развитие технологий отрасли

Говоря о переработке УВ, следует отметить, что технологии не стоят на месте. Это и новые высокотехнологичные мини-НПЗ, мощностью от 50 до 500 тысяч тонн в год. В отличии от тех 600, так называемых «самоварных», которые уже построены в России преимущественно в 90-е, они позволяют получать качественный высоко октановый 92-й и 95-й бензин. В настоящее время на мировом рынке имеются проверенные и надежные малогабаритные установки гидрообессеривания и каталитического реформинга, в результате на мини-НПЗ удается получать качественные рыночные продукты – бензин и дизельное топливо стандарта ЕВРО-3 и ЕВРО-4.

К преимуществам мини-НПЗ следует также отнести:

1. Невысокий объем инвестиций. На настоящий момент для строительства мини-НПЗ мощностью около 200 тыс. т в год с получением высокооктанового бензина необходимо около 35–45 млн долларов;

2. Для строительства мини-НПЗ необходима небольшая территория, как правило, 6–10 га земли в зависимости от мощности НПЗ;

3. Сжатые сроки ввода объектов в работу при начале работ с нуля. Мини-НПЗ мощностью 50–200 тыс. т в год запускается в работу через год после начала финансирования. Это проверено на реальной практике работы в регионах Западной Сибири;

4. Имеется возможность поэтапного ввода мощностей с расширением спектра выпускаемых продуктов;

5. Низкой уровень текущих расходов. Количество работников на мини-НПЗ ограничивается 25–75 рабочими и инженерами (зависит от мощности мини-НПЗ);

6. Быстрая реализация продукции в ближайшем регионе с прямой доставкой продукции с миниНПЗ к потребителю без потери качества;

7. Продукция мини-НПЗ легко адаптируется к специфическим требованиям региона ее расположения.

Варианты решений в зависимости от бюджета

Для газа и газового конденсата можно предложить несколько вариантов переработки в зависимости от бюджета финансирования. Можно будет выбрать оптимальный способ переработки или использования газа и конденсата в зависимости от количества сырья, удаленности и стадии разработки месторождения и других параметров. Это может быть как небольшой современный завод по получению полиолефинов, полиэтилена или водорода, так и газовая электростанция [4].

В настоящее время в России создана опытно-промышленная серия гаражных заправочных станций СПГ «Газотрон» на основе КГМ Стирлинга. Они производится в соответствии с ТУ РШФА.027239.002ТУ, имеют заключение промышленной безопасности, сертифицированы Госстандартом и допущены к применению Госгортехнадзором РФ.

Результаты эксплуатации опытно-промышленной установки на основе КГМ Стирлинга и технико-экономические расчеты показали, что стоимость 1 л сжиженного природного газа (СПГ), полученного при серийном производстве заправочных станций СПГ, не превышает 2 рублей, что в 2,5 раза ниже стоимости моторного топлива, рассчитанной в эквиваленте к бензину. При этом окупаемость самих станций составит от 2,5 до 3 лет.

Инновационные электростанции

Необходимо также отметить, что как в России, так и за границей уже давно разработаны и существуют новые высокотехнологичные и эффективные электростанции, работающие как на газе, так и на нефтепродуктах.

Примером такой электростанции может служить автономный энергоисточник для снабжения электрической и тепловой энергией промышленных компаний, предприятий ЖКХ, нефтегазовых месторождений, газотурбинная теплоэлектростанция ГТЭС-12 производства ОАО «Сатурн – Газовые турбины».

ГТЭС-12 на IX Российском Энергетическом Форуме по актуальным проблемам современной энергетики была удостоена дипломов первой степени в двух номинациях: «Малая и нетрадиционная энергетика» и «Экология».

Использование таких электростанций совместно с вышеперечисленными комплексами переработки газа и нефти позволит существенно снизить операционные расходы и повысить энергоемкость получаемой продукции.

В отсутствии производящих мощностей использовать такие электростанции можно и для электроснабжения малонаселенных удаленных поселков и небольших городов, которых множество на территории Сахалина.

Существующие технологии позволяют построить газозаправочные станции или мини-заводы на основе криогенных машин Стирлинга, Эриксона, Вюлемье-Такониса и др.

Криогенные блоки очень надежны, просты в эксплуатации, обладают высокими техническими характеристиками и позволяют получать газы высокой чистоты в очень больших объемах, например, природный газ сверхвысокой чистоты до 10 ppb (Parts per billion – частей на миллиард), который не может быть получен в адсорбционных и мембранных системах. В то же время криогенные блоки являются экономически эффективными при долгосрочной эксплуатации за счет низкого удельного энергопотребления и низких эксплуатационных затрат.

Плюсы и эффект от нововведений

Основными плюсами этих вышеописанных нововведений являются:

1. Небольшие начальные и операционные затраты, так как себестоимость инновационного оборудования сравнительно невысока, а при его эксплуатации используется электроэнергия вырабатываемая собственными электроустановками.

2. Быстрые сроки окупаемости. При небольших начальных затратах возможно получение востребованной продукции в больших количествах.

3. Возможность дальнейшей модернизации и получения более сложных и более востребованных продуктов.

Что же касается организационных инноваций, то при внедрении вышеупомянутых технологии я считаю целесообразным использовать широко распространенный и повсеместно используемый западными компаниями так называемый субконтрактинг. В общих словах, он основывается на том, что управляющая фирма для выполнения различных неспециализированных работ привлекает другие фирмы, которые как раз специализируются на данном виде деятельности. Как показывает практика, в результате общая эффективность производства значительно выше, чем при традиционном подходе, когда одна и та же компания занимается бурением, разработкой, переработкой нефти и газа. В нашем случае разработкой месторождений, строительством, обслуживанием и эксплуатацией, будут заниматься специализированные фирмы с привлечением отечественных и иностранных разработок.

К выше сказанному стоит добавить, что для воплощения в жизнь этих технологии требуются квалифицированные кадры. На Сахалине много высококвалифицированных специалистов, которые работали и работают на международных проектах Сахалин-1 и Сахалин-2. Опыт этих людей, работавших совместно с иностранными специалистами на таких высокотехнологичных проектах, будет незаменим при реализации инновации на острове.

Вывод

Подводя итоги, необходимо еще раз отметить необходимость внедрения инновации в нефтегазовый комплекс Сахалина. Тем более, что для внедрения некоторых из них требуются сравнительно небольшие средства и усилия, чем несколько десятков лет назад, а экономический, социальный, экологический эффект от их внедрения, как показывает отечественная и зарубежная практика, очень высок.

Конечно, многие из перечисленных инноваций не принесут прибыли, сопоставимой с прибылью от реализации СПГ Сахалин-2, но поэтапное их внедрение создаст дополнительные рабочие места, увеличит налоговые поступления в местный бюджет, решит многие социальные проблемы Сахалина.

Получаемая продукция, ориентированная скорее на внутренний рынок, даст толчок к дальнейшему развитию инфраструктуры острова.

В России настало время переходить на совершенно отличный от существующего, высокотехнологичный способ добычи и переработки УВ. Для внедрения многих вышеописанных инновации не потребуются большие капитальные затраты, и в то же время эти нововведения станут основой устойчивого развития нефтегазовой промышленности о. Сахалин.