ISSN 0202-4578 1 “…"=!ь 2014 НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ № 1 • 2014 www.ogt.su ДОПОЛНИТЕЛЬНО НА CD-ДИСКЕ: ЦВЕТНАЯ ВЕРСИЯ ЖУРНАЛА BARROWS COMPANY: РАЗРАБОТКА МЕЖДУНАРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ СОГЛАШЕНИЙ INTERNATIONAL PETROLEUM EXPLORATION AND EXPLOITATION AGREEMENTS: LEGAL, ECONOMIC AND POLICY ASPECTS (2ND ED. 2009) обл_1_2014_1_4.indd 1 19.12.2013 4:16:53 ОТРАСЛЕВЫЕ НОВОСТИ КАЛЕЙДОСКОП СПБУ PROMETEU: ВОЗВРАЩЕННИЕ ПОСЛЕ БУРЕНИЯ НА ШЕЛЬФЕ РУМЫНИИ Компания Grup Servicii Petroliere (GSP) сообщила, что СПБУ Prometeu завершила бурение (на шельфе Румынии) первой из двух запланированных в 2013 г. разведочных скважин. После бурения разведочной скважины Cobalcescu South-1 в блоке EX-28, СПБУ Prometeu вернулась на свою базу в г. Констанце для проведения некоторых «незапланированных, но необходимых» работ по техническому обслуживанию. Эти работы привели к отсрочке бурения следующей разведочной скважины буровой программы Muridava-1 в блоке E-27. Теперь бурение запланировано на конец первого квартала 2014 г. Скважина Muridava-1 будет пробурена в тех же геологических условиях, как и на существующих газовых месторождениях Олимпийская и Евгения. Предполагается поиск коллекторов в отложениях эоцена, палеоцена и мела. По мнению компании GSP, перспективные ресурсы по P50 составляют 170 млрд фут 3 газа, с шансами на успех для отдельных зон между 30 и 45 %. Компания GSP с долей участия 40 %, является оператором блока Ex-27. У Mida Resources – 40 %, Petromar Resources – 20 %. Самоподъемная буровая установка СПБУ Prometeu была построена на румынской верфи Galaţi Shipyard в 1984 г. и реконструирована в 2003 г. Максимальная глубина бурения составляет 6,1 км, при глубине моря до 91 м. BP: СОМНИТЕЛЬНЫЕ ИСКИ, КАСАЮЩИЕСЯ АВАРИИ НА DEEPWATER HORIZON В 2010 г. на буровой установке Deepwater Horizon, когда компания BP производила бурение в Мексиканском заливе, произошел взрыв, который стал причиной одного из крупнейших разливов нефти в мировой истории. И это трагедия. В результате этой трагедии погибло 11 человек, буровая установка затонула. Нефть и газ подтекали из скважины в течение нескольких месяцев. Только к середине лета удалось установить временную заглушку, а окончательно заглушить скважину удалось только в середине сентября. Оказалось, что это трагедия и для компании ВР. Причем не только из-за ущерба от аварии и ее негативного влияния на репутацию компании. ВР много потеряла и теряет на компенсациях ущерба, причем иногда сомнительного характера. Программа компенсации ущерба, которая была утверждена с целью обеспечения выплат гражданам, пострадавшим в результате аварии, оказалась чрезвычайно неудачной для ВР; в рамках этой программы пришлось выплатить миллионы долларов США подчас НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 по весьма сомнительным искам. В ноябре 2013 г. измученная ВР, подала очередной иск в окружной суд, по поводу программы компенсации. В иске изложены претензии в адрес компании ВР, касающиеся потерь, которые « либо не были зарегистрированы, либо были преувеличены или вообще не имеют ничего общего с аварией на Deepwater Horizon». Компания BP заявила, что согласно Программе компенсации ущерба было выплачено более 540 млн долл. более чем 1196, якобы, пострадавшим (в том числе представлявшим сельское хозяйство и строительство), причем находившимся более чем в 100 милях от Мексиканского залива, где вероятность ущерба маловероятна. Подали заявку на компенсацию даже юридические компании и дом престарелых. Но наибольшее недоумение у ВР вызвал иск компании по оказанию эскорт -услуг. Компания по оказанию эскорт-услуг представила в Программу компенсации ущерба налоговые декларации за 2007, 2008, 2009, и 2010 гг. с просьбой поддержать иск о потерянных доходах. Все документы были датированы 2012 г. и без подписи. И теперь компания ВР сильно сомневается в профессионализме адвоката, ответственного за осуществление платежей предприятиям и лицам, пострадавшим от аварии Deepwater Horizon, который подписал сомнительный иск компании по оказанию эскорт-услуг на 173 тыс. долл. США. Сумма иска небольшая, но она позволит компании ВР выступить против Программы компенсации в других, более серьезных случаях. Компания ВР пытается снизить компенсационные выплаты. В конце февраля 2013 г. компания BP договорилась с властями США не учитывать 810 тыс. брл нефти при расчете штрафа за аварию в Мексиканском заливе, что снижает размер санкций на 3,4 млрд долл., с 21 млрд долл. до 17,6 млрд долл. США. WINTERSHALL: ПРОДАЖА ДОЛИ АКТИВОВ В СЕВЕРНОМ МОРЕ ВЕНГЕРСКОЙ MOL Компания Wintershall, 100 %-ная дочка компании BASF, подписала в Будапеште соглашение о продаже венгерской компании MOL доли участия в 14 лицензиях на добычу углеводородов на участках континентального шельфа Великобритании в Северном море. Стороны заявили об этом в середине декабря 2013 г. Сумма сделки составит 375 млн долл. США. Сделку ожидает одобрение государственных регуляторов. В случае одобрения, сделка будет закрыта в первом квартале 2014 г. При этом ее цена возможно будет другой. Компания MOL приобретает доли участия Wintershall в лицензиях на разработку участков месторождений Брум (29 %), Кетчер (20 %), Кледхен (33,5 %), Сколти Кратес (50 %), доли участия в терминале Sullom Voe и трубопроводной системе Brent. Данные месторождения 1 ОТРАСЛЕВЫЕ НОВОСТИ компания Wintershall эксплуатировала совместно с другими компаниями. Продавая доли участия в лицензиях, Wintershall намерена сконцентрироваться на разведке, разработке и эксплуатации уже разрабатываемых месторождений в Северном море. Регион Северного моря является одним из традиционных основных регионов деятельности компании Wintershall с 1965 г. В последние годы компания Wintershall стала одним из крупнейших обладателей лицензий в Норвегии, инвестируя около 50 % своего глобального бюджета в геологоразведочные работы в северной части Северного моря. В последнее время Wintershall также активно инвестирует в разработку и производство. В начале октября 2013 г. Wintershall стала оператором проекта, получив от Statoil долю участия в лицензии на разработке расположенного на норвежском континентальном шельфе нефтяного месторождения Брейдж. Более того, Wintershall впервые стала здесь оператором на добывающей платформе. После завершения в июле 2013 г. передачи активов Statoil на месторождениях Брейдж, Гьора и Вега Wintershall Norge увеличила объем добычи с 3 тыс. до 40 тыс. брл/сут. Неплохие перспективы Wintershall на месторождении Мария и Скарфьелл в Северном море. Показателем растущей активности является рост числа сотрудников, которых в Норвегии уже 500. Стратегия компании MOL также понятна. Если у Wintershall все в порядке и с лицензиями на разведку, разработку и добычу, ряд европейских нефтяных компаний, ранее не имевших достаточных активов в секторе upstream, стремятся получить доли в этом секторе нефтегазовой отрасли. Рост активов компании MOL в секторе upstream также может существенно укрепить положение венгерской компании и порадует акционеров и инвесторов. SOCAR: ЭКСПОРТИРОВАЛА БОЛЕЕ 22,3 МЛН Т НЕФТИ В январе-ноябре 2013 г. компания SOCAR экспортировала на мировые рынки 22,346 млн т нефти по трем маршрутам – Баку-Новороссийск, Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. По маршруту Баку-Новороссийск за январь-ноябрь 2013 г. экспортировано 1,581 млн т нефти. По маршрутам Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса экспортировалась прибыльная нефть Азербайджана марки Azeri Light, добытая в рамках проекта разработки блока месторождений Азери-Чираг-Гюнешли (оператор – ВР). Экспорт нефти по трубопроводу Баку-Супса составил 2,483 млн т. По трубопроводу Баку-Тбилиси-Джейхан экспортировано 18,28 млн т прибыльной нефти. Прибыльная нефть распределяется среди акционеров проекта в зависимости от их долевого участия в проекте разработки блока месторождений АЧГ. GNIG И CHEVRON: НАЧАЛО ПОИСКА В ПОЛЬШЕ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА Как сообщила PGNiG, компании PGNiG и Chevron подписали меморандум о потенциальном сотрудничестве при 2 поиске сланцевого газа в юго-восточной Польше с целью снижения затрат и ускорения геолого-разведочных работ. В настоящее время компании занимаются поиском сланцевого газа в стране по отдельности. Если сотрудничество принесет плоды, стороны создадут на паритетных условиях совместное предприятие, которое будет заниматься добычей этого топлива. Речь идет о двух концессионных участках PGNiG (Томашув-Любельский и Вишнюв-Тарношин) и двух, на которых работает Chevron (Звежинец и Грабовец). Еще предстоит утвердить план разведочных операций и ряд других мероприятий. Обязывающее соглашение, как ожидается, будет подписано в 2014 г. Эта инициатива является частью новой политики PGNiG. Сотрудничество позволит сторонам снизить расходы и за счет эффекта масштаба ускорить разведочные работы и, как следствие, процесс оценки потенциальных запасов сланцевого газа в Польше. Польша считает добычу газа из сланцев одной из ключевых задач в рамках стратегии достижения энергетической безопасности. В настоящее время примерно 70 % газа Польша закупает в России. Стоит отметить, что Chevron недавно подала административный иск против протестующих в Польше, которые не позволили компании добраться до места, где запланирована разведка сланцевого газа. В Польше есть силы, лоббирующие добычу сланцевого газа и силы, выступающие против этого. Причем эти силы приблизительно равны. Именно Польша первой начала добычу сланцевого газа в Евросоюзе (в августе 2013 г). Но, в тоже время польская компания Lotos с мая 2013 г. вышла из проектов по разведке сланцевого газа на территории Польши. ИНДИЯ: УВЕЛИЧЕНИЕ ИМПОРТА ИРАНСКОЙ СЫРОЙ НЕФТИ После подписания в Женеве соглашения по иранской ядерной программе между Тегераном и группой 5+1 ожидается смягчение антииранских санкций; это будет способствовать тому, что такие потребители энергоносителей, как Индия, смогут увеличить закупки сырой нефти в Иране. Следует отметить, что два года назад, до ужесточения антииранских санкций, Иран занимал второе место среди крупнейших поставщиков сырой нефти в Индию. При этом к концу текущего финансового года объем импорта иранской нефти в эту страну составит около 11 млн т, что на 15 % меньше по сравнению с 2012 г. Однако, как считают специалисты, в течение ближайших шести месяцев произойдет смягчение санкций, и поставки иранской нефти в Индию снова вырастут. БАКУ: ИТОГОВОЕ ИНВЕСТИЦИОННОЕ РЕШЕНИЕ ПО ВТОРОЙ СТАДИИ ШАХ-ДЕНИЗ 17 декабря 2013 г. в г. Баку состоялась церемония подписания итогового инвестиционного решения по второй фазе разработки месторождения Шах-Дениз. Документ НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И ОТРАСЛЕВЫЕ НОВОСТИ был подписан главой SOCAR и региональным президентом BP по Азербайджану, Грузии и Турции. В рамках церемонии также подписан меморандум о взаимопонимании по проекту Южного газового коридора. Подписи под документом поставили министры экономики Албании, Хорватии и Черногории и со стороны Азербайджана – министр энергетики. По словам президента Азербайджана, разработка второй стадии проекта месторождения Шах-Дениз в азербайджанском секторе Каспия потребует инвестиций 45 млрд долл. Ранее, затраты в реализацию второй стадии разработки месторождения Шах-Дениз оценивались в 25 млрд долл. Добавим, что на разработку этого этапа месторождения уже затрачено около 3 млрд долл. За весь период эксплуатации месторождения с конца 2006 г. на Шах-Денизе добыто 46 млрд м3 природного газа. Получить первый газ с месторождения планируется в 2018 г. Участниками соглашения являются компания BP (оператор) – 25,5 %, Statoil – 25,5 %, NICO – 10 %, Total – 10 %, ЛУКОЙЛ – 10 %, TPAO – 9 %, SOCAR – 10 %. STATOIL: ПРОДАЖА ДОЛИ В ПРОЕКТЕ ШАХ-ДЕНИЗ Компания Statoil продает 10 %-ную долю в проекте разработки газоконденсатного месторождения Шах-Дениз и Южно-Кавказском трубопроводе. Покупателями выступают Государственная нефтяная компания Азербайджана (ГНКАР) и британская BP. Компании планируют приобрести 6,7 %-ную долю (ГНКАР) и 3,3 %-ную (ВР) доли проекта. После завершения сделки, в рамках которой норвежская компания получит вознаграждение в 1,45 млрд долл., доля Statoil сократится до 15,5 %, доля BP – оператора проекта Шах-Дениз, возрастет до 28,8 %, а доля ГНКАР до 16,7 %. По сообщению главы Statoil, продажа части доли компании соответствует стратегии оптимизации портфеля активов. В сообщении Statoil также отмечается, что участники проекта приняли окончательное инвестиционное решение по второй стадии разработки месторождения. ИРАН: ВОЗМОЖНОСТЬ ЭКСПОРТА ТЕХНОЛОГИЙ ПОСТРОЙКИ МОРСКИХ БУРОВЫХ ПЛАТФОРМ На конференции, посвященной вопросам постройки морских буровых платформ, М. Болчи, один из производителей нефтегазового оборудования для морских сооружений, заявил, что Ирану удалось получить международную лицензию на экспорт технологий проектирования и постройки морских буровых платформ. Лицензия позволит стране не только обеспечивать свои внутренние потребности в названной технологии, но и участвовать в постройке аналогичных платформ в странах Персидского залива. В связи с необходимостью разработки совместных нефтяных и газовых месторождений в зоне Персидского залива Иран остро нуждается в буровых платформах. Первая такая платформа была построена в Иране в 90-ые годы двадцатого века. В настоящее время аналогичная НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 платформа успешно эксплуатируется в одной из стран Центральной Азии и ежегодно приносит около 60 млн долл. валютной прибыли. Секретарь Инженерного объединения морской промышленности в свою очередь, высказал критические замечания в связи с тем, что в последние годы закупается слишком много буровых платформ у зарубежных производителей, притом, что Иран обладает 20-летним опытом постройки таких сооружений. По его словам, речь не идет об изготовлении всех комплектующих таких платформ именно на отечественных предприятиях, однако при размещении заказов за границей отечественные производители лишены возможности в полном объеме реализовать свой потенциал. BP: СОГЛАШЕНИЕ О ДОБЫЧЕ ГАЗА ИЗ ПЛОТНЫХ ПОРОД Компания BP и правительство Омана подписали соглашение о продаже природного газа и пересмотренное соглашение о разделе продукции, касающиеся газового проекта Хаззан на территории Омана. Срок действия соглашений составляет 30 лет. Общие вложения в проект оцениваются в 16 млрд долл. Строительные работы на месторождении Хаззан в центре Омана должны начаться в 2014 г. Газ начнут добывать уже в 2017 г. В 2018 г. компания BP рассчитывает выйти на пиковый уровень добычи в 28,3 млн м3/сут газа и 25 тыс. брл/сут газового конденсата. Данный объем соответствует примерно трети текущего спроса на природный газ в Омане. На месторождении Хаззан предполагается извлечение газа из плотных пород, что потребует от BP применения новых технологий. О том, сколько же будет стоить газ с месторождения пока неизвестно. БАЛТИКА – СЕВЕРО-ЗАПАДНАЯ ЕВРОПА: СНИЖЕНИЕ СТАВОК ФРАХТА AFRAMAX Фрахт танкеров класса Aframax на маршруте Балтика – Северо-Западная Европа сократился из-за отмены отгрузки двух партий нефти сорта Urals по 100 тыс. т каждая. Фрахт судов на данном маршруте снизился после того, как несколько клиентов судовых компаний выразили желание осуществить разгрузку в средиземноморье, а судовладельцы отвергли этот вариант, так как им выгоднее оставаться в Балтике во время ледостава. Большая часть владельцев судов предпочитают передислоцировать свои суда ледового класса в Балтийское море на фоне ожидаемой активности в перевозках. Из графика отгрузки нефти Urals из балтийских портов в декабре 2013 г. были исключены две партии. А качестве дополнительной информации отметим, что 2012 г. Wartsila разработала проект танкера Aframax, отличающегося повышенной эффективностью и отвечающего экологическим требованиям, которые вступят в силу в будущем. Танкер имеет двойной корпус и предназначен для перевозки сырой нефти. 3 UPSTREAM АНАЛИТИКА ЮГО-ВОСТОЧНАЯ АЗИЯ: СПЕЦИАЛЬНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ПРЕДЫСТОРИЯ Спрос на энергию в Юго-Восточной Азии с 1990 г. увеличился в два с половиной раза, этот рост считается одним из быстрых в мире. Экономические и демографические тенденции указывают на дальнейший рост, увеличивая потребление энергии в регионе на душу населения всего на 50 % по сравнению со средним глобальным показателем в настоящее время. Но как будут развиваться топливные тенденции Юго-Восточной Азии? И каким будет в регионе баланс спроса и поставок нефти и газа, а также торговли углем? Международное энергетическое агентство (International Energy Agency – IEA)1, в сотрудничестве с Институтом экономических исследований (Economic Research Institute – ERI) ASEAN и Восточной Азии изучало эти вопросы в процессе консультаций с правительствами стран-членов ASEAN и ведущих комментаторов, представителей промышленности и международных экспертов. В этом специальном докладе из серии World Energy Outlook, представлены результаты этих исследований. В докладе освещаются следующие вопросы: тенденции отечественного спроса на энергоресурсы и перспективы поставок, в том числе статус субсидий ископаемых топлив и доступ к энергии; 1 IEA – автономное учреждение, созданное в ноябре 1974 г. Его главная задача состоит содействии энергетической безопасности своих стран-членов путем коллективного ответа на перебои в поставках нефти, и обеспечение авторитетных исследований и анализа при помощи надежной, доступной и экологически чистой энергии для своих 28 стран и других регионов. IEA реализует комплексную программу энергетического сотрудничества между своими членами, каждый из которых должен располагать запасами нефти, соответствующими не менее 90 дням ее чистого потребления. Состав IEA входят следующие страны: Австралия, Австрия, Бельгия, Канада, Чешская Республика, Дания, Финляндия, Франция, Германия, Греция, Венгрия, Ирландия, Италия, Япония, Корейская Республика, Люксембург, Нидерланды, Новая Зеландия, Норвегия, Польша, Португалия, Словацкая Республика, Испания, Швеция, Швейцария, Турция, Великобритания, США. Комиссия также принимает участие в работе IEA. Цели Агентства включают в себя следующее: • доступ стран-членов к надежным и достаточным запасам всех видов энергоносителей, в частности, путем поддержания эффективного реагирования на чрезвычайные ситуации в случае перебоев поставок нефти; • поддержку рациональной энергетической политики, стимулирующей экономическое развитие и охрану окружающей среды в глобальном контексте – в частности, с точки зрения снижения выбросов парниковых газов, которые способствуют изменению климата; • повышение прозрачности международных рынков посредством сбора и анализа данных по энергоносителям; • поддержку глобального сотрудничества в области энергетических технологий с тем, чтобы обеспечить поставки нефти в будущем и смягчить их воздействие на окружающую среду, в том числе за счет повышения эффективности и разработки и внедрения низкоуглеродных энергетических технологий; • поиск решения глобальных энергетических проблем путем взаимодействия и диалога со странами, не являющимися членами организации, промышленностью, международными организациями и другими заинтересованными сторонами. 4 центральная роль угля с точки зрения развития регионального энергетического сектора; последствия для энергии и торговли энергией зарубежных законодательств; уровень инвестиций, необходимых для расширения инфраструктуры энергоснабжения; сущность энергетической безопасности, экономические и экологические преимущества при условии реализации в регионе высоко эффективного сценария. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ЛАНДШАФТ СЕГОДНЯ: ВПИСЫВАЕТСЯ ЛИ ЮГО-ВОСТОЧНАЯ АЗИЯ В ГЛОБАЛЬНУЮ ЭНЕРГЕТИЧЕСКУЮ КАРТИНУ? Десять членов Ассоциации государств Юго– Восточной Азии (Association of Southeast Asian Nations – ASEAN) наряду с Китаем и Индией смещают центр тяжести мировой энергетической системы к Азии2. Юго-Восточная Азия включает чрезвычайно разнообразный набор стран с огромными различиями с точки зрения масштабов, моделей использования энергии и наличия энергоресурсов. С 1990 г. спрос на энергоносители в регионе увеличился в два с половиной раза. Предполагается, что можно ожидать дальнейший значительный рост спроса, особенно, учитывая, что использование на душу населения энергии из 600 млн жителей все еще очень низок, и составляет только половину среднем спроса в мире в целом. В этом специальном докладе из серии World Energy Outlook оцениваются перспективы энергетического будущего Юго-Восточной Азии, а также последствия для региональных и глобальных энергетических рынков и политики. Спрос на энергию в Юго-Восточной Азии возрастет более чем на 80 % в период до 2035 г., до показателя, эквивалентного текущему спросу в Японии. Этот спрос поддерживает почти втрое экономику региона и население, которое увеличится почти на одну четверть. В Новой политике центральный сценарий, включает увеличение спроса на нефть с 4,4 млн брл/сут в настоящее время до 6,8 млн брл/сут в 2035 г., почти пятую часть прогнозируемого роста мирового спроса. После ежегодного увеличения с 1990 г. показателей почти вдвое, спрос на уголь в период 2011–2035 гг. утроится, что составит почти 30 % мирового роста. Увеличение спроса на природный 2 В этом докладе ASEAN и Юго-Восточная Азия используются взаимозаменяемо, включая Бруней-Даруссалам, у Индонезию, Лаосскую Народно-Демократическую Республику, Малайзию, Мьянму, Филиппины, Сингапур, Таиланд и Вьетнам. НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM АНАЛИТИКА газ составит 80 % до 250 млрд м3. Доля возобновляемых источников энергии в энергетическом балансе снизится так же быстро, все более широкое использование современных возобновляемых источников энергии, таких, как геотермальная энергия, гидроэнергия и энергия ветра, компенсируется снижением использования традиционной биомассы, предназначенной для приготовления пищи. Связанные с энергетикой выбросы CO2 в Юго-Восточной Азии увеличатся почти в два раза, достигнув 2,3 ГВт в 2035 г. Энергетический сектор является основным фактором с точки зрения энергетических перспектив ЮгоВосточной Азии, и в ней уголь выступает как топливо выбора. Производство электроэнергии в период с 2011 по 2035 гг. увеличится еще больше, чем в текущий момент в Индии. Относительное изобилие запасов угля и его доступность в регионе повысит долю выработки электроэнергии от менее чем на одну треть в настоящее время до почти двойного увеличения в 2035 г. в основном за счет природного газа и нефти. Этот сдвиг уже идет: три четверти тепловой мощности приходится на уголь. Развертывание более эффективных угольных электростанций должно стать главным приоритетом в регионе – средняя эффективность в настоящее время составляет только 34 %, в связи с почти исключительным использованием критических технологий. Если угольные электростанции в регионе являются такими же эффективными, как и в Японии в настоящее время, использование топлива будет на одну пятую ниже, наряду с существенным сокращением выбросов CO2 и локального загрязнения воздуха. Постепенный отказ от субсидирования использования ископаемых видов топлива и обеспечение доступа к современным энергетическим услугам остается незавершенным делом. Субсидирование в 2012 г. в ЮгоВосточной Азии ископаемых топлив составило 51 млрд долл. Несмотря на недавние усилия по реформированию, в частности в Индонезии, Малайзии и Таиланде, субсидии останутся существенным фактором искажения энергетических рынков. Они поощряют нерациональное использование энергии, бремя государственных бюджетов, и сдерживание инвестиции в энергетическую инфраструктуру и эффективные технологии. Более 130 млн человек в Юго-Восточной Азии, или более одной пятой численности населения мира, все еще не имеют доступа к электричеству. Несмотря на универсальные или очень высокие уровни доступа к электричеству в Брунее-Даруссалам, Малайзии, Таиланде и Сингапуре, в Камбодже, Мьянме, Филиппинах и в Индонезии этот показатель составляет менее 75 %. И почти половина населения региона все еще полагаются на традиционное использование биомассы для приготовления пищи, что создает серьезный риск преждевременной смерти от загрязнения воздуха внутри помещений. Юго-Восточная Азия сталкивается с резко возрастающей зависимостью от импорта нефти, который будет связан с высокими затратами и сделает регион более уязвимым к возможным перебоям поставок нефти. Снижение добычи на зрелых месторождениях Мьянма Лаосская НДР Обильные ресурсы природного газа и гидроэнергии; их разработка должна повлиять на снижение нищеты в стране и поддержать экономический рост Страна стремится стать «гидроэнергетической батареей» Азии с очень быстрым ростом экспорта электроэнергии Вьетнам Филиппины Ханой Таиланд Второй среди стран ASEAN крупный потребитель энергии В значительной степени завит от импорта энергии в связи с ограниченностью энергоресурсов Страна планирует диверсифицировать производство электроэнергии Быстрое увеличение спроса на электроэнергию, становится причиной повышения поставок Значительная зависимость от импорта энергии Второй в мире производитель геотремальной энергии Вьетнам Янгон Значительные ресурсы возобновляемой энергии и ископаемых топлив Быстрый рост спроса на энергию станет причиной увеличения импорта Реализация программы развития атомной энергетики Манила Бангкок Малайзия Третий среди стран ASEAN потребитель энергии Высокое потребление на душу населения Крупный среди стан ASEAN экспортер нефти и СПГ, но добыча падает Пном пень Камбоджа Низкий уровень электрификации Потенциал разработки нефтяных и газовых ресурсов Бруней-Дассау Бандар Сери Бегаван Причисляется к самым богатым странам в мире на основании потребления на душу населения благодаря экспорту нефти и СПГ Куала Лумпур Сингапур Удачное стратегическое расположение в регионе. Стал азиатским ключевым в Азии центром торговли нефтью и продуктами нефтепереработки (третий крупнейший в мире поставщик продуктов переработки) Может стать центром торговли природным газом Сингапур Джакарта Индонезия Крупнейший среди стран в ASEAN потребитель энергии с большой возможностью роста потребления Экспортирует энергетический уголь (крупнейший экспорте в мире) и СПГ Увеличение экспорта нефти Рис. 1. Энергетические тенденции в регионе ASEAN НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 5 UPSTREAM АНАЛИТИКА и ограниченные новые масштабные перспективы заставят добычу нефти в регионе сократиться на почти на треть в период до 2035 г. В результате Юго-Восточная Азия станет четвертым по величине в мире импортером нефти после Китая, Индии и стран Европейского Союза. Зависимость от импорта возрастет почти в два раза до 75 %, а чистый импорт возрастет с 1,9 млн до чуть более 5 млн брл/сут. Расходы региона на чистый импорт нефти в 2035 г. увеличатся почти в три раза примерно до 240 млрд долл., что эквивалентно почти 4 % ВВП. Расходы Таиланда и Индонезии на чистый импорт нефти в 2035 г. увеличатся почти в три раза примерно до 70 млрд долл. в каждой стране. Избыток природного газа и угля на экспорт будет снижен, поскольку добытые углеводороды все чаще будут оставаться на внутренних рынках. Несмотря на растущие объемы добычи природного газа, чистый экспорт газа из Юго-Восточной Азии, в основном из Индонезии Малайзии, Мьянмы и БрунейДаруссалама, в период до 2035 г. снизится с 62 млрд до 14 млрд м3. Чистый экспорт угля в регионе после 2020 г. также снизится, поскольку региональный спрос будет опережать добычу. К 2035 г. добыча угля в Индонезии вырастет почти на 90 %, до 550 млн т условного топлива. Она остается одной из крупнейших в мире стран-производителей угля и с очень большим отрывом займет первое место по экспорту энергетического угля. Разработка политики по привлечению инвестиций будет иметь жизненно важное значение с точки зрения укрепления энергетической безопасности доступности и устойчивости. До 2035 г. в Юго-Восточной Азии потребуется примерено 1,7 трлн совокупных инвестиций в инфраструктуру энергоснабжения, при этом почти 60 % от общей суммы в энергетический сектор. Мобилизация станет сложной задачей, если не будут преодолены существующие барьеры: субсидированные цены на энергоносители; недостаточное развитие транспортных энергетических сетей; необходимость большей стабильности и последовательности применения политики, связанной с энергетикой. В основе более эффективного использования энергетических ресурсов региона, расширяя при этом свою коллективную энергетическую безопасность может лежать реализация давних проектов для соединения рынков, а именно ASEAN Power Grid и Trans-ASEAN Gas Pipeline. Некоторые успехи в области энергоэффективности, составляющиет почти три четверти полного экономического потенциала в 2035 г., будут оставаться неиспользованными. Устранение барьеров в вопросе развертывания энергоэффективности обеспечит значительную экономию энергии. Об этом свидетельствует эффективный сценарий Efficient ASEAN Scenario, который предполагает поглощение мер по повышению энергоэффективности, которые станут экономически жизнеспособными и характеризуются приемлемыми сроками окупаемости. По сравнению со сценарием New Policies Scenario спрос на энергию в 2035 г. сократится почти на 15 %, что превышает текущую потребность в энергии в Таиланде. Снижение спроса на электроэнергию и использование более эффективных электростанций помогут сократить спрос на уголь на 25 %. Более эффективное промышленное оборудование, строгие стандарты экономии топлива для транспортных средств и тем быстрее поэтапный отказ от использования ископаемых видов топлива поможет сократить спрос на нефть на 10 % и на природный газ на 11 %. Повышение энергоэффективности обеспечит большую энергетическую безопасность, экономические и экологические преимущества. В сценарии Efficient ASEAN Scenario, чистый импорт нефти GDP capita ($2012, MER) ВВП наper душу населения ٲ 60 000 Singapore Сингапур 50 000 40 000 Cambodia Камбожда Myanmar Мьянма Japan Япония Бруней-Дассау Brunei Darussalam OECD OECD Philippines Филиппины 30 000 20 000 10 000 Indonesia Индонезия ASEAN average Asean в среднем Vietnam Вьетнам Таиланд Thailand 2 000 Korea Корея Malaysia Малайзия China Китай 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000 perнаселения capita КВт•чkWh на душу Notes: MER = market exchange rate. Lao PDR is not included as the data are not available. Рис. 2. Спрос на электроэнергию на душу населения и прибыль в странах ASEAN 6 НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM АНАЛИТИКА Уголь, 90,4 Промышленность, 120,2 Преобразование* (ископаемые топлива) Снижение и внутреннее использование** Природный газ, 117,4 Транспорт, 98,1 Строительство, 118,0 Нефть, 207,6 Электроэнергия и тепло Возобновляемые ресурсы, 133,5 Другие, 62,5 Сокращение преобразований * Получение ископаемого топлива из первичной энергии в форму, которая может быть использована в секторе конечного потребления ** Включает потери и топливо, потребляемое при добыче нефти и природного газа, потери при переработке и внутреннем использовании, потери при производстве и потреблении электроэнергии и потери в сетях Рис. 3. Энергетическая система, 2011, млн т сократится в 203 5 г. примерно на 700 тыс. брл/сут, что сопоставимо с текущей добычей нефти в Малайзии, сократив затраты на 30 млрд долл. К концу периода, чистый экспорт природного газа станет в три раза выше (на 42 млрд м3) и угля на 50 % выше (до 320 млн т). Для повышения эффективности конечного использования и достижения результатов будут необходимы дополнительные инвестиции в размере 330 млрд долл. В свою очередь, эта сумма будет более чем компенсирована в результате экономии затрат на топливо, общая сумма которых составляет около 500 млрд долл. Региональный ВВП в 2035 г. повысится примерно на 2 %, так как сокращение расходов на энергоносители повысит доходы и стимулирует активность в других секторах экономики. Разблокирование потенциала повышения энергоэффективности в Юго-Восточной Азии потребует действий правительства по решению широкого спектра барьеров. Точные политические пути и меры будут варьироваться в зависимости от страны и сектора, но основные приоритетные направления будут включать стандарты экономии топлива, более строгие строительные нормы и стандарты энергоэффективности для более широкого круга продуктов. Повышение потенциала и сбор данных по энергетике станут предпосылками для эффективной политики и ее реализации. Необходимы реалистичные и измеримые целевые показатели эффективности, наряду с эффективными под- НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 ходами к их достижению, включая механизмы мониторинга прогресса и по мере необходимости внесение корректив. Доступность энергоэффективности также нуждается в совершенствовании путем устранения рыночных диспропорций, таких, как субсидирование энергетики и повышение доступности финансирования и стимулов. Вместе эти шаги помогут направить энергоэффективность в основное русло. ГЛАВА 1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СИТУАЦИЯ СЕГОДНЯ Как Юго-Восточная Азия вписывается в глобальную энергетическую картину? Десять членов Ассоциации государств Юго-Восточной Азии (ASEAN) наряду с Китаем и Индией способствуют смещению центра тяжести мировой энергетической системы к Азии. Спрос на энергоносители в регионе вырос с 1990 г. в два с половиной раза и в настоящее время эквивалентен примерно трем четвертям потребностей в энергии Индии. Существуют значительные различия в масштабах и характере использования энергии между и внутри стран-членов ASEAN. Нефть является доминирующим видом топлива, при этом спрос в настоящее время составляет примерно млн брл/сут, а природного газа на 141 млрд м3. Использование угля выросло с 1990 г. в два раза и в настоящее время составляет 16 % от первичного спроса. Доля возобновляемых источников энергии в балансе первичной энергии увеличилась 7 UPSTREAM АНАЛИТИКА Таблица. 1. Ключевой энергетический показатель стран ASEAN 1990 2000 2011 20002011***, % ВВП(MER*) , млрд долл. 788 1 261 2 185 5.1 ВВП (PPP**), млрд долл. 1 225 1 966 3 413 5.1 Показатель Население, млн чел. 444 522 597 1.2 Спрос на первичную энергию, млн т 223 373 549 3.6 Спрос на первичную энергию на душу населения, т 0.5 0.7 0.9 2.3 Спрос на первичную энергию, ВВП/GDP (MER) 0.28 0.30 0.25 -1.5 Сеть торговли нефтью****, млн брл/сут 0.7 -0.3 -1.9 18.7 Сеть торговли газом , млрд м3 46.8 68.7 62.1 -0.9 Сеть торговли углем , млн т 0.4 37.8 219.6 17.4 Эмиссия CO2, связанная с энергией, млн т 368 715 1 166 4.5 Источник: база данных и анализ * ** *** **** MER – валютный курс рынка (market exchange rate) РРР м паритет покупательной способности. (purchasing power parity). Источники: базы данных, анализ МЭА. Сравнение показателей среднего ежегодного роста. Отрицательные значения указывают на импорт. почти в два раза по сравнению со средним мировым показателем на уровне 24 %, что отражает тяжелую зависимость от традиционной биомассы, используемой для приготовления пищи в сельской местности, где низкие доходы и/или отсутствие доступа ограничивает использование современных видов топлива. По сравнению с некоторыми из ее соседей ЮгоВосточная Азия сравнительно хорошо обеспечена энергетическими ресурсами, хотя они распределены неравномерно и часто находятся далеко от центров спроса. В настоящее время Юго-Восточная Азия является экспортером в чистом энергетическом эквиваленте, включая экспорт угля (220 млн т), природного газа (62 млрд м3) и биотоплива более чем компенсируется чистый импорт нефти (1,9 млн брл/сут). На сегодняшний день Индонезия является доминирующим регионом, добывающим углеводороды, поскольку значительно увеличила свою добычу и экспорт угля за последнее десятилетие. Реформа субсидирования сжигания ископаемых видов топлива остается важной проблемой Юго-Восточной Азии. Субсидии в 2012 г. составили 51 млрд долл.; сдерживание инвестиций в необходимую энергетическую инфраструктуру, что, в то же время препятствует повышению энергоэффективности и развитию возобновляемых источников энергии. Доступ к энергии является еще одной ключевой проблемой, поскольку 134 млн человек в регионе (что составляет более одной пятой от общей численности населения) не имеют доступа к электроэнергии. Энергетическая политика Юго-Восточной Азии значительно варьируется, что отражает различия в по8 литическом направлении, экономическом развитии и обеспеченности природными ресурсами. Общие темы включают повышение энергетической безопасности, обеспечение энергетической доступности и повышение энергоэффективности. Энергетическое будущее Юго-Восточной Азии зависит от взаимодействия многих факторов, в том числе демографии, экономики, ценообразования, технологии и политики. Эта перспектива представляет два сценария: сценарий новой политики включает в себя существующую политику и осторожную реализацию решений в рамках последних заявлений; сценарий Efficient ASEAN Scenario предполагает разработку наилучших доступных технологий и методов по повышению энергоэффективности, приносимых экономические и экологические преимущества. ЭНЕРГЕТИКА ЮГО-ВОСТОЧНОЙ АЗИИ СЕГОДНЯ Спрос на энергию. Центр тяжести мировой энергетической системы смещается в сторону Азии. Вместе с Китаем и Индией, это составляет десять стран Ассоциации государств Юго-Восточной Азии (ASEAN), включая Бруней-Даруссалам, Камбоджу, Индонезию, Лаосскую НДР, Малайзию Мьянму, Филиппины, Сингапур, Таиланд и Вьетнам3. Экономическое возрождение в сочетании с продолжающейся урбанизацией и индустриализацией привели к оживленному росту использования энергии ASEAN, начиная с азиатского финансового кризиса в 1997–1998 гг., который вызывал резкое падение потребления энергии. Рост спроса энергии продолжался даже во время последнего глобального экономического кризиса. Спрос на первичную энергию в странах ASEAN в 2011 г. составил примерно 550 млн т нефтяного эквивалента или 4,2 % мирового спроса (табл. 1). Вполне вероятно, что эта доля будет расти: использование энергии на душу населения в странах ASEAN достаточно низкое (примерно половина среднемирового потребления), численность населения в которых составляет почти 600 млн чел.; из них более одной пятой доли не имеют доступа к электроэнергии. При анализе Юго-Восточной Азии важно признать, что это чрезвычайно разнообразный и разрозненный регион с огромными различиями в масштабах и характере использования энергии и изобилия энергоресурсов, равно как и их государств-членов (рис. 1). Индонезия является крупнейшим потребителем энергии в регионе с 36 % совокупного мирового спроса и потребляет на 66 % больше энергии, чем Таиланд (второй по величине потребитель) и в 50 раз больше, чем Бруней-Даруссалам (который имеет самое низкое потребление). Еще один важный показатель, доступ к электроэнергии, также колеблется в широком диапазоне: в Брунее-Даруссалам, 3 В данном докладе Юго-Восточная Азия представлена десятью странамичленами Ассоциации государств Юго-Восточной Азии (ASEAN). НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM АНАЛИТИКА Малайзии, Таиланде и Сингапур вместе на 50 % ниже, чем Камбодже и Мьянме. Спрос на первичные энергоресурсы. Как и в большинстве регионов мира, среди первичных энергоресурсов Юго-Восточной Азии доминируют ископаемые виды топлива, включая нефть, природный газ и уголь, составляющие более трех четвертей спроса. На протяжении последних десятилетий наблюдается постоянный сдвиг в сторону угля и природного газа, в первую очередь за счет нефти в секторе производства электроэнергии и промышленности, а также традиционной биомассы в жилом секторе. Но нефть останется доминирующим видом топлива, при этом спрос в настоящее время составляет 4,4 млн брл/сут, а также доля в энергетическом балансе составляет 37 %. Природный газ является вторым и составляет 21 % от первичных энергоресурсов со спросом 141 млрд м3 (что сопоставимо с текущим спросом на газ в Китае). Использование угля в странах ASEAN выросло с 1990 г. в два раза и в три раза увеличилась доля в энергетическом балансе (до 16 %). Чтобы расширить развертывание современных форм возобновляемых источников энергии предпринимаются все возможные усилия, на которые в настоящее время приходится 12 % от первичных энергоресурсов, состоящих в основном из гидроэнергии, геотермальной энергии и биомассы, технологий когенерации и солнечных фотоэлектрических элементов (photovoltaic – PV). Традиционная биомасса играет важную роль, что составляет примерно 12 % от общего спроса (в результате чего доли возобновляемых источников энергии в общей сложности достигают 24 %), и в большинстве случаев используется для приготовления пищи людьми, живущими в сельской местности с низким уровнем доходов и/или отсутствия инфраструктуры, ограничивая тем самым использование современных видов топлива. Спрос на электроэнергию. Спрос на электроэнергию в Юго-Восточной Азии увеличился примерно в пять раз в период с 1990 по 2011 гг. до 712 ТВт час4. Тем не менее, на основе спроса на душу населения в странах ASEAN спрос на электроэнергию остается низким по сравнению с развитыми странами (рис. 2). Это лучше всего проиллюстрировано на примере Индонезии – до 2005 г. спрос на электроэнергию в стране был ниже, чем в Норвегии, но его население было примерно в 50 раз больше. Сегмент когенерации Юго-Восточной Азии в значительной степени зависит от ископаемых видов топлива, с природным газом (44 %) и углем (31 %). Хотя его доля снижается, нефть – дизельное топливо и мазут – остается ключевым топливом для производства электроэнергии в некоторых районах региона, особенно в тех областях, которые не имеют доступа к сети или к инфраструктуре на поставку угля или природного газа. Гидроэнергия (10 %) и геотермальная энергия (3 %) являются важными источниками производства энергии, хотя в целом использование возобновляемых источников энергии ограничено по сравнению 4 1 тераватт = 1012 ватт. НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 с их потенциалом. Сегодня в Юго-Восточной Азии нет никаких коммерческих атомных электростанций, но многие из стран региона изучали возможность их строительства. Большинство из этих планов были либо отложены, либо не продвинулись вперед по причине аварии на АЭС Fukushima Daiichi в Японии в 2011 г. Вьетнам добился наибольшего прогресса, подписав соглашение с Россией о строительстве первой атомной электростанции. Отраслевой спрос. Спрос на энергию в промышленном и строительном секторе составляет 30 % от совокупного конечного потребления в 2011 г.; в транспортном секторе – 25 % (рис. 3). В секторе промышленности наблюдается быстрый рост потребления энергии в соответствии с переходом на более энергоемкие отрасли обрабатывающей промышленности за счет сельского хозяйства. В строительном секторе использование традиционной биомассы остается ведущим источником энергии, хотя ее доля снижается, с повышением уровня жизни и расширением урбанизации на основе современных источников энергии. Использование энергии в транспортном секторе также быстро растет, и, поскольку во всех остальных регионах преобладает использование нефти это вызывает шаги, нацеленные на то, чтобы замедлить спрос путем снижения субсидий на нефтепродукты и/или инициирование использования биотоплива и природного газа. Численность парка пассажирского транспорта увеличилась с 5 млн единиц в 1990 г. до 22 млн единиц в настоящее время, что повлекло за собой серьезную загруженность дорог и возникновение местных проблем, связанных с загрязнением воздуха во многих крупных городах. Это быстрое расширение парка транспортных средств было частично связано с отсутствием инвестиций в улучшение и модернизацию общественного транспорта. общественным транспортом. Энергоемкость и выбросы CO2. Энергоемкость, количество энергии, используемой для производства единицы валового внутреннего продукта (ВВП), определяется общей тенденцией в Юго-Восточной Азии. Это в первую очередь связано как с повышением эффективности в секторах конечного потребления, так и в производстве электроэнергии. В период между 1990 и 2011 гг. спрос на первичную энергию (в том числе традиционную биомассу) вырос почти на 150 %, а экономика (измеряется по рыночному курсу MER) увеличилась почти на 180 %. Это представляет собой повышение энергоемкости на протяжении более двух десятилетий на 11 %, или 0,6 % в год в среднем. Несмотря на эти успехи, значительный объем остается для повышения энергоэффективности; в 2011 г., энергоемкость региона была более чем на треть выше, чем в среднем в мире и более чем в два раза, чем в OECD. Выбросы СО2 в странах ASEAN, связанные с использованием энергии, выросли более чем втрое с 1990 г. в соответствии с ростом численности населения, повышением 9 UPSTREAM Mtoe Млн т АНАЛИТИКА ٲ 700 Другие возобновляемые Other renewables Гидроэнергия Hydro Геотермальная Geothermal энергия Уголь Coal Газ Gas Биоэнергия Bioenergy Oil Нефть Total primary Всего спрос на первичную energy demand энергию 600 500 400 300 200 100 1990 1994 1998 2002 2006 2011 Рис. 4. Совокупная добыча энергии в странах ASEAN по источникам уровня жизни и растущей долей ископаемого топлива в энергетическом балансе. Выбросы CO2 в 2011 г. составили 1,2 Гт (гигатонн) или 3,7 % от общемирового объема выбросов. Выбросы очень низкие по сравнению с долей региона мирового населения, составляющей 8,6 %. Страны ASEAN все классифицированы как не включенные в приложение I стран Рамочной конвенции Организации Объединенных Наций об изменении климата (United Nations Framework Convention on Climate Change). Некоторые, такие страны как Индонезия и Малайзия, приняли цели по сокращению выбросов в рамках Копенгагенского соглашения (Copenhagen Accord), в то время как большинство из их национальной политики и стратегий по адаптации к изменению климата и смягчению его последствий. Юго-Восточная Азия особенно уязвима к последствиям изменения климата, поскольку ее население и экономическая активность сосредоточены вдоль береговой линии большой протяженности и природные ресурсы, сельское и лесное хозяйства являются важными источниками занятости и экономического роста (ADB, 2009). Энергетические ресурсы, поставки и торговля. Страны ASEAN располагают относительно изобильными ископаемыми топливами и возобновляемыми источниками энергии, хотя они распределены неравномерно. Кроме того, ресурсы часто залегают далеко от центров потребления или разделены неудобными водоемами. Регион остается экспортером энергии в чистом энергетическом эквиваленте с экспортом угля, природного газа и биоэнергии (в основном биотоплива) более чем компенсируется (в энергетическом эквиваленте) чистый импорт нефти (рис. 4)5. Однако многие из стран импортируют все большее количество нефти, природного газа, угля и электроэнергии – внутри и/или за пределами региона. Доказанные запасы нефти (количество которых составляет 13 млрд брл) Юго-Восточной Азии, в основном каталогизированы и в настоящее время экономически разрабатываются, и при текущих объемах добычи могут еще извлекаться в течение четырнадцати лет. Добыча нефти в 2012 г. составила 2,5 млн брл/сут, по сравнению с пиком добычи в 1996 г., когда этот показатель составлял 2,9 млн брл/сут. 5 Биоэнергия означает энергоемкость твердых, жидких и газообразных продуктов. Она включает транспортные биотоплива и продукты для производства электроэнергии муниципальные и промышленные отходы 10 Регион, начиная с середины 1990-х годов стал чистым импортером нефти. Индонезия остается крупнейшим нефтедобывающим регионом, с добычей в 2012 г. в 890 тыс. брл/сут, хотя она в 2004 г. стала нетто-импортером, что побудило ее приостановить свое членство в Организации стран-экспортеров нефти (ОПЕК) в 2009 г. В регионе только Бруней-Даруссалам и Малайзия остаются двумя чистыми экспортерами нефти. В то время как Юго-Восточная Азия считается зрелым нефтедобывающим регионом, существует еще значительный потенциал для увеличения добычи, так как в регионе остаются относительно неисследованные области, которые, как считается, содержат значительные ресурсы, особенно в глубоководных участках. Тем не менее, в некоторых частях региона усилия по увеличению добычи ограничены такими факторами, как сложные правовые вопросы и вопросы собственности, технологические вопросы и проблемы, связанные с трудностями увеличения финансирования. Доказанные запасы природного газа в регионе составляют 7,5 трлн м3 или 3,5 % от совокупных мировых запасов пожертвований (Oil & Gas Journal, 2012). При современных темпах добычи (202 млрд м3 в 2012 г.), эти запасы будут поддерживать добычу в течение 37 лет. Некоторые из крупных газовых месторождений в регионе характеризуются высокой концентрацией CO2, что создает значительные проблемы для их эксплуатации. Регион остается нетто-экспортером природного газа, но объемы добычи снижаются из-за роста внутренних потребностей и, как многие из ключевых эксплуатирующихся месторождений, являются зрелыми со снижением объемов добычи. Бруней-Даруссалам стала первой страной в Юго-Восточной Азии, которая стала экспортером сжиженного природного газа (СПГ), начиная с 1972 г., и остается важным экспортером СПГ в настоящее время. Малайзия и Индонезия были также пионерами в области торговли СПГ и входят в пятерку мировых экспортеров. Тем не менее, Малайзия и Индонезия недавно начали импортировать СПГ, так как в обоих случаях дополнительные поставки необходимы, чтобы удовлетворить растущие внутренние потребности (и преодолеть локализованный дефицит) при реализации долгосрочных экспортных контрактов. Таиланд и Сингапур зависят от импорта СПГ и, кажется, готовы в ближайшие годы присоединится к Вьетнаму, Филиппинам и Мьянме. Расширяющееся строительство в регионе регазификационных терминалов СПГ связано с ограниченной газопроводной инфраструктурой внутри стран ASEAN и стремление стран к гибкости в закупках газа. Ограничения трубопроводной инфраструктуры означают, что торговля газом в регионе с использованием трубопроводов будет иметь место в Индонезии и Малайзии, экспортирующих природный газ в Сингапур, и Мьянму экспортирующую газ в Таиланд и Китай. Уголь является наиболее распространенным ископаемым топливом в Юго-Восточной Азии, с доказанными запасами, достаточными для обеспечения добычи при НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM АНАЛИТИКА НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 60 120 50 100 40 80 30 60 20 40 10 20 2007 2008 2009 2010 2011 Dollars2012 per barrel Долл/брл, г. (2012) Млрд долл, 2012 г. (2012) Billion dollars ٲ текущих объемах примерно на 80 лет (BGR, 2012). Добыча угля сосредоточена в Индонезии и Вьетнаме. В целом, индонезийский уголь более подходит для выработки электроэнергии, в то время как вьетнамский антрацит является более полезным в производстве стали (отсюда Вьетнам стремится к производству электроэнергии с низкой теплотворной способностью отходов угля, составляющей 4000–4500 ккал/кг) и планирует импортировать уголь для своих высокоэффективных заводов. Совокупная добыча в 2012 г. угля в странах ASEAN составила 419 млн т условного топлива, что с 1990 г. выросла более чем в 20 раз. Добыча угля в Индонезии также эффектно выросла, и примерно с 2005 г. она стала крупнейшим в мире экспортером энергетического угля (который обычно используется для производства электроэнергии). Этот рост был обусловлен обильными недорогими ресурсами, дешевыми внутренними перевозками (недалеко от побережья, несложной транспортировкой по рекам) и близостью к ключевым центрам спроса в Азии, особенно в Китае и Индии. Будущие объема экспорта будут зависеть от политики, направленной на предпочтение внутреннему рынку. Вьетнам является вторым по величине регионом, добычи угля в Юго-Восточной Азии и единственным нетто-экспортером. За последние годы объемы экспорта Вьетнама сократились, поскольку уголь также является приоритетным на внутреннем рынке, где новые электростанции способствуют повышению спроса на этот вид энергии. Ряд государств-членов ASEAN являются импортерами угля, в том числе Таиланд, Филиппины и Малайзия. Возобновляемые источники энергии в Юго-Восточной Азии изобильны и остаются достаточно важным, а в некоторых регионах, основным источником энергоснабжения. Технический потенциал биоэнергетики (с использованием сырья сельскохозяйственных и лесохозяйственных культур и животных и твердых бытовых отходов) также достаточно велик. Гидроэнергия уже играет важную роль в энергообеспечении, генерируя в 2011 г. 10 % электроэнергии. Регионы Большого Меконга, а именно Камбоджа, Лаосская НДР, Мьянма, Таиланд и Вьетнам характеризуются значительным неиспользованным потенциалом расширения гидротехнических сооружений, хотя во многих случаях ресурсы далеки от центров спроса и усугубление экологических и социальных проблем делают их более трудными для разработки. Китай активно инвестирует в развитие гидроэнергетических проектов в Юго-Восточной Азии, в частности в Камбодже, Лаосской НДР и Мьянме, в первую очередь с целью экспорта в Китай электроэнергии. Геотермальная энергия является малоиспользуемым сегментом относительно его потенциала, но в 2011 г. благодаря геотермальной энергии генерировалось 3 % от общего объема электроэнергии (с Индонезией и Филиппинами, входящими в тройку мировых стран с точки зрения установленной мощности). Ветер и солнечные PV-элементы занимают небольшой сегмент рынка с точки зрения общего производства электроэнергии, хотя эта область использования расширяется. Coal Уголь Natural gas газ Природный Electricity Электроэнергия Oil Нефть IEA crude Цены IEA oil import price на импортируемую (right axis) сырую нефть 2012 Рис. 5. Экономическая ценность субсидирования стран ASEAN в ископаемые топлива Таиланд, в частности, быстро расширяет солнечную мощность PV-мощность, стимулируемую благоприятной государственной политикой. Ископаемые топлива. Юго-Восточная Азия имеет долгую историю субсидирования с целью снижения цен для потребителей энергии (ниже международных рыночных уровней) или в случае производства электроэнергии из ископаемого топлива с тем, чтобы снизить цену, охватывающую полную стоимость поставок. Индонезия, Малайзия, Таиланд, Вьетнам, Бруней-Даруссалам и Мьянма также субсидируют в ископаемые топлива и/ или производство электроэнергии с целью снижения цен. В большинстве случаев, эти субсидии направлены в производство бензина и дизельного топлива, а также более социально чувствительные продукты, а именно сжиженный нефтяной газ (liquefied petroleum gas – LPG), керосин и электроэнергию. Эти субсидии, как правило, вводятся с тем, чтобы помочь улучшить условия жизни бедных слоев населения, сделав топливо доступным и удобным. Тем не менее, они привели к серьезным искажениям рынка таким как невыполнение намеченных целей. Субсидирование имеет долгосрочные последствия с точки зрения энергетических тенденций в регионе. Например, активы энергетической системы во все времена, охватывающие десятилетия создавались и расширялись на основе искаженных ценовых признаков. Искусственно заниженные цены на энергоносители ослабляют стимулирование потребителей и промышленности, чтобы инвестировать в более энергоэффективные приборы и оборудование и подрывают государственные планы улучшения доступа к электроэнергии и ускорения внедрения возобновляемых источников энергии и других технологий. По нашим оценкам, субсидии в ископаемые топлива в Юго-Восточной Азии в 2012 г. составили 51 млрд долл. (рис. 5)6. Субсидии в нефтяной сектор составляли наибольшую долю в 68 % от общей суммы, или 34 млрд долл.; субсидий в сектор электроэнергии составили 24 % 6 Эти оценки охватывают субсидии в ископаемые топлива, потребляемые конечными пользователями и ископаемые виды топлива, предназначенные для производства электроэнергии. Они выполняются с использованием подхода «цена-ценовой разрыв», который сравнивает конечные цены с базовыми показателями, соответствующими полной стоимости поставок или, в случае необходимости, с поправкой на цены на международном рынке и распределение затрат. Методология доступна на сайте: www.worldenergyoutlook.org. 11 UPSTREAM АНАЛИТИКА или 12 млрд долл. Субсидии достигнут значительных размеров в Индонезии и Малайзии; обе страны остаются чистыми экспортерами энергии, но все в большей степени начинают зависеть от импорта. При измерении на основе форму «на душу населения», субсидии оказались самыми высокими в Бруней-Даруссаламе, хотя, поскольку страна не импортирует энергию, она несет издержки, но и не оказывает прямого бюджетного влияния. Наша серия оценок в период с 2007 по 2012 гг. показывает, что изменения размеров субсидий в регионе были в основном вызваны изменениями мировых цен на нефть, тем самым подчеркивая риски, связанные с регулированием внутренних цен на продукты, импортируемые из международных энергетических рынков, которые подлежат к непредсказуемым колебаниям цен. Другие факторы, которые влияют на изменение размеров субсидий из года в год, включают политические усилия по реформированию ценообразования в энергетическом секторе, изменение обменных курсов и структуры спроса. В настоящее время повсеместно признаются, что субсидии не являются устойчивыми и имеют много нежелательных последствий. Создан также постоянно пополняющийся список обязательств по реформированию системы ценообразования на энергию, подготовленный правительствами стран ASEAN, которые предоставляют субсидии (табл. 2). Тем не менее, как и в других регионах мира, для проведения реформ существуют реальные препятствия. В частности, поскольку политика субсидирования реализуется в политически чувствительном регионе, темпы и цели реформ зачастую диктуются политическими реалиями и электоральными циклами. В последнее время экономические факторы стали доминирующими в процессе реализации реформ и в условиях роста потребления и устойчиво высоких цен на энергоносители, что во многих случаях сделало субсидии неустойчивым финансовым бременем. В июне 2013 г. Индонезия повысила цены на бензин на 44 % и дизельное топливо на 22 %, чтобы снизить нагрузку на государственный бюджет. В последний раз цены на топливо были подняты в 2009 г. и с тех пор размеры субсидий увеличились в соответствии с растущей зависимостью страны от импорта нефти и резким увеличением численности парка личных транспортных средств, что было связано с быстро растущей экономикой. Реформы, которые сопровождались денежными субсидиями для наиболее бедных домохозяйств, оказались успешными. Хотя обеспечение полного субсидирования всего населения является чрезвычайно неэффективным решением для того, чтобы сделать энергию доступной для бедных слоев населения, чтобы отказаться от субсидии зачастую важно оказывать целенаправленную благотворитель- Таблица. 2. Субсидирование ископаемых топлив и реформы в странах ASEAN Страна Субсидируемые продукты Цели реформы Бруней-Даруссалам Дизельное топливо, бензин, сжиженный нефтяной газ и электричество Увеличение производства дизельного топлива и цен на бензин в 2008 г. для зарегистрированных за границей транспортных средств, чтобы ограничить «топливный туризм» из Малайзии, и увеличение в три раза цен на бензин для иностранных транспортных средств в 2012 г. Индонезия 88-бензин, дизельное топливо, керосин для домашних хозяйств и малого бизнеса, СНГ и электричество Повышение в июне 2013 г. цен на бензин на 44 % и на дизельное топливо на 22 %. Содействие использованию природного газа в транспортном секторе, чтобы уменьшить нефтяные субсидии. Продолжение реализации успешной программы производства керосина из СНГ, которое началось в 2007 г. Повышение тарифов на электроэнергию в 2013 г. на 15 % (на основе квартального повышения) для всех, кроме потребителей с самым низким уровнем потребления Малайзия 95-бензин, дизельное топливо, сжиженный нефтяной газ и электричество В сентябре 2013 г. было сокращено субсидирование производства бензина и дизельного топлива в попытке снизить дефицит бюджета. Планы по реализации в 2014 г. программы отмены субсидий, изложенный в 2011 г. способствует постепенному увеличению цен на природный газ и электроэнергию Мьянма Электричество, газ и керосин. В рамках реформирования электроэнергетики, цены на электроэнергию были повышены в январе 2012 г. В Сингапуре в 2011 г. цены на дизельное топливо и бензин цены спотового рынка были проиндексированы Таиланд Контроль цен на СПГ, дизельное топливо и природный газ (для автомобилей), чтобы минимизировать влияние изменчивости мировых цен. Электричество для бедных домохозяйств С сентября 2013 г., рост цен на СПГ каждый месяц для всех, кроме уличных торговцев и потребителей с самым низким уровнем потребления электроэнергии. Повышенные тарифов на электроэнергию в сентябре 2013 г., которые будут пересматриваться каждые четыре месяца Вьетнам Дизельное топливо, бензин, природный газ и электричество Постепенно движется в направлении рыночных цен на нефть и природный газ. Планирует ввести дорожную карту для поэтапного отказа от субсидирования ископаемых видов топлива 12 НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM АНАЛИТИКА ную помощь, чтобы избежать ограничения доступа к современным энергетическим услугам. Расходы на субсидии часто становятся серьезным бременем для государственных ресурсов. Малайзия, которая потратила приблизительно 8,5 млрд долл. на субсидирование в 2012 г. топливной промышленности, чтобы сократить субсидии в производство бензина и дизельного топлива в сентябре 2013 г. в попытке сократить дефицит бюджета. Если бы Индонезия не провела свои последние реформы, государственные расходы на энергетические субсидии достигли бы уровней, сравнимых с его совокупными расходами на здравоохранение и образование. Влияние на государственные бюджеты в настоящее время усугубляются в ряде случаев – в том числе в Индонезии, Малайзии и Вьетнаме – оказывая все растущее давление с тем, чтобы отвлечь производство ископаемого топлива от прибыльных экспортных рынков на внутренние рынки с целью удовлетворения быстро растущего спроса. Субсидирование цен на энергоносители в Юго-Восточной Азии ограничивает инвестиции в энергетическую инфраструктуру, лишая энергетические компании доходов, необходимых для новых инвестиций. Это особенно распространено в секторе электроэнергетики, но регулирование цены на энергоносители также осложняет инвестиционный климат в отраслях нефти, природного газа и угля. В Индонезии контроль над ценами способствует замедлению расширения мощностей по производству электроэнергии, а также модернизации и обновлению, которые необходимы, чтобы поднять уровень сети электрификации. Государственная энергетическая корпорация PLN, обеспечивающаяся государственными субсидиями для регулирования тарифов на электричество, недостаточных для покрытия всех расходов, связанных с поставками электроэнергии. Но, поскольку размеры субсидий определяются на ежегодной основе, это подрывает доверие независимых производителей электроэнергии, которые на протяжении всего срока реализации проектов; компания PLN будет обеспечивать достаточные доходы, чтобы выплачивать за электроэнергию, приобретаемую у них. Национальная нефтяная компания Малайзии Petronas определила регулирование цен на природный газ (которые значительно ниже чем на международном уровне) в качестве основного сдерживающего фактора для инвестиций в расширение операций upstream-сектора. Это также может осложнить попытки увеличения импорта СПГ в Малайзию, чтобы преодолеть узкие места. По состоянию на май 2013 г. стоимость импортного природного газа примерно в три раза выше, чем внутренние цены. В центре внимания. Могут ли незаконные операции стать ключевым фактором реформы субсидирования ископаемого топлива? Распространение субсидирования в Юго-Восточной Азии использования ископаемых видов топлива определило незаконные операции с топливом как серьезную проблему, обеспечивая субси- НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 Таблица. 3. Доступ к современным энергетическим услугам в странах ASEAN в 2011 г. Страна Без доступа к электроэнергии Использование биомассы для приготовления пищи* Млн чел Доля, % Млн чел Доля, % Бруней-Даруссалам 0 0 0 0 Камбожда 9 66 13 88 Индонезия 66 27 103 42 Лаос 1 22 4 65 Малайзия 0 1 1 3 Мьянма 25 51 44 92 Филиппины 28 30 47 50 Сингапур 0 0 0 0 Таиланд 1 1 18 25 Вьетнам 3 4 49 56 Всего в странах ASEAN 134 22 279 47 * Оценка на основе данные IEA и World Health Organization (WHO). Окончательная оценка представлена на сайте: www.worldenergyoutlook.org. дирования продажи продуктов в соседних странах, где цены выше. Дополнение к существенным финансовым преимуществам для лиц, занимающихся незаконными операциями, может привести к большим потерям в форме упущенных налогов и акцизов в странах-получателях из-за низких законных продаж и передачи доходов в результате субсидирования страны. Незаконные операции с топливом также связаны с множеством других негативных последствий, таких как усложнение сбора надежных статистических данных. Незаконные операции с топливом в Юго-Восточной Азии часто предполагают использование небольших нефтяных танкеров или рыбацких траулеров, а также обходные таможенные маршруты и ложные сведения о грузе и его весе, что освободит перевозчика от акцизов. Бензин в Индонезии, например, до недавнего времени был примерно на 60 % дешевле, чем в ряде соседних стран. Субсидии в Малайзии также означали, что цены на нефтепродукты были значительно ниже среднего по региону. На Филиппинах, куда транспортировались большие объемы контрабандного топлива, по оценкам правительства, налоговые поступления сократились примерно на 1 млрд долл/год в результате незаконных продаж. Многие государства-члены ASEAN предпринимают шаги, чтобы искоренить незаконные операции с топливом, как правило, путем усиления надзора за границей. Но история показывает, что усилия по ограничению контрабанды могут поглотить скудные административные ресурсы и редко бывают полностью успешными. Хотя лучший пограничный контроль может быть необходимым вариантом для стран-получателей контрабандного топлива; гораздо более эффективная стратегия, разработанная в странах происхождения с целью 13 UPSTREAM отказа от субсидий, позволит устранить возможность контрабанды топливом. Доступ к современным энергоресурсам7. По нашим оценкам, 134 млн человек в Юго-Восточной Азии, или 22 % совокупной численности населения региона, в настоящее время не имеют доступа к электричеству и примерно 280 млн человек полагаются на традиционное использование биомассы для приготовления пищи, почти половина населения региона (табл. 3). Доступ к недорогим и надежным энергетическим услугам имеет решающее значение для сокращения бедности и улучшения здоровья, повышения производительности, повышения конкурентоспособности и содействия экономическому росту. Отсутствие доступа к современным видам энергии часто имеет тенденцию идти «рука об руку» с отсутствием чистой воды, санитарии и медицинской помощи. Неэффективная и нестабильная практика приготовления пищи, также связана с серьезными последствиями для окружающей среды, такими как деградация земель и вклад в местное и региональное загрязнение воздуха. Доступ к современным энергетическим услугам в Юго-Восточной Азии достаточно ограниченный в сравнении с большинством других регионов мира, за исключением Брунея-Даруссалама, Малайзии, Таиланда и Сингапура (которые обеспечили своему населению высокий уровень доступа). В Индонезии почти половина населения, проживающего в сельской местности, не имеют доступа к электроэнергии, что отчасти отражает трудности, связанные с обеспечением доступа к современным энергетическим услугам в крупнейшем и самом густонаселенном архипелаге мира. Ставки на электроэнергию низкие в Камбодже (34 %) и Мьянме (49 %). Примерно 80 % людей в ЮгоВосточной Азии проживающих в сельской местности, не имеют доступа к электричеству; в первую очередь это отражает увеличение сложностей, связанных с обеспечением электроэнергией общин с низкой плотностью населения. Тем не менее, отмечается значительный прогресс и реализуются улучшения доступа к современным энергетическим услугам. С 2002 г. число жителей в регионе, не имеющих доступа к электричеству, снизилось примерно на 60 млн. Это было достигнуто, несмотря на рост численности населения. В абсолютном выражении, Индонезия добилась наибольшего прогресса, достигнув повышения доли электрификации с 53 % в 2002 г. до 73 % в 2011 г. Вьетнам увеличил долю населения, которому доступны современные энергетические услуги от примерно 80 % в 2002 г. до 96 % в 2011 г. За тот же период, в Лаосской НДР уровень электрификации почти удвоился, в Камбодже также удвоилось число людей, имеющих доступ к электро7 Для этого анализа, современный доступ к источникам энергии определяется как надежный доступ к чистой энергии на приготовление пищи в домашних хозяйствах, а также первое подключение к источникам электроэнергии и повышение уровня потребления электроэнергии в течение длительного периода времени. 14 АНАЛИТИКА энергии. Кроме того, ряд государств-членов ASEAN поставили следующие цели электрификации: Филиппины к 2017 г. 90 %; Лаосская НДР к 2020 г. 90 %; Индонезия к 2020 г. 99 %; Камбоджа к 2030 г. 70 %. Индонезия также недавно поставила цель к 2015 г. увеличения доли домашних хозяйств, использующих природный газ или сжиженный нефтяной газ для приготовления пищи до 85 % по сравнению с только 45 % в настоящее время. Экономический рост и урбанизация оказались важными факторами в расширении доступа к современным энергетическим услугам, но выделенные государственные инвестиции в расширение доступа к электроэнергии или освещения также играют важную роль. Например, с 2004 г., Фонд электрификации сельских районов Камбожди оказывает помощь в форме субсидий в развитие домовых солнечных систем, и микро-и мини- гидроэнергетики. Индонезия и Филиппины также разработали программы, направленные на поощрение децентрализованных решений, определения приоритетов возобновляемых источников энергии, таких как геотермальная, гидроэнергия и биомасса с целью обеспечения доступа. Планирование будущего развития. Динамика спроса и поставок энергии в Юго-Восточной Азии будет определяться взаимодействием ряда факторов, таких, как государственная политика, демографические изменения, урбанизация, экономические тенденции, включая изменения в структуре экономической деятельности, определение цен на энергоносители и технологические разработки. Этот отчет содержит прогнозы спроса и поставок энергии в Юго-Восточной Азии до 2035 г. Он включает в себя два сценария: сценарий New Policies Scenario; сценарий Efficient ASEAN Scenario8. Сценарии различаются, прежде всего, лежащей в их основе предположений о государственной политике. Оба сценария основаны на тех же предположениях экономического роста, демографических изменений и международных цен на энергоносители. Определение сценариев. Сценарий New Policies Scenario является центральным сценарием этого доклада. В дополнение к политике и мерам, которые были предприняты по состоянию на середину 2013 г., влияющим на энергетические рынки, также принимаются во внимание другие соответствующие обязательства, которые возникли, даже когда точные меры по их реализации еще не определены полностью. Эти обязательства включают в себя программы по поддержке возобновляемых источников энергии и повышения энергоэффективности, инициативы, направленные на альтернативные виды топлива и транспортные средства, политику, связанную с внедрением атомной энергетики и инициатив по реформированию субси8 Информацию о сценарии и планировании работ можно получить на сайте: www.worldenergyoutlook.org/weomodel/. НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM АНАЛИТИКА дий ископаемого топлива. Тем не менее, мы занимаем сравнительно осторожную позицию, касающуюся того, в какой степени эти обязательства будут выполнены, как складываются институциональные, политические и экономические обстоятельства, которые могут возникнуть на пути. Сценарий Efficient ASEAN Scenario включает то, что может быть достигнуто, если во всей Юго-Восточной Азии систематически разрабатываются известные наилучшие доступные технологии и методы по повышению энергоэффективности. Они основаны на главных предположениях, что реализованы все инвестиции в возможное повышение энергоэффективности, пока они являются экономически жизнеспособными; любые рыночные барьеры, препятствующие их реализации будут удалены. Реализованные технологии подлежат жесткому испытанию их экономической жизнеспособности, выраженной в форме приемлемого срока окупаемости по каждому классу инвестиций. Прогнозы в рамках обоих сценариев являются производными модели от Всемирного энергетического модели World Energy Model (WEM). WEM является имитационной крупномасштабной моделью, предназначенной для копирования информации, как функционируют энергетические рынки, которые включают три основных модуля: конечное потребление энергии; преобразование энергии; нефть, природный газ, уголь и возобновляемые ресурсы. Предположения, основаны на анализе последних событий, происходящих на энергетических рынках, экономики в целом, энергетики и климатической политики, используются в качестве вклада в WEM, а также огромном количестве исторических данных об экономических и энергетических переменных. Эти данные были получены из широкого спектра источников. IEA в сотрудничестве с Институтом экономических исследований Economic Research Institute for ASEAN (ERIA) и Восточной Азии провели опрос о спросе на энергии. И обеспечение данными по спросу, предоставленные министерствами энергетики в каждой из стран-членов ASEAN. Результаты опроса были дополнены данными исторической статистики IEA о поставках энергии, торговли запасах, преобразовании и спросе, вместе с дополнительными правительственными данными, предоставленными международными организациями, энергетическими компаниями, консалтинговыми фирмами и инвестиционными банками по всему миру. Для подготовки этого анализа, региональная разбивка модели WEM была расширена, чтобы включить требование в сценарий новой политики, смоделированный отдельно для Индонезии, Таиланда, Малайзии и Филиппин, в то время как спрос на энергию в остальных странах ASEAN, таких как Бруней-Даруссалам, Камбоджа, Лаосская НДР, Мьянма, Сингапур и Вьетнам, был смоделирован на агрегированной основе, отчасти из-за ограниченности данных. Со стороны НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 предложения, прогнозы на нефть, природный газ, уголь и биоэнергетику готовятся для всех основных производителей в регионе. Для эффективного сценария Efficient ASEAN Scenario, регион моделируется как единое целое. ОСНОВНЫЕ ДОПУСКИ Рост энергетики. Юго-Восточная Азия стала новым основным столпом экономического роста, присоединившись к Китаю и Индии. Совокупный ВВП десяти стран-членов ASEAN увеличился примерно на три четверти с 2000 г. (и в настоящее время превышает более чем на три четверти ВВП Индии в выражении РРР). Во время последнего глобального экономического кризиса ситуация в регионе в целом была на удивление устойчивой, поскольку сильные внутренние финансовые и макроэкономические основы помогли оградить регион от проблем, которые возникли перед многими мировыми странами с развитой экономикой, даже при условии снижения спроса на экспорт из ключевых рынков в Европе, США и Японии. Между странами региона существуют огромные различия. Так Сингапур и Бруней-Даруссалам входят в число самых богатых стран в мире с точки зрения ВВП на душу населения, в то время как Камбоджа, Лаосская НДР, Мьянма и Вьетнам представляют одни из самых бедных стран мира. В регионе также отмечаются значительные социальные, культурные и институциональные различия. Энергетические прогнозы этого доклада очень чувствительны к допущениям о экономического роста – основной движущей силой спроса на энергетические услуги в большинстве стран. С точки зрения среднесрочной перспективы, наши предположения роста ВВП были основаны в первую очередь на прогнозах International Monetary Fund (IMF), с определенными корректировками с целью отражения информации, доступной из региональных, национальных и других источников. Наши долгосрочные предположения ВВП основаны на различных экономических прогнозах, а также нашей оценки перспектив предложения рабочей силы и повышения производительности. Мы предполагаем, что ВВП Юго-Восточной Азии Таблица 4. Темпы роста ВВП* по странам ASEAN, % Страны 1990 – 2011 2011 – 2020 2020 – 2035 2011 – 2035 Индонезия 4,7 6,2 4,2 4,9 Малайзия 5,8 5,0 3,4 4,0 Филиппины 3,8 5,6 4,1 4,6 Таиланд 4,2 4,9 3,8 4,2 Другие в ASEAN 6,7 4,9 4,4 4,6 Всего в ASEAN 5,0 5,5 4,1 4,6 * Средний ежегодный темп роста ВВП рассчитывается в долларах США по курсу 2012 г. в форме РРР. Источник: IMF (2013), OECD (2013), Economist Intelligence Unit and World Bank, база данных и результаты анализа IEA. 15 UPSTREAM АНАЛИТИКА Таблица. 5. Ключевая энергетическая политика, цели и задачи стран ASEAN1 Страна 1 Политика, цели, задачи БрунейДаруссалам Увеличение к 2030 г. добычи нефти и газа до 800 тыс. брл/сут. Повышение эффективности производства электроэнергии путем преобразования простого цикла природного газа в комбинированный цикл. Достижение к 2030 г. мощности солнечной энергетики до 10 МВт. Снижение к 2030 г. энергоемкости на 25 % по сравнению с 2005 г. Представьте многоуровневую систему ценообразования на электроэнергию, чтобы увидеть снижение тарифов для домашних хозяйств увеличение тарифов для крупных потребителей энергии Камбожда Развитие гидроэнергетики, снижение стоимости электроэнергии на внутреннем рынке. Достижение в 2015 г. 15 %-ной доли возобновляемых источников энергии. Управление развитием нефтяных ресурсов с точки зрения обеспечения поставок и использования доходов растущей экономики и сокращения бедности. Повышение к 2030 г. качества доступа к электроэнергии в70 % домашних хозяйств (и 100 %-ный доступ в 2020 г. к электроэнергии в любой форме для деревень). Окончательное снижение к 2030 г. интенсивности спроса на энергию на 10 %. Индонезия Планирование к 2025 г. сокращения доли нефти в энергетическом балансе (менее 25 %) и природного газа (до 22 %) в пользу возобновляемых источников энергии (минимум 23 %) и угля (минимум 30 %) на основе проекта национальной энергетической политики. Повышение к 2020 г. доступа к электроэнергии до 99 % домохозяйств. Введение льготных тарифов, предлагаемых для различных видов возобновляемых источников энергии, в том числе последнего добавления FIT для отходов энергии. Вклад биотоплива 3 % от первичных энергоресурсов к 2015 г., с увеличением до 5 % к 2025 г. Целевое энергосбережение ежегодного снижения энергоемкости на 1 %. Сокращение выбросов парниковых газов к 2020 г. на 26 %. Реализация программы Fast Track Program 1 (FTP1), которая была запущена в 2006 г. в рамках которой должны быть построены угольные электростанции мощностью 10 тыс. МВт для удовлетворения растущего спроса на электроэнергию и переход от электростанций с использованием нефти в качестве к электростанциям с использованием угля в качестве топлива. Первоначально программа FTP1 должна была быть завершена к 2009 г., но в настоящее время установлена дата 2014 г. Программа Fast Track Program 2 (FTP2) была запущена в2009 г., реализация которого должна будет обеспечить к 2014 г. дополнительную мощность в 10 тыс. МВт, включая 40 % угля, 34 % геотермальной энергии, 11 % гидроэнергии и 15 % природного газа. В программу FTP2 несколько раз вносились изменения (в частности, дату завершения в 2014 г.; отмену строительства газовых электростанций; задержка строительства многих геотермальных электростанций; несколько мощностей очень крупных угольных электростанций, которые добавят общую емкость FTP2 почти 18 ГВт) Лаосская НДР Развитие гидроэнергетики и других возобновляемых ресурсов для внутреннего и внешнего рынков. Строительство к 2015 г. новых мощностей гидроэнергетики (5 ГВт) и угольных электростанций мощностью 1,9 ГВт. Модернизация сети в северных, центральных и южных районах и связей с Таиландом и Вьетнамом. Увеличение к 2025 г. доли возобновляемых источников энергии (в том числе традиционной биомассы) в первичной энергии на 30 %, в том числе на 10 % доли биотоплива в транспортном топливе. Снижение к 202 5 г. конечного потребления энергии на 10 %. Увеличение к 2015 г. электрификации до 80 % и на 90 % к 2020 г. Малайзия Добавление к 2020 г. новых генерирующих мощностей 3,1 ГВт и замена устаревающих мощностей 7,7 ГВт. Достижение к 2015 г. возобновляемых мощностей до 985 МВт, что будет способствовать росту к 2030 г. производства с 6 до 13 %. Развитие атомной энергетики как долгосрочный вариант. Снижение к 2030 г. на 10 % интенсивности энергии. Снижение к 2020 г. интенсивности выбросов CO2 на 40 % по сравнению с уровнем 2005 г., что в полной мере зависит от разработки технологии и финансовой поддержки со стороны развитых стран Мьянма Сокращение к 2020 г. потребления первичной энергии на 5 % и к 2030 г. на 8 % и увеличение к 2020 г. доли возобновляемых источников энергии в генерирующих мощностях на 15-18 %. В рамках реформирования электроэнергетики, цены на электроэнергию были повышены в январе 2012 г. Цены на дизельное топливо и бензин были проиндексированы в в соответствии с ценами спотового рынка Сингапура в 2011 г. Филиппины Увеличение генерирующих мощностей с 16 ГВт в 2011 г. до 29 ГВт в 2030 г. и расширение сети для соединения всех основных островов. Увеличение к 203 г. мощностей возобновляемой энергетики до 15 ГВт, при этом большая часть роста принадлежит геотермальной и гидроэнергетики. Достижение к 2030 г. экономии энергии на 10 %. Увеличение к 2017 г. скорости электрификации домохозяйств с 70 до 90 % и к 2015г. на 100 % небольших городов. Реализация программы преобразования СПГ, электрификация автомобильного парка и увеличение к 203 г. числа автомобилей, работающих на СПГ и СНГ до 30 % (с 10 % в настоящее время). Достижение к 2020 г. доли этанола в смеси в бензине, до 20 %. К 2015 г. биодизельной смеси в дизельном топливе до 5 %, к 2020 г. на 10 % и к 2025 г. на 20 % Сингапур Разработка пяти ключевых стратегий: (1) диверсификация энергопоставок; (2) повышение инфраструктуры и систем; (3) повышение энергоэффективности; (4) укрепление «зеленой» экономик; (5) обеспечение конкурентоспособных цен на энергию. Принятие мер по расширению центра поставок газа. Достижение 5 %-ного пикового спроса на электроэнергию, обеспеченного к 2020 г. возобновляемыми источниками энергии. Снижение к 2020 г. энергоемкости на 20 % году и к 2030 г. на 35 % по сравнению с уровнем 2005 г. Начало реализации к 2020 г. мер смягчению последствий и повышению энергоэффективности с целью сокращения выбросов CO2 на 7-11 % Таиланд Увеличение к 2030 г. генерирующих мощностей до 71 ГВт, с постепенным снижением доли природного газа и внедрением атомной энергетики к 2026 г. Увеличение к 2012 г. доли возобновляемых источников энергии в конечном потреблении до 25 %, с целями потребления для этанола из 9 млн л/сут и биодизельного топлива до 5970 тыс. л/сут. Снижение энергоемкости к 2030 г. на 25 %, по сравнению с уровнем 2005 г. Увеличение нефтяного запаса с 45 дней чистого импорта до 90 дней в более долгосрочной перспективе Вьетнам Достижение к 2020 г. генерирующих мощностей до 75 ГВт и к 2030 г. до 150 ГВт. Достижение к 2020 г. 5 %-ной выработки электроэнергии из возобновляемых источников энергии и к 2030 г. 12 ГВт атомной энергетики. Поощрение частных инвестиций в энергетический сектор. Принятие мер в период 2010 – 2015 гг. по повышению эффективности с целью сохранения 5-8 % потребления энергии. Дальнейшее развитие местных ресурсов природного газа, увеличение импорта и инвестиций в инфраструктуру. Увеличение к 2025 г. запасов нефти, соответствующих не менее 90 дням чистого импорта. Достижение к 2020 г. 100 %-ной электрификации сельских домохозяйств. Сокращение к 2020 г. интенсивности выбросов CO2 на 8-10 % по сравнению с уровнем 2010 г. Анализ, выполненный в рамках сценария New Police Scenario руководствуется политикой, целями и задачами, но его результаты не отражают их полную реализацию. 16 НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM АНАЛИТИКА (в реальном выражении РРР) будет увеличиваться в период с 2011 до 2035 гг. на 4,6 % в год в среднем, по сравнению с 5,0 % ежегодного роста в два предыдущих десятилетия (табл. 4). В период после 2020 г. рост ВВП медленно замедляется с 5,5 до 4,1 % в год, так как регион развивается и снижение роста численности населения. Цены на энергию. Сохранение высоких цен на энергоносители во многих частях мира за последние годы, а также некоторые крупные расхождения в ценах между рынками показывают, что цены влияют на спрос и поставки энергии по нескольким каналам. Таким образом, изменение цен на энергоносители станет решающим фактором, определяющим формирование будущих тенденций энергии. С точки зрения спроса, они будут влиять на количество каждого вида топлива используемого потребителями, и выбор технологии и оборудования для обеспечения конкретной энергетической услуги. Со стороны предложения, это повлияет на производство и инвестиционные решения. Наши предположения о международных ценах на ископаемое топливо отражают анализ уровня цен, который будет необходим, чтобы стимулировать достаточные инвестиции в поставки для удовлетворения прогнозируемого спроса за период. Они используются для получения средних розничных цен в секторах конечного потребления, в секторе производства электроэнергии и в других секторах. Цены конечного потребления учитывают местные условия рынка, в том числе налоги, акцизы и любые субсидии. Темпы роста налога на добавленную стоимость и акцизы на топливо, как предполагается, останутся неизменными, за исключением случаев, когда будущие налоговые изменения уже приняты или планируются. Мы предполагаем, что средние цены IEA на импортную сырую нефть поднимутся примерно со 109 долл/брл в 2012 г. до 128 долл/брл (по курсу доллара 2012 г.) в 2035 г. Цены на природный газ в Азии, как предполагается, сократятся с пиковых показателей в последние годы, но останутся высокими по историческим стандартам, с ценами на импортный СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе в среднем 15 долл/млн БТЕ в 2035 г. В качестве основы для определения цен на энергетический уголь используются предположения для различных стран региона. Мы предполагаем, что средняя стоимость импортного энергетического угля поднимется с 100 долл/т в 2012 г. до 110 долл/т в 2035 г. Это является признаком высокой теплотворной способности угля, который, как правило, продается на внешних международных рынках. Такая политика в настоящее время принята во многих странах ASEAN; для внутреннего потребления и производства электроэнергии используется уголь с низкой теплотворной способностью по более низким ценам. Энергетическая политика. Энергетическая политика десяти стран-членов ASEAN в значительной степени отличается, что отражает различия в политических направлениях, экономическом развитии и обеспеченности природными ресурсами. Общие темы включают улучшение энергетической безопасности (приводимое к растущей зависимости от импорта энергоносителей), снижение экономических затрат (связанных с ростом импорта в этот период и постоянно высокими ценами на энергоносители), а также повышение стабильности использования энергии (отражающее озабоченность по поводу регионального загрязнения окружающей среды, поскольку регион является одним из наиболее уязвимых к неблагоприятным последствиям изменения климата). Для достижения этих целей многие страны ASEAN приняли политику диверсификации снабжения энергией, в первую очередь за счет более широкого использования угля, более широкого использования современных возобновляемых источников энергии и/или в конечном итоге внедрения атомной энергетики. Большинство из стран ASEAN также реализуют программы энергосбережения, с акцентом на управление энергией в секторе промышленности и строительства, эффективности транспортных средств и стандартов и маркировки ٲ 2011 OECD OECD 1.6% Малайзия Malaysia 2.8% Китай China % CCAGR* 5.5% Таиланд Thailand 4.2% ASEAN ASEAN 3.7% Индонезия Indonesia 4.0% Филиппины Philippines 2035 3.1% Индия India 5.3% 10 000 20 000 CAAGR – средний ежегодный темп роста (compound average annual growth rate). ВВП определен в долларах США по курсу 2012 г. 30 000 40 000 50 000 60 000 Dollars (2012) Доллары (2012) Рис. 6. ВВП на душу населения в отдельных странах НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 17 UPSTREAM АНАЛИТИКА Таблица 6. Численность населения в странах ASEAN Страны Индонезия Малайзия Филиппины Таиланд Другие в ASEAN Всего в ASEAN Численность населения, млн чел. 2011 2035 2011 – 2035*, % 242,3 31301,5 0,9 28,9 38,6 1,2 94,9 135,6 1,5 69,5 69,7 0,0 169,9 191,0 0,7 597,5 736,5 0,9 Доля урбанизации, % 2011 2035 51 66 73 82 49 59 34 45 33 49 45 59 * Средний ежегодный рост. Источник: UNPD and World Bank databases; IEA analysis. бытовой техники. В соответствии с подходом, принятым в сценарии New Policies Scenario, наши прогнозы отражают осторожный взгляд на перспективы полной реализации политики в областях энергетики, задач и целей, которые были обнародованы, если точные меры по осуществлению не были полностью определены (табл. 5). С точки зрения внутрирегионального сотрудничества, страны ASEAN разрабатывают активную повестку дня на многих фронтах энергетической политики. Они по-прежнему стремятся к реализации давних проектов, направленных на создание взаимосвязанных электроэнергетических и газовых сетей, а именно ASEAN Power Grid и Trans-ASEAN Gas Pipeline. Понимание полного потенциала этих инициатив требует приложения дальнейших усилий по гармонизации технических и нормативных стандартов, постепенного отказа конечных пользователей от ценовых субсидий, обеспечения строительства сторонних сетей и доступа к трубопроводам, а также создания регионального регулятора. Соглашение ASEAN Petroleum Security Agreement (APSA), которое представляет собой схему обмена нефти в период дефицита поставок, которое вступило в силу в марте 2013 г. после ратификации всеми десятью странами-членами. В 2012 г. ASEAN Council on Petroleum (ASCOPE) завершены и опубликованы руководящие принципы по выводу из эксплуатации морских нефтегазовых сооружений Юго-Восточной Азии, первых таких руководящих принципов для региона. Страны ASEAN также осуществляют совместные работы по ряду инициатив в области экологически чистых угольных технологий, энергоэффективности и возобновляемых источников энергии. Они приступили к предварительным исследованиям использование технологии улавливания и хранения углерода (carbon capture and storage – CCS) в регионе. Индонезия инициировала CCS-пилотный проект в секторе газопереработки при поддержке азиатского банка развития (Asian Development Bank – ADB) и правительства Японии (ADB, 2013). Демографические изменения влияют как на уровень так и на структуру потребления энергии непосредственно и через его влияние на экономический рост и развитие. Наши предполагаемые темпы роста численности населения основаны на среднесрочном варианте последнего прогноза ООН (UNPD, 2013). Население Юго-Восточной Азии было оценено в 2011 г. почти в 600 млн человек (табл. 6). В Брунее-Даруссалам насчитывается самое меньшее число жителей, примерно чуть более 400 тыс. человек, в то время как численность 18 населения Индонезии составляет 242 млн человек – самая населенная страна в регионе и четвертая по величине в мире. Мы предполагаем, что приросту населения в ЮгоВосточной Азии к 2035 г. составит почти 740 млн человек, или в среднем 0,9 % в год, а значит, сохраняет долю мирового населения около 8 %. В отличие от некоторых своих соседей в Азии, Юго-Восточная Азия имеет относительно молодое население, которое обеспечивает региону преимущества с точки зрения перспектив экономического роста. Это в особенности относится к Филиппинам, Камбоджи, Лаосской НДР и Индонезии. По всему региону в целом, средний возраст составляет 27 лет, в то время как в Японии этот показатель составляет 45, а в Китае 35 лет. Юго-Восточная Азия переживает стремительную урбанизацию: население, проживающее в городских районах выросло в годовом исчислении на 3,1 % в период между 1990 и 2011 гг., темпы роста численности населения увеличились более чем в два раза. В то время как концентрация деятельности в городских районах обеспечит повышение энергоэффективности за счет масштаба, городское население в развивающихся странах, как правило, потребляет больше энергии, особенно в жилом и транспортном секторах (по сравнению с сельским сектором) благодаря более высокими доходам и расширению доступа к энергетическим услугам, что, как правило, перевешивает преимущества энергоэффективности. На основе прогнозов ООН городского роста численности населения Юго-Восточной Азии до 2035 г. на 2,1 % в год (или более чем в два раза увеличения темпов роста населения). Темпы урбанизации увеличиваются с 45 % в 2011 г. до 59 % в 2035 г. В целом, численность населения, проживающего в городских районах увеличится более чем на 165 млн а общая численность городского населения в 2035 г. вырастет более чем на 60 % по сравнению с 2011 г. Рост спроса на энергию тесно взаимосвязан с ростом доходов на душу населения. Тем не менее, рост доходов будет продолжаться, что приведет к увеличению спроса на товары, которые требуют энергии, чтобы использовать и производить такие товары как автомобили, холодильники и кондиционеры. Исходя из наших предположений роста численности населения, а также ВВП и ASEAN ВВП на душу населения должен увеличиться на 3,7 % в год с 3 700 долл. 2011 г. до почти 8 700 долл. в 2035 г. (рассчитывается с использованием рыночного курса). Источник: IEA (Продолжение следует) НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM БЕЗОПАСНОСТЬ ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА: ПОЧЕМУ ФЕДЕРАЛЬНЫМ ЗЕМЛЯМ УГРОЖАЕТ БУРЕНИЕ НА НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ? Flora G., Post Carbon Institute Мы можем принять меры, чтобы запретить гидравлический разрыв пласта на федеральных землях (рис. 1). Работая в 1990-х годах инспектором Службы охраны лесов США (U. S. Forest Service – UFS), G. Flora стала инициатором введения 15-летнего моратория на проведение нефтегазовых операций в Скалистых Горах штата Монтана (Front. I). Это спорное решение было принято, потому что экосистема в регионе чрезвычайно богата и разнообразна. Жителей этого необыкновенного региона объединяют крепкие культурные связи и любовь к своей земле. Возвышающиеся известняковые скалы, богатство животного мира и первозданная красота дикой природы глубоко резонируют с характером местных жителей, и это происходит из поколения в поколение на протяжении более десяти тысяч лет. Раньше считалось, что нефтяная и газовая промышленность оказала наихудшее влияние на окружающую среду на протяжении всего периода существования отрасли, например, развал многих общественных государственных учреждений, огромный спрос на новые территории для бурения и неадекватные требования к бурению, допускающие безнаказанность. Но не так давно появилась новая и коварная угроза, связанная с гидравлическим разрывом пласта с целью повышения добычи ископаемого топлива, или fracking. Эта технология основана на том, что жидкости гидроразрыва нагнетается в подземные сланцевые пласты, чтобы создать в сланцевой породе трещины и освободить природный газ (в настоящее время эта технология применяется и для повышения добычи нефти). К сожалению, жидкости гидроразрыва загрязняют водяные горизонты и способствуют выбросам газа в атмосферу. С использованием этой технологии активность бурения скважин на сланцевые пласты стала просто огромной; большое число этих некачественных скважин сеет хаос в среде обитания животных, окружающей среде и негативно влияет на здоровье человека. В начале 2000-х годов, гидравлический разрыв пласта в основном использовался на юго-западе страны; в то время считалось, что эти операции не так пагубны и дороги, а всего лишь являются последней попыткой добыть еще немного природного газа на старых месторождениях. Но, когда простые методы добычи ископаемого топлива были исчерпаны, а государствен- НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 ные субсидии на операции по добыче увеличились, усилия по разработке нетрадиционных технологий извлечения углеводородов на старых месторождениях стали промышленным стандартом. В настоящее время борьба жителей региона Скалистых гор кажется слабой по сравнению со стремлением нефтегазовой промышленности (по всей стране, в том числе и на федеральных землях) добывать как можно большие объемы ископаемого топлива с использованием гидравлического разрыва пласта (рис. 2). В последние годы, операции по гидравлическому разрыва пласта распространились и на протяженные и отдаленные федеральные участки на американском Западе, в том числе густонаселенные регионы, фермерские земли и ландшафты Пенсильвании. После десятилетий проведения операций нефтяной и газовой промышленности (достаточно «тихого», если только не находиться в непосредственной близости от промысла) люди наконец, услышали звуки и увидели последствия проведения этих операций. Общественность на всей территории США пытается запретить гидравлический разрыв пласта для защиты жителей регионов и в более 250 регионах это удалось. Но на этом борьба еще на закончена. В Пенсильвании, например, был принят «драконовский» закон [1], который лишает общественность возможности регулировать где, когда и как следует проводить гидроразрыв пласта. Рис. 1. Операции по разработке запасов. Фото выполнено Ecoflight 19 UPSTREAM Но, что более важно, местные и федеральные законодательные органы рассматривают только часть картины. В настоящее время на федеральных территориях пробурено значительное число скважин с использованием технологии гидравлического разрыва пласта, то есть на территориях, являющихся национальным достоянием общества. Именно граждане страны являются владельцами территории своей страны, поэтому федеральные и государственные агентства по управлению землями должны прислушиваться к мнению граждан и считаться с ним. Подземное нагнетание жидких химических веществ действительно регулируется Законом о безопасной питьевой воде (Safe Drinking Water Act), но в 2005 г. Конгресс США освободил операции по гидравлическому разрыву плас-та от действия этого закона. Операции по гидроразрыву пласта также освобождены от действия Закона о чистом воздухе и Закона о чистой воде (Clean Air Act и Clean Water Act). Если эти операции так безопасны и безвредны, почему они должны быть освобождены от действия некоторых из наиболее важных законов, защищающих здоровье людей и окружающую среду? Даже новые регулирующие правила, опубликованные в мае 2013 г. оговаривают недостаточные ограничения [2] и в незначительной степени влияют на решение проблем, связанных с гидравлическим разрывом пласта. Интересно, вы бы пролили неизвестные химические вещества на своем газоне или перед своим домом, захоронили бы токсичные сточные воды рядом с системой водоснабжения вашего города или населенного пункта? Или спилили бы леса и засорили бы поля вокруг города – нет, конечно! Вы бы подали в суд на любого соседа, который попытался бы сделать это. Так почему мы позволяем субсидировать использование этих вредных технологий на наших общественных землях. Наши политические лидеры не защищают нас и наше общество от этой трагедии. Беспорядок в результате проведения операций по гидравлическому разрыву пласта. Помимо строительства бесчисленной сети автомобильных дорог и прокладки поземных трубопроводов, стоит еще упомянуть о выравнивании ландшафта под большие БЕЗОПАСНОСТЬ площадки для буровых установок. Использование технологии гидравлического разрыва пласта требует нагнетания под высоким давлением огромных объемов жидких химических веществ, песка и воды для разрушения глубокозалегающих сланцевых пород, чтобы высвободить еще немного природного газа. При проведении гидроразрыва пласта на каждую скважину в среднем требуется от 4 до 5 млн галл воды, и в некоторые из этих суспензий добавляются достаточно вредные химические и радиоактивные присадки, рассолы [3]. Обратным потоком все эти вещества порционно поднимаются на поверхность земли, накапливаются в заброшенных скважинах или принудительно закачиваются обратно в проницаемую породу. Состав химических жидкостей гидроразрыва является коммерческой тайной и, тем самым, защищен от действия законов. Отраслевые компании уверяют, что эти жидкости безопасны, но как можно это проверить? Кто знает их секретный состав? Могут ли они повлиять на здоровье людей? В настоящее время в регионах, где осуществляется бурение с использованием технологии гидравлического разрыва пласта, у жителей, живущих вблизи таких скважин, после начала операций стали появляться различные заболевания, такие как головные боли, головокружения и даже раковые заболевания. Но, что очень удобно для управляющих компаний, состав жидкостей гидроразрыва не может быть отслежен – потому что это секретная информация! И как отраслевые компании могут утверждать, что эти жидкости безвредны? Использование технологии гидравлического разрыва пласта обеспечивает новые пути в сланцевой породе для природного газа, где он находился в ловушке. Цель технологии заключается в том, чтобы захватить газ. Конечно, отраслевые компании постоянно утверждают, что этот способ является единственным для повышения отдачи продукции после бурения скважины (гидравлический разрыв пласта на месторождениях природного газа является своеобразным вызовом для физика) и проводится, как правило, поблизости от подземных вод. Кроме того, Рис. 2. Влияние на окружающую среду операций по гидроразрыву пласта 20 НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM БЕЗОПАСНОСТЬ выбросы газа из скважины включают в 25–105 раз больше вредных парниковых газов, таких как двуокись углерода (в зависимости от того, используете ли вы расчет в 20 или 100 лет) [4]. Гидравлический разрыв пласта также чреват образованием [5] пагубных газообразных соединений, выбросом в атмосферу твердых частиц и вредных газов, таких как оксиды серы, оксиды азота, летучие органические соединения (volatile organic compounds – VOC), бензол, толуол, дизельное топливо и сероводорода – все вещества, которых могут оказывать серьезное негативное воздействие на здоровье человека. Гидравлический разрыв пласта распространяется далеко за пределы куста скважин. Чтобы поддержать развитие трещин необходимо использовать определенный вид кварцевого песка [6]; на одну скважину в среднем требуется примерно 7 млн фунт (0,453 кг) песка, стоимость добычи которого оценивается в 175 тыс. долл. Жители населенных пунктов, расположенных вблизи мест разработки кварцевого песка отмечают оседание кварцевой пыли на листьях деревьев; пыль стоит в воздухе, попадает в легкие людей и животных, что чревато серьезными заболеваниями легких. Кроме того, строительство шахт нарушает ландшафт. Кварцевый песок добывается как на частных, так и федеральных землях; в результате этих разработок появляется эрозия, восстановление ландшафта после горной выработки нереально. По оценкам аналитиков, в 2009 г. при выполнении операций гидравлического разрыва пласта было использовано 6,5 млн т кварцевого песка, что в 4 раза больше, чем в 2000 г.; в 2010 г. этот показатель увеличился еще в 2 раза. Как будто всего этого недостаточно; все больше и больше исследований показывают, что нагнетание в скважины и горные породы жидкостей гидроразрыва связано с высоким риском возникновения землетрясений, если гидроразрыв проведен в больших объемах. Эти нагнетательные скважины, как правило, становятся сверхчувствительными к природным землетрясениям в отдаленных районах, вызывая цепные землетрясения [7]. Между тем, результаты многих исследований гидроразрыва пласта, выполненных Агентством по охране окружающей среды (Environmental Protection Agency – ЕРА), загадочно исчезали или оставались неопубликованными [8]. Также ни в одном из исследований не указывалась реальная стоимость операций гидроразрыва пласта. Что поставлено на карту? Федеральные территории характеризуются биологическим разнообразием и различными экосистемами. Это все бесценные и незаменимые атрибуты по любым человеческим меркам. Экосистемы обеспечивают без вмешательства человека процессы, которые необходимы для ведения нормального здорового образа жизни, например, фильтрацию воды, циркуляцию углерода, получение продуктов питания, волокна, жилья и генетического разнообразия, обогащение почвы, кислород и биомассу, питательные НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 вещества, воду и многое другое. Отсутствие одного из этих атрибутов угрожает дискомфорту существования человека или приводит даже к смерти. И тем не менее, это именно атрибуты и функции экосистем в настоящее время нарушаются, продаются, портятся. Нефтегазовые компании постоянно публикуют данные, сколько нефти и природного газа они добыли в том или ином году, но нефть и природный газ – это тоже продукты, произведенные природой и они истощаются. Федеральные территории принадлежат обществу. И общество имеет право требовать, чтобы они были в наилучшем состоянии, чтобы они оставались нетронутыми и функции экосистем не были нарушены. Безвозвратное истощение ограниченного ресурса не является ни устойчивой, ни приемлемой тенденцией. Поэтому не следует принимать ее. Администрация Президента США недавно предложила разработать новые правила проведения нефтегазовыми компаниями операций по гидроразрыву пласта на федеральных землях, управляемых Бюро по управлению землями (Bureau of Land Management – BLM). Предлагаемые BLM правила недостаточно эффективны, в лучшем случае, и станут причиной увеличения корпоративных прибылей за счет основных средств. BLM стремится к развитию общественной дискуссии по поводу предлагаемых правил. Следует ответить им всем: « Нет гидроразрыву пласта на федеральных землях»! Опять к штату Монтана. В 2012 г. истек пятнадцатилетний мораторий на разработку углеводородов в Скалистых Горах (Монтана). Но в то же время, коалиция Coalition to Protect the Rocky Mountain (Front 1) и специалисты Post Сarbon Institute постоянно ведут работу, чтобы поддержать усилия по борьбе за федеральные земли. В процессе проведения исследований Коалиция добилась приостановки бурения. Экономические исследования Front доказывают, что федеральные земли необходимо оставить нетронутыми и это более важно, чем строительство газовых скважин. Кроме ого, Front выкупил действующие контракты. Более того, члены Коалиции убедили сенаторов ввести постоянный мораторий на бурение и в рамках регионального волонтерского движения в течение четырех лет осуществлял сотрудничество по разработке законодательного акта, который будет действовать в течение следующих веков – это законодательство рассматривается в настоящее время в Конгрессе. Следует подумать о несчастных людях, которые живут в непосредственной близости от проведения операций по гидроразрыву пласта и которые должны мириться с загрязнением подземных вод и воздуха, нарушением ландшафта, нанесением вреда своему здоровью. Пора прекратить это и ввести запрет на проведение гидроразрыва пласта на федеральных землях [9]. Источник: www.postcarbon.org 21 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЕ В КАЛИФОРНИИ: ПРОВЕРКА РЕАЛЬНОСТИ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ ФОРМИРОВАНИЯ МОНТЕРЕЙ Часть 1 Hughes J. D., Post Carbon Institute ВВЕДЕНИЕ Разработка на протяжении последних нескольких лет запасов сланцевой нефти (также называемых нефтеносными сланцами – shale oil) из плотных сланцевых пластов в Северной Дакоте (формирование Баккен), Южном Техасе (формирование Игл Форд) и в других регионах позволила США временно приостановить постоянное снижение добычи нефти, которое отмечается уже с 1970 г. Это стало возможным благодаря современным технологическим достижениям, обеспечивающим повышение нефтеотдачи, включая многоступенчатый гидроразрыв пласта горизонтальных скважин и многие другие передовые технологии. Успешность применения этих методов стала причиной появления в прессе многочисленных заявлений аналитиков о том, что США становятся «Саудовской Америкой» и большого потока прогнозов, что в скором времени страна получит энергетическую независимость и станет чистым экспортером нефти (несмотря на то, что в настоящее время является вторым по величине импортером нефти в мире после Китая). Формирование1 Монтерей2, расположенное в южно-центральной части штата Калифорния, считается одним из основных потенциальных источников добычи сланцевой нефти (рис. 1)3. Формирование Монтерей было разрекламировано, как «экономическое золотое дно» и, кроме того, как источник потенциальных экологических бедствий, учитывая, что технологии добычи будут включать как гидравлический разрыв пласта (Fracking), так и кислотную обработку. Как счи1 Формированием официально называется регион, который может быть признан относительно крупным географическим районом. Формирование можно подразделить на пачки, которые включены в различные формирования в группе. Формирование Монтерей, например, подразделяется на такие пачки как Стивенс Сенд, МакЛюр Шейл, Риф Ридж Шейл, Антилопа Шейл и т. д. 2 В данном докладе при всех ссылках на формирование Монтерей также следует учитывать скважины бассейна Сантос. 3 См также рис. 6. Границы формирования показаны приблизительно и основаны на данных, предоставленных компанией INTEK, Inc., Review of Emerging Resources: U. S. Shale Gas and Shale Oil Plays, декабрь, 2010 г., in U. S. Energy Information Administration, Review of Emerging Resources: U. S. Shale Gas and Shale Oil Plays, July 2011, http://www.eia.gov/analysis/ studies/usshalegas/. 22 тают многие аналитики, приз за эти операции должен составить целых 15,4 млрд брл технически извлекаемой нефти, что составляет 64 % совокупных объемов запасов сланцевой нефти в 48 нижних штатах США по состоянию на 2011 г.4 Озабоченность специалистов и общественности, связанная с извлечением этих нефтяных запасов, касается многих реальных и мнимых экологических проблем, которые возникали в процессе добычи сланцевой нефти (а также сланцевого газа), добываемых в других регионах США. В действительности, из формирования Монтерей нефть добывается (в основном из традиционных коллекторов) уже на протяжении многих десятилетий. Этот регион также включает в себя важные нефтематеринские породы5; в результате миграции нефти из которых в регионе образовались многие крупные месторождения традиционной нефти, такие как Сан-Хоакин, Санта-Мария и Вентура со значительными объемами добычи как нефти, так и природного газа. Как и на формировании Баккен, так и на формировании Игл Форд добыча сланцевой нефти из формирования Монтерей ведется из нефтематеринской породы и связанных с ней горизонтов. И, хотя геология формирования Монтерей существенно отличается от геологии регионов Баккен и Игл Форд, все равно периодически специалисты сталкиваются с серьезными проблемами, которые невозможно предугадать и которые не позволяют строить оптимистичные прогнозы добычи. Этот доклад представляет собой первый общедоступный эмпирический анализ фактических данных о нефтедобыче из формирования Монтерей. В работе излагаются некоторые из основных характеристик 4 INTEK, Inc., Review of Emerging Resources: U. S. Shale Gas and Shale Oil Plays, December 2010, in U. S. Energy Information Administration, Review of Emerging Resources: U. S. Shale Gas and Shale Oil Plays, July 2011, http:// www.eia.gov/analysis/studies/usshalegas/. 5 Формирование Монтерей содержит как нефтематеринские породы, где была сформирована нефть, так и породы-коллекторы, в которых нефть накапливается после миграции из нефтематеринских пород. В некоторых случаях, в таких формированиях как Баккен и Игл Форд, материнские породы также являются породами-коллекторами, поскольку нефть, содержащаяся в них мигрирует незначительно или вообще не мигрирует из-за очень низкой проницаемости. НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Сакраменто Бассейн Сакраменто Сан-Фрациско Фресно Бассейн Сан-Хоакин Месторождение Бейкерс Сен-Луис Обиспо Керн Бассейн Санта-Мария Санта-Барбара Вентура Лос-Анжелес Бассейн Вентура Лос-Анжелес Оранж Тихий океан Формирования сланцевой нефти Монтерей Осадочные бассейны Бассейн Ло-Анжелес Сан-Диего Миль Рис. 1. Площадь Монтерей (Калифорния) сланцевой нефти с указанием соответствующих осадочных бассейнов и площадей. Части формирования Монтерей, как считается, имеют огромный потенциал для добычи сланцевой нефти. Большая часть добычи осуществлялась из сравнительно небольших осадочных бассейнов, расположенных на площади региона по сравнению с другими формированиями сланцевой нефти, включая геологические характеристики, добычу нефти в настоящее время и потенциал добычи в регионе. Эти данные могут стать полезной информацией с точки зрения информирования общественности и принятия политических решений, касающихся развития региона Монтерей. Метод. В данной работе представлена оценка, выполненная Управлением энергетической информации США (Energy Information Administration – EIA) и компанией INTEK Inc (EIA/INTEK), касающаяся добычи сланцевой нефти из формирования Монтерей, которая составляет, по мнению многих аналитиков, 15,42 млрд брл нефти. Основное внимание в докладе EIA/INTEK фокусируется на следующих аспектах: НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 потенциале добычи сланцевой нефти из формирования Монтерей, аналогичном потенциалу добычи из других труднодоступных нефтяных формирований, таких как Баккен и Игл Форд; предполагаемом потенциале добычи сланцевой нефти, который может распределяться равномерно на всей площади (независимо от разнообразных геологических характеристик) в границах формирования Монтерей. Поэтому в данном докладе освещаются следующие вопросы. Исторический обзор динамики добычи нефти из формирования Монтерей, которая в большей степени осуществлялась в южных бассейнах Сан-Хоакин и Санта-Мария (за исключением бассейнов Вентура и Лос-Анжелес, поскольку в настоящее время в этих 23 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Добыча нефти Число продуктивных скважин Число продуктивных скважин Добыча нефти, тыс. брл/сут Пик 1985 г. Год Рис. 2. Добыча нефти в Калифорнии и число продуктивных скважин в период 1980 – 2013 гг. лизируются в течение длительного периода времени операторами месторождений, регионов и различных инфраструктур. Также в исследовании использовались данные он-лайн и GI- картографические возможности Калифорнийского отдела нефти, газа и геотермальных ресурсов (California Division of Oil, Gas and Geothermal Resources – DOGGR). Масштаб охвата этого анализа включает в себя все зарегистрированные скважины, пробуренные на формирование Монтерей в период с 1977 г. до середины 2013 г. Процесс формирования нефти и природного газа включает следующее. Осадочные породы с достаточным содержанием органических веществ (общее содержание органического углерода) накапливаются в течение длительного периода времени посредством осаждения и тектонической активности. На достаточной большой глубине (примерно 2–4 км) эти отложения образуют нефтяное «тектоническое окно», интервал в недрах, где температура и давление достаточно высоки для термогенного разложения органических веществ (крекинга), при котором образуется нефть. На еще больших глубинах залегания (3–6 км) и соответственно при более высоких температуре и давлении образуется природный газ. Нефть или природный газ могут быть вытеснены из материнской породы и мигрировать через проницаемую породу или разломы до тех пор, пока не будут захвачены плотным, непроницаемым слоем породы (например, сланцем) и образуется резервуар, который затем может быть вскрыт. Если нефть или газ не попадают в ловушку, они могут мигрировать к поверхности. После накапливания и образования углеводородов материнские породы могут быть также вытеснены тектоническими процессами. регионах практически не ведется никакой наземной добычи нефти). Открытие новых месторождений для осуществления морской добычи нефти в настоящее время исключается и вряд ли состоится в обозримом будущем по причине пятилетнего запрета на ведение морского бурения новых скважин на западном побережье США, введенного в 2011 г., а также из-за исторически сильной оппозиции морскому бурению Калифорнии после разлива нефти недалеко от СантаБарбара в 1969 г. Изучение геологических характеристик наземного формирования Монтерей. В этом докладе также исследуется оценка добычи сланцевой нефти из формирования Монтерей (которая могла бы обеспечить большое количество рабочих мест, повышение доли ВВП на душу населения и крупные налоговые поступления). Исследование было выполнено и опубликовано Университетом Южной Калифорнии (University of Southern California – USC). Предположения о добыче сланцевой нефти из формирования Монтерей, которую исследовали Всего активных скважин Всего неактивных скважин 79 574 158 549 специалисты USC, рассматриваются в свете фактических данных о добыче. Данные по добыче из скважин, формирования и месторождений, анализ которых представлен в данном докладе, получены из DI Desktop-программного обеспечения, предоставленного Тихий океан Тихий океан Drillinginfo (ранее HPDI), которое широко используется в нефтяной и газоЧисло Число вой промышленности и правительством неактивных скважин неактивных скважин 2 на 80 миль на 80 миль2 в качестве авторитетного источника получения информации о добыче нефти Миль и газа в Северной Америке. Эта база данных ежемесячно обновляется, обеспечивая специалистов и политиков са- Рис. 3. Плотность бурения в Калифорнии активных и неактивных скважин в период 1977– 2013 гг. В этот период было пробурено свыше 238 тыс. скважин. Из них 79 574 скважины мыми последними данными о добыче относятся к категории «пробуренных и активных», но только 50 тыс. скважин являются нефти и природного газа, которые ана- в действительности продуктивными 24 НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Пик 1985 г. Керн Лос- Анжелес Фресно Оранж Добыча, тыс. брл/сут Число скважин Всего скважин – 238 123 Активные или пробуренные – 79 574 Непродуктивные – 158 549 Другие скважины Скважины с нагнетанием пара Традиционные скважины Вентура Санта- Монтерей Другие Барбара Округ Год Рис. 4. Число пробуренных в Калифорнии (по округам) нефтяных и газовых скважин к маю 2013 г. Из 79 574 скважин, классифицированных как «Пробуренные и активные», только примерно 50 тыс. скважин в настоящее время являются продуктивными Рис. 5. Добыча нефти в Калифорнии по типу скважин в период с 1980 г. по май 2013 г. Категория «Другие скважины» включает также газовые скважины и скважины, пробуренные для других целей, например, для водоотведения и контроля давления Нетрадиционная сланцевая нефть накапливается в сланцах, или в непосредственно примыкающих плотных породах и извлекается с использованием технологий гидравлического разрыва пласта или кислотной обработки (за счет растворения горной породы), благодаря которым нефть может мигрировать по стволу скважины. было пробурено более 238 тыс. скважин, как показано на рис. 39. На сегодняшний день наиболее активные буровые работы ведутся в округе Керн, затем в округах Лос-Анжелес, Фресно, Оранж и других, как показано на рис. 410. По мере снижения средней добычи на одну эксплуатационную скважину, промышленность обратилась к нетрадиционным методам, таким как циклическое нагнетание пара для извлечения более тяжелой и вязкой нефти более низкого качества. Циклическое нагнетание в скважину пара включает закачку пара для создания трещин и нагревания породы-коллектора. Это, в свою очередь, позволяет снизить вязкость нефти и обеспечить ее текучесть по стволу скважины к устью. Как показано на рис. 511, довольно значительная доля 6 Данные DI Desktop (Drillinginfo), опубликованные в мае 2013 г. Данные DI Desktop (Drillinginfo), опубликованные в мае 2013 г. Информация U. S. Energy Information Administration, 2013. 7 8 НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 Пик 1985 г. Добыча, тыс. брл/сут ФОРМИРОВАНИЕ МОНТЕРЕЙ Добыча нефти в Калифорнии. Хотя нефть и природный газ добываются в Калифорнии на протяжении более чем ста лет, добыча углеводородов в масштабе штата достигла своего пика в 1985 г., когда составила 1,1 млн брл/сут, а затем стала сокращаться и снизилась более чем на 50 % (рис. 2)6. В 1977 г. были собраны первые данные о продуктивных скважинах и добыче нефти в штате Калифорния. В этот период добыча углеводородов составила 10,4 млрд брл нефти и 17,1 трлн фут 3 природного газа7. В этот период был подготовлен перспективный прогноз добычи углеводородов в США, который составил примерно 6,8 млрд брл нефти каждый год наряду с 24 трлн фут 3 природного газа8. Другими словами, за последние 30 лет, в штате Калифорния добывалось достаточно нефти и природного газа для удовлетворения спроса США (в течение примерно 1,5 лет для нефти и 0,7 лет для природного газа). Хотя с 1986 г. совокупная добыча в штате Калифорния углеводородов снизилась более чем на 50 %, число эксплуатационных скважин практически не изменилось. Более конкретно, добыча на одну нефтяную скважину снизилась в среднем с 22 брл/сут в 1986 г. до чуть более 10 брл/сут в начале 2013 г. В настоящее время примерно 50 тыс. скважин вносят свой вклад в совокупный объем добычи нефти в стране, но всего Формирование Монтерей Доля Калифорнии Формирование Монтерей Доля Калифорнии Год Рис. 6. Добыча нефти из формирования Монтрей и в остальной части штата Калифорния в период с 1980 г. по май 2013 г. Добыча нефти в Калифорнии достигла максимальных объемов в 1985 г. Пик добычи из формирования Монтерей был зарегистрирован в 1982 г. 9 10 11 Данные DI Desktop (Drillinginfo), опубликованные в мае 2013 г. Данные DI Desktop (Drillinginfo), опубликованные в мае 2013 г. Данные DI Desktop (Drillinginfo), опубликованные в мае 2013 г. 25 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Сакраменто Сан-Франциско Число продуктивных скважин Добыча нефти, тыс. брл/сут Пик 1982 г. Добыча нефти Число продуктивных скважин Нефтепродуктивные сланцы Год Месторождение Бейкерс Нефтепродуктивные сланцы Лос-Анжелес Лицензируемые площади Рис. 7. Распределение потенциала сланцевой нефти в формировании Монтерей в соответствии с данными оценки EIA/INTEK (2011). Участок округа Оранж, лицензируется компанией Occidental Petroleum Corporation, которая является наиболее крупным лицензиатом. Темными линиями показаны границы формирования сланцевой нефти Монтерей добычи нефти в Калифорнии осуществляется благодаря использованию технологии циклического нагнетания пара в скважины, что, безусловно, повлияло на увеличение добычи с 11 % в 1980 г. до более чем 20 % в настоящее время. Это произошло в основном благодаря тому, что доля добычи нефти с использованием традиционных методов уменьшилась. Таким образом, история добычи нефти в Калифорнии показывает стабильное и постоянное снижение, наряду с сокращением связанных с добычей нефти преимуществ, получаемых нефтяной и газовой отраслями промышленности. Недавний стремительный рост добычи сланцевой нефти в США стал возможным с появлением технологии крупномасштабного многоступенчатого гидроразрыва пласта горизонтальных скважин, что зародило надежду на применение аналогичных операций в Калифорнии. В настоящее время интересы отраслевых специалистов сосредоточены на формировании Монтерей в юго-центральной части штата. В действительности, из формирования Монтерей в калифорнии добывается нефть на протяжении десятилетий (рис. 6)12, и сланцы также являются нефтематеринской породой для многих месторождений традиционной нефти, расположенных в Калифорнии. Это молодое формирование (миоценового возраста, насчитывающего примерно 6–16 млн лет), 12 Данные DI Desktop (Drillinginfo), опубликованные в мае 2013 г., собранные за три месяца. 26 Рис. 8. Добыча нефти из формирования Монтерей и число продуктивных скважин в период 1980–2013 гг. Добыча снижалась в среднем с более чем 140 брл/сут в начале 1980-х годов до 17 брл/сут в настоящее время. Следует отметить, что эти данные включают добычу из горизонта, сложенного песчаниками стивенс формирования Монтерей, которое также является нефтепродуктивной породой для традиционной нефти характеризующееся активным тектоническим и геологическим состоянием, имеющее немного общего с формированиями сланцевой нефти, которые успешно разрабатываются в других регионах США. Тысячи скважин формирования Монтерей были пробурены в округе Керн и Санта-Барбара (в том числе и на шельфе). Но добыча из этих скважин не принесла ошеломляющих результатов, характерных для лучших месторождений сланцевой нефти, ставя под сомнение предположения, лежащие в докладе оценки отчета EIA/INTEK. Доклад EIA/INTEK и исследование USC. В 2011 г. Управление по энергетической информации США (EIA) опубликовало доклад, подготовленный совместно с компанией INTEK Inc. (EIA/INTEK), в котором говорилось, что месторождения сланцевой нефти (то есть, не считая добычи традиционной нефти) на формировании Монтерей в совокупности обладают запасами в 15,42 млрд брл технически извлекаемой нефти13, что составляет 64 % предполагаемого совокупного объема добычи сланцевой нефти в 48 нижних штатах США. В докладе также отмечен большой интерес специалистов к формированию Монтерей и озабоченность общественности по поводу воздействия операций по добыче сланцевой нефти на состояние окружающей среды и здоровье жителей региона. Оценка EIA/NTEK определяет совокупные запасы формирования в 15,42 млрд брл и основана на следующих предположениях: площадь формирования сланцевой нефти Монтерей составляет 1752 миль2, глубина скважин в среднем приравнивается к 11 250 фут на пласты средней толщиной 1875 фут; 13 INTEK, Inc., Review of Emerging Resources: U. S. Shale Gas and Shale Oil Plays, декабрь 2010 г., Energy Information Administration, США, Review of Emerging Resources: U.S. S hale Gas and Shale Oil Plays, июль 2011 г., http:// www.eia.gov/analysis/studies/usshalegas/. В докладе ссылаются на «Monterey/ Santos». НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Число скважин Всего скважин – 4921 Активные или пробуренные – 2784 Непродуктивные – 2137 ные ван о р они е и амп нны ые Зат луше ленн Заг остав е е вны и Акт нны ре обу Пр Не ые ивн акт » хие «Су е е уги Др нны вле а Ост Категория скважины Рис. 9. Классификация нефтяных и газовых скважин формирования Монтерей, пробуренных в период с 1980 по май 2013 г. Это, вероятно, минимальная оценка числа скважин, предоставленная базой данных Drillinginfo, которые не связаны с конкретными горизонтами. Отметим, что эта оценка включает скважины, пробуренные на песчаный горизонт стивенс формирования Монтерей, который является также нефтематеринской породой для традиционной нефти потенциал добычи отмечается на всей площади формирования, плотность бурения на площади может составить 16 скважин на милю2, что в общей сложности составляет 28 032 скважины; средняя начальная производительность горизонтальных скважин, пробуренных на сланцевые горизонты, составляет 500 брл/сут (в нефтяном эквиваленте), вертикальных скважин, пробуренных на сланцевые горизонты, вполне может варьироваться от 250 до 800 брл/сут (в нефтяном эквиваленте); средние конечные объемы извлечения продукции из каждой скважины составляют 550 брл/сут; Бассейн Сан-Хоакин Сен-Луис Обиспо Месторождение Элк Ниллс Месторождение Роуз Месторождение Норд Шафте Месторождение Бейкерс Керн Бассейн Санта-Мария Санта-Мария Санта-Барбара Вентура Лос-Анжелес Санта-Барбара Месторождение Сауф Элвуд Бассейн Вентура Месторождение нефти Осадочные бассейны Активные скважины Не активные скважины Лос-Анжелес Бассейн Лос-Анжелес Мили Рис. 10. Распределение месторождений, в том числе скважин формирования Монтерей по состоянию на май 2013 г. Указанные в настоящем докладе месторождения обведены светлой линией. Осадочные бассейны, которые включены в формирование Монтерей, также показаны на рисунке НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 технологии заканчивания, благодаря которым специалисты добились успеха на других труднодоступных месторождениях нефти, такие как гидравлический разрыв пласта и другие, помогут добиться высоких результатов добычи. Позже EIA в своем докладе снизило показатель оценки добычи до 13,7 млрд брл, средняя добыча на одну скважину также была пересмотрена и составила 497 тыс. брл, но все же плотность бурения скважин, упомянутая в докладе, составляла 28 тыс. скважин на площади в 1750 миль2 (или 16 скважин на 1 милю2)14. Тем не менее, практически все внимание общественности по-прежнему фокусируется на более высокой оценке запасов в 15,42 трлн брл. Позже, в марте 2013 г. USC опубликовал исследование, прогнозируя разработку сланцевой нефти формирования Монтерей до 2020 г., что будет способствовать повышению ВВП Калифорнии на 14 % и обеспечит дополнительно 2,8 млн рабочих мест (увеличение на 10 %) и 24,6 млрд долл/год дополнительных налоговых поступлений (также на 10 % больше). Исследование было основано на прогнозах роста добычи сланцевой нефти, которые также были слишком оптимистичными15. Достоверная оценка энергетических и экономических возможностей штата Калифорния в будущем имеет важное значение (в случае успешной добычи сланцевой нефти из формирования Монтерей) и лучше всего воспринимается в контексте геологии, истории добычи и, вероятно, будущего производственного потенциала, наряду с экологическими проблемами, которые могут возникнуть в процессе развития региона. Как говорится в этом докладе, анализ фактических данных добычи из формирования Монтерей поставит под сомнение предположения, лежащие в основе оценки EIA/INTEK, и прогнозы экономических преимуществ, которые можно будет извлечь из этих операций. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СЛАНЦЕВЫХ ГОРИЗОНТОВ В ФОРМИРОВАНИИ МОНТЕРЕЙ И ИСТОРИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Рис. 716 иллюстрирует распределение потенциала добычи сланцевой нефти из формирования Монтерей, как рассматривалось в докладе EIA/INTEK. Прежде всего, наиболее высокий потенциал добычи нефти приходится на бассейны Сан-Хоакин, Санта-Мария, и Вентура, которые являются главными в округах Санта-Барбара и Керн. Ограниченный потенциал добычи нефти отмеча14 U. S. Energy Information Administration, Assumptions to the Annual Energy Outlook 2013, Oil and Gas Supply Module, (май 2013 г.): http://www. eia.gov/forecasts/aeo/assumptions/pdf/oilgas.pdf. 15 University of Southern California, USC Price School of Public Policy, The Monterey Shale and California’s Economic Future, (March 2013), http://gen. usc.edu/assets/001/84955.pdf. 16 INTEK, Inc., Review of Emerging Resources: U. S. Shale Gas and Shale Oil Plays, December 2010, in U. S. Energy Information Administration, Review of Emerging Resources: U. S. Shale Gas and Shale Oil Plays, July 2011, http://www. eia.gov/analysis/studies/usshalegas/. 27 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ без названия ется в округах Сан-Луис Обиспо, Вентура, Кингс Центральный Южный Периоды Запад Восток Аллювий Аллювий Восток Запад Ось бассейна Ось бассейна и Лос-Анджелес (см. рис. 1). На карте показаны Плейстоцен площади, арендованные компанией Occidental без названия туларе сан хоакин Petroleum Corporation (площадь лицензироваПлиоцен сан хоакин этчегоинг этчегоинг ния 873 тыс. акров); дополнительная площадь риф ридж риф ридж антилопа 248,5 тыс. акров, составляющая остальную санта-маргарита сан стивенс мак люр та-м арг часть формирования, арендована другими ари фрутвейл та макдоналдс компаниями. раунд Формирование Монтерей является сложделиуотер/гоулд темблор нозу ным, как стратиграфически, так и структурно, медиа ойцезе учитывая активное тектоническое состояние, Карта региона в котором оно находится. Типы пород неоднородны, хотя преимущественно преобладают Легенда диатомовые сланцы, которые включают в себя Потенциал морских Потенциал не морских пород ил и песок, и являются изменчивыми с точки нефтематеринских пород Морские крупнозернистые Не морские крупнозернистые зрения минералогии и степени диагенеза. Допесчаники песчаники быча из формирования Монтерей осуществляГлины/сланцы/аргиллиты Береговые офиолиты ется давно; большая доля добычи приходится Склонные к накоплению Хиатус или сокращение нефти породы на песчаники стивенс – традиционного форэрозией мирования бассейна Сан-Хоакин, также как и на сланцевые горизонты бассейна Сан-Хоакин и на суше, и на море и бассейнов Санта-Мария Рис. 11. Стратиграфическая номенклатуры формирования Монтерей и и Вентура в округе Санта-Барбара. вмещающих пород в центральной части бассейна Сан-Хоакин. Обратите Совокупное бурение и добыча. Рис. 817 иллю- внимание на вертикальные стрелки, указывающие на слои, которые стрирует добычу нефти из формирования Монте- принадлежат к формации Монтерей рей на протяжении последних трех десятилетий. С 1977 г. из формирования Монтерей уже было добыто Добыча по горизонтам. Формирование Монтерей 1,05 млрд брл нефти и 4,05 трлн фут 3 природного газа, в бассейне Сан-Хоакин подразделяется на несколько или почти 10 % добычи нефти в Калифорнии после 1977 г. подразделений, как показано на рис. 1120. Исторически и более 20 % добычи природного газа. значительная добыча осуществлялась из песчаников Добыча нефти и природного газа из формиро- стивенс особенно из традиционного горизонта, расвания Монтерей потребовала бурения примерно положенного по соседству с источником сланцевой 5000 скважин, из которых 2137 скважин (или 42 %) в на- породы Монтерей, а также из сланцевых горизонтов стоящее время являются непродуктивными (рис. 9)18. антилопа, мак люр, риф ридж и делиуотер. В бассейнах Это, вероятно, минимальные оценки, поскольку (по ин- Санта-Мария и Вентура округа Санта-Барбара форформации, полученной из базы данных Drillinginfo) некоторые скважины в областях, в которых добываются углеводороды из формирования Монтерей не связаны Пик 1982 г. Морской бассейн Санта-Барбара с бассейнами Монтерей, и, следовательно, не будут Стивенс Сенд Наземный бассейн Санта-Барбара включены в эту общую оценку. В некоторых бассейМонтерей в целом Девилуотер нах формирования Монтерей добыча углеводородов Маклюр Риф Ридж смешивается с добычей из вышележащих горизонтов, Антилопа а в некоторых случаях и из залегающих ниже пластов. Географическое распределение этих скважин проиллюстрировано на рис. 1019. Высокая активность бурения отмечалась в южной части бассейна Сан-Хоакин в основном в округе Керн. Однако примерно 500 скважин было пробурено в бассейнах Санта-Мария и Вентура округа Санта-Барбара, включая значительную Год морскую добычу на платформе Holly, размещенной на месторождении Южный Элвуд, в государственных Рис. 12. Добыча нефти из подразделений формирования Монтерей в территориальных водах. период с 1980 г. по май 2013 г. Морской и наземный бассейны округа без названия монтерей без названия Добыча, тыс. брл/сут Миоцен Неоген ак чан 17 Данные DI Desktop (Drillinginfo), опубликованные в мае 2013 г. 18 Данные DI Desktop (Drillinginfo), опубликованные в мае 2013 г. 19 Данные DI Desktop (Drillinginfo) по расположению скважин, опубликованные в мае 2013 г. данные DOGGR по расположению скважин, опубликованные в октябре 2013 г. 28 Санта-Барбара включены в бассейны Санта-Мария и Вентура. Все другие подразделения включены в бассейн Сан-Хоакин 20 A. H. Scheirer, ed., Petroleum Systems and Geologic Assessment of Oil and Gas in the San Joaquin Basin Province, California, U. S. Geological Survey Professional Paper 1713, (2007), http://pubs.usgs.gov/pp/pp1713/. НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Рис. 13. Добывающая платформа Holly размещена на месторождении Сауф Элвуд (формивание Монтерей). Платформа Holly сооружена в 1966 г. и расположена на глубине 211 фут. С платформы добываются значительные объемы углеводородов формирования Монтерей округа Санта Барбара из сланцевых пластов. При разработке запасов была применена технология гидроразрыва пласта. Место размещения платформы указано на рис. 10 мирование Монтерей не подразделяется географически на береговые и оффшорные компоненты. Добыча нефти из этих подразделений свиты Монтрей показана на рис. 1221. Как можно увидеть из рисунка, как правило, преобладала добыча из песчаников стивенс, из которых в настоящее время ведется добыча нефти на нескольких месторождениях бассейна Сан-Хоакин. Еще одним важным нефтеносным горизонтом формирования Монтерей оказался горизонт южный элвуд на шельфе (оффшорного бассейна Санта-Барбара), из которого велась добыча с платформы Holly, размещенной к западу от Санта-Барбара. По состоянию на середину 2013 г., общий объем добычи нефти из всего формирования Монтерей составлял примерно 36 тыс. брл/сут (в соответствии с шестимесячным колебанием средних показателей). Потенциал нефти, добываемой из песчаников стивенс и миграция нефти на месторождение Южный Элвуд определяется при помощи типичных методов разведки; нефть извлекается в основном с использованием традиционных методов добычи (хотя и возможно, с некоторой долей применения циклической закачки пара). Таким образом, оценки песчаника стивенс и горизонта южный элвуд не были приведены в докладе EIA/INTEK с точки зрения потенциала новой добычи сланцевой нефти. Песчаники стивенс представляют собой обычный продуктивный пласт, не содержащий нефтеносные сланцы, поэтому добыча из этого горизонта снижается. Морская разведка на нефть и бурение длительный период времени находились под действием моратория; а после введенного в 2011 г. пятилетнего запрета на осуществление морского бурения 21 Данные DI Desktop (Drillinginfo), опубликованные в мае 2013 г. НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 новых скважин на всем западном побережье США22 г-н Venoco, владелец платформы Holly, (рис. 13)23 вообще отказался от планов расширения разработки запасов24. Противостояние морскому бурению на тихоокеанском побережье продолжается с 1969 г. после разлива нефти Санта-Барбара, третьего по масштабам разлива в истории отрасли США после разливов на скважине Macondo (платформа Deepwater Horizon) и Exxon Valdez. Направленное бурение на морские нефтеносные горизонты с береговых участков рассматривалось как способ обхода ограничений на морское бурение. Тем не менее, этой практике придется преодолеть многие правовые препятствия и оппозиционные настроения общественности до ее реализации в сколько-нибудь значительной степени. Таким образом, в центре внимания доклада EIA/INTEK находятся только наземные бассейны СантаМария и Сан-Хоакин, за исключением традиционных образований, таких как песчаники стивенс, и поэтому проводится это исследование. В настоящее время из формирования Монтерей (в бассейнах Лос-Анжелес и Вентура) не ведется масштабных операций по наземной добыче углеводородов, поэтому они не включены в это исследование. Средний объем добычи нефти на одну скважину из каждого из нефтеносных подразделений береговых бассейнов формирования Монтерей представлен на рис. 1425. Добыча из песчаников стивенс и сланцев антилопа, а также бассейнов Санта-Мария в округе Санта-Барбара наземного формирования Монтерей (на диаграмме наземного бассейна Санта-Барбара) в настоящее время в среднем составляет от 8 до 18 брл/сут на одну скважину. Сланцевые горизонты маклюр и риф ридж бассейна Сан-Хоакин в среднем обеспечивали добычу примерно 40 тыс. брл/сут с каждой скважины, что почти в четыре раза больше совокупного ежедневного объема добычи нефти в Калифорнии. Сланцевый горизонт маклюр на месторождениях Роуз и Норд Шафтер округа Керн является сравнительно новой разработкой, которая сопровождается бурением горизонтальных и вертикальных скважин и стимулированием добычи с использованием гидроразрыва пласта и более подробно будет обсуждаться далее. Доля добычи нефти из формирования Монтерей, которая относится к запасам сланцевой нефти, потенциально доступным для разработки, иллюстрируется на рис. 1526. На рис. 15 показаны горизонты, страти22 Committee on Natural Resources, U. S. House of Representatives, «Obama Administration Imposes Five-Year Drilling Ban on Majority of Offshore Areas», November 8, 2011, http://naturalresources.house.gov/news/documentsingle. aspx? DocumentID=267985. 23 Фото Andy Rusch, licensed under Create Commons, http://commons. wikimedia.org/wiki/File: Platform_Holly,_Santa_Barbara.jpg. 24 Pacific Coast Business Times, «Venoco drops drilling plans», November 17, 2010, http://www.pacbiztimes.com/2010/11/17/venoco-dropsellwood-drilling-plans/. 25 Данные DI Desktop (Drillinginfo), опубликованные в мае 2013 г. 26 Данные DI Desktop (Drillinginfo), опубликованные в мае 2013 г. 29 UPSTREAM Добыча нефти на скважину, тыс. брл/сут ТЕХНОЛОГИИ Наземный бассейн Санта-Барбара Все формирование Монтерей Сланцы делиуотер Сланцы маклюр Сланцы риф ридж Сланцы антилопа Сланцы антилопа Сланцы маклюр Сланцы риф ридж Санта-Барбара (наземный бассейн) Добыча, тыс. брл/сут Пик 2002 г. Год Год Рис. 14. Средняя добыча нефти (из наземных скважин) на скважину из подразделений формирования Монтерей в период с 2000 г. по май 2013 г. Наземный бассейн Санта-Барбара включает бассейн СантаМария округа Санта-Барбара и другие горизонты, включенные в бассейн Сан-Хоакин. Значительной наземной добычи из бассейнов Вентура или Лос-Анжелес не ведется Рис. 15. Добыча нефти из сланцевых залежей формирования Монтерей в период с 2000 г. по май 2013 г. Наземный бассейн СантаБарбара включен в бассейны Санта-Мария округа Санта-Барбара, а все остальные подразделения включены в бассейн Сан-Хоакин округа Керн графическое изображение которых представлено на рис. 12 за исключением песчаников стивенс и горизонта санта-барбара. Эти горизонты обеспечивали в 2002 г. совокупную добычу нефти в 15 тыс. брл/сут или примерно 3 % совокупной добычи нефти в штате Калифорния. В настоящее время эти горизонты обеспечивают добычу в 11, 5 тыс. брл/сут (шестимесячное колебание среднего показателя) или 32 % совокупных объемов нефти формирования Монтерей. Совокупная добыча нефти в штате Калифорния постоянно снижается на протяжении многих десятилетий. Вопрос заключается в том, может ли формирование Монтерей стать источником нового всплеска добычи нефти благодаря применению передовых технологий добычи. В следующем разделе доклада исследуется этот вопрос путем оценки геологических характеристик и истории добычи сланцевой нефти из формирования Монтерей, а также приводится сравнение этих данных с показателями добычи сланцевой нефти на других месторождениях. В этой главе также рассматриваются допущения, использованные в процессе проведения исследований EIA/INTEK и USC по подготовке оценки извлекаемых нефтяных ресурсов и экономических преимуществ. (Продолжение следует) Источник: www.postcarbon.org США: ПРИБЛИЖЕНИЕ К РЕКОРДНОМУ ОБЪЕМУ ДОБЫЧИ НЕФТИ В 2016 г. США могут достигнуть рекордной добычи сырой нефти в 9,6 млн брл/сут. Ранее такой рекорд был побит в 1970 г. После 2020 г. объемы добычи нефти начнут сокращаться. В добыче природного газа ожидается стабильный рост. Так, добыча природного газа в период с 2012 до 2040 гг. вырас30 тет на 56 %, когда объемы составят 37,6 трлн фут 3. В США в 2040 г. природный газ станет более приоритетным топливом, чем уголь в качестве топлива для производства электроэнергии. Низкие цены на природный газ стимулируют развитие промышленности, а также объемы промышленных поставок, которые увеличатся на 3 % в течение 10 лет, после чего рост сократится до 1,6 % до 2040 г. В начале декабря 2013 г. компания Exxon Mobil Corp опубликовала свой долгосрочный прогноз, согласно которому спрос на природный газ к 2040 г. увеличится на 65 %. НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ: ИЗВИНЕНИЯ ЗА НЕУДОБСТВА Heinberg R., Post Carbon Institute «Пик добычи нефти» – это ситуация, когда добыча нефти во всем мире достигает максимальных показателей и затем начинается ее неизбежный спад. Вероятно, последствием станет разрушающее воздействие на общество, привыкшее к изобилию недорогого ископаемого топлива. Нефть в мире является наиболее важным энергетическим ресурсом и на сегодняшний день разумной альтернативы, готовой её заменить, не найдено. Поэтому пик нефти может стать наиболее серьезным экономическим вызовом с незапамятных времен промышленной революции На протяжении последнего десятилетия растущий нефтяных месторождений в мире в целом снижались с штат аналитиков в области энергетики предупреждал 1964 г. Две тенденции, такие как растущее преобладание о приближении « пика добычи нефти», когда мировой постпиковой добычи и снижение вероятности успеха уровень добычи достигнет максимальных показателей и разведочных операций, показывают, что мировой пик начнется ее неизбежный спад. В то время как среди спе- добычи нефти может быть рядом. циалистов постоянно разгораются споры относительно Последствия пика добычи нефти, вероятно, будут того, «когда» это произойдет, не возникало ни одной разрушительными. Нефть является наиболее важным полемики на тему «произойдет ли». Глобальный пик энергетическим мировым энергоресурсом. Кроме того, добычи нефти является лишь совокупным результатом нет адекватной альтернативы этим энергоресурсам, и пиков добычи на отдельных нефтяных месторождения для ее разработки могут потребоваться десятилетия. в нефтедобывающих странах. Наиболее важный на- Пик нефти может поэтому стать наиболее серьезной циональный пик нефти был зарегистрирован в США в экономической проблемой, в отличие от ситуации на 1970 г. В то время как в тот период в США добывалось заре промышленной революции. Для политиков перво9,5 млн брл/сут нефти; текущий показатель составляет степенное значение имеют пять вопросов. менее 6 млн брл/сут. В тот период США причислялись к ведущим мировым экспортерам нефти, а в настоящее Какие прогнозы составляются? Хотя первые предвремя США являются крупнейшим импортером в мире. упреждения о завершении запасов нефти озвучивались Пример. США помогает в оценке перспектив за- еще в 1920-х годах и даже раньше, научные исследовадерживая глобального пика. После 1970 г. благодаря ния истощения нефти начались с работы геофизика M. напряженным усилиям по разведке удалось выявить две King Hubbert, который еще в 1956 г. прогнозировал, что огромные новые американские нефтяные провинции, пик добычи нефти в США наступит в 1970 г. (и в дейтакие как Северный склон Аляски и Мексиканский ствительности это был год пиковой добычи) и который залив. Между тем биотоплива (в основном этанол) прогнозировал также, что мировой пик добычи нефти постепенно начали дополнять нефть. Кроме того, улуч- придется на 2000 г. шения в области извлечения нефти помогли увеличить Вскоре после смерти г-на Hubbert в 1989 г., друдолю нефти на существующих месторождениях. Эти гие ученые также опубликовали свои прогнозы миулучшения включают стратегии в области разведки, рового пика добычи. В первую очередь среди них замещения и технологических улучшений, которые следует отметить геологов-нефтяников Colin J., разработаны компаниями энергетической отрасли Campbell и J. Laherrère, чья статья «The End of Cheap с тем, чтобы либо отсрочить глобальный пик добычи Oil» была опубликована в журнале Scientific American в нефти, либо смягчить его воздействие. В США каждая марте1998 г. и положила начало активному обсуждению из этих стратегий разнообразна, но недостаточна для проблемы пика добычи нефти. В следующее десятилетого, чтобы в ближайшие годы обратить ситуацию тие на эту тему появлялось все больше публикаций, в вспять, а затем, смягчить сорокалетнюю тенденцию том числе десятки книг, много рецензируемых статей, снижения добычи. Ситуация для всего мира в целом, веб-сайты и документальные фильмы. В большинстве случаев глобальные даты прогноза вероятно, будет аналогичной. Так насколько близок глобальный пик добычи нефти? пика добычи нефти, просчитанные аналитиками в обВ настоящее время большинство нефтедобывающих ласти энергетики в последнее десятилетие (с 2005 по 2015 стран отмечают снижение добычи нефти. В некото- гг.), снизились [1]. В дополнение к этим прогнозам, IHS рых случаях это снижение объясняется отсутствием CERA, видная консалтинговая энергетическая компания, инвестиций в разведку и добычу, или внутриполити- представила свои отчеты, в которых предполагается, что ческими проблемами. Но в большинстве случаев эти до 2030 г. пик добычи нефти не наступит [2]. результаты объясняются геологическими факторами, например, на старых месторождениях продолжение Как вы считаете, нынешняя ситуация говорит в поддобычи сырой нефти в максимальных объемах стано- держку краткосрочного или долгосрочного прогноза вится невозможным. Между тем, темпы открытия новых пика? Согласно прогнозам Международного энергети- НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 31 UPSTREAM ческого агентства (International Energy Agency – IEA), в последние семь лет объе-мы добычи характеризуются постоянством (не увеличиваются, не уменьшаются). В этот период также очень высокие цены на нефть должны дать мощный стимул для увеличения добычи. Тот факт, что фактическая добыча нефти существенно не увеличилась в течение этого периода, наводит на мысль, что нефтяная промышленность близка или уже достигла своего потенциального предела. Невозможно будет с уверенностью сказать, что мировая добыча нефти не достигла уже пика за несколько лет до прогнозируемой даты. Но относительно того, что пик нефти, возможно, уже достигнут, нужно серьезно беспокоиться политикам. Что можно сказать о других источниках углеводородов? Если нефть становится все более дефицитным и менее доступным энергоресурсом, имело бы смысл заменить его другим источником энергии с аналогичными характеристиками, такими как альтернативные углеводороды. Специалистами открыто несколько видов углеводородных ресурсов, однако каждый из этих углеводородных ресурсов имеет ограничения. Битум(часто называемый «неф-тяными песками» или «битуминозными песками»), кероген (иногда называемый горючими сланцами), и сланцевая нефть (запасы нефти в породе низкой пористости, добыча из которой требует горизонтального бурения и гидроразрыва пласта). Эти запасы не имеют экономической характеристики обычной сырой нефти, добыча которой является более дорогостоящей, обеспечивая гораздо более низкий возврат энергии на вложенные инвестиции, и влечет за собой тяжелые экологические риски. Добыча углеводородов из этих источников с течением времени может способствовать увеличению, но не компенсировать снижение добычи традиционной сырой нефти. Специалисты утверждают, что мировые запасы угля почти неисчерпаемы. Уголь может быть использован для производства огромного количества электроэнергии (при условии замены транспорта на нефтяном топливе на транспорт, работающий на электричестве). Тем не менее, недавние исследования показали, что оценка мировых запасов угля была серьезно завышена. Между тем, впечатляющий рост потребления в Китае угля практически гарантирует более высокие цены на уголь на глобальном уровне, что делает проекты «уголь-в-жидкость» нерентабельными. Природный газ часто определяется в качестве потенциальной замены как нефти, так и угля. Тем не менее, традиционная добыча в США природного газа находится в упадке. Добыча нетрадиционного природного газа осуществляется через гидроразрыв пласта, что способствовало увеличению поставок в краткосрочной перспективе, но этот новый способ добычи является дорогостоящим и влечет за собой серьезные экологические риски. Кроме того, газовые скважины, в которых применился гидроразрыв пласта, быстро истощаются, что требует очень высоких темпов бурения. Таким образом, в то время как, в принципе, есть несколько альтернативных источников углеводородов, 32 ТЕХНОЛОГИИ способных заменить традиционную сырую нефть, могут возникнуть проблемы, связанные с качеством или стоимостью [3]. Что может произойти в ближайшие десятилетия в условиях отсутствия политики, касающейся пика добычи нефти? Вероятные последствия пика добычи нефти были проанализированы в докладе «Peaking of World Oil Production: Impacts, Mitigation, and Risk Management» (также известном как доклад Hirsch), подготовленном по заказу Министерства энергетики США и опубликованном в 2005 г. [3]. В докладе говорится о том, что если не будут предприняты адекватные усилия по разработке масштабной программы по предотвращению фатальной ситуации, пик добычи нефти может иметь «беспрецедентные» социальные, экономические и политические последствия. Готовиться к пику добычи нефти следует заранее, начиная, по крайней мере, за десятилетие, чтобы уменьшить спрос на нефть и инициировать крупномасштабное производство альтернативных видов топлива. Очевидно, что степень влияния таких последствий будет зависеть отчасти от некоторых факторов, а отчасти от политики. Одним из факторов, который не подвержен влиянию политики, является скорость снижения мировой добычи нефти в послепиковый период. В докладе Hirsch указано снижение добычи до 2 % в год. В первые несколько лет после пика добычи фактическое снижение может быть немного меньше. Этот показатель может увеличиваться в соответствии с увеличением числа истощающихся месторождений или ускорением снижения добычи. Тем не менее, в некоторых странах ситуация может быть гораздо хуже, так как разница между возможностью экспорта нефти и совокупными объемами добычи будет увеличиваться. Каждая страна-экспортер нефти также потребляет нефть, и прежде всего в этих странах удовлетворяется внутренний спрос на нефть до планирования объемов экспорта. В большинстве нефтедобывающих стран внутренний спрос на нефть растет, таким образом, чистые объемы экспорта снижаются даже в тех странах, где добыча нефти остается устойчивой. Страны, которые являются основными импортерами нефти, такие как США, Китай и многих европейские государства, будут чувствовать сильное влияние резкого снижения объемов нефти, доступных на экспортном рынке. Высокие цены и фактический дефицит будут оказывать на национальную экономику существенное влияние в нескольких направлениях. Глобальная транспортная система почти полностью зависит от нефти; не только частные автомобили, но грузовики, корабли, тепловозы, и весь пассажирский и грузовой авиационный транспорт. Таким образом, высокие цены на топливо повлияют на страны, путешествия станут дороже, и производители и продавцы вынуждены будут нести большие транспортные расходы. НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Традиционное промышленное сельское хозяйство также в подавляющем большинстве зависит от нефти, поскольку современная сельскохозяйственная техника работает на нефтепродуктах; в сельскохозяйственном секторе нефть необходима не только для транспорта. Нефть также обеспечивает сырье для изготовления пестицидов. Согласно одному исследованию, для производства каждой калории пищевой энергии в современной промышленной пищевой системе необходимо около семи калорий энергии ископаемого топлива [4]. С глобальным распространением индустриально-химической сельскохозяйственной системы продукты, производимые этой системой в настоящее время, также продают во всем мире, что позволяет регионам обеспечивать население большим количеством и ассортиментом, чем позволяют местные ресурсы. Эти системы глобального распределения и торговли также в значительной степени зависят от нефти. В США среднее расстояние для перевозки транспортом продуктов пищевой промышленности оценивается в 1546 миль (почти 2500 км) [5]. Отсюда можно сделать вывод, что высокие цены на топливо или нехватка топлива приведут к повышению цен на продукты питания и потенциальную нехватку продовольствия. Небольшая, но важная доля совокупных объемов добычи нефти, совокупно потребляемой во всем мире, идет на изготовление пластмасс и химической продукции. К одним из наиболее распространенных нефтехимических продуктов в нашем индустриальном мире относятся этилен, пропилен, и бутадиен. В результате дальнейшей переработки только этих трех химических веществ производится такая продукция как общие и разнообразные дезинфицирующие средства, растворители, антифризы, охлаждающие жидкости, смазки, жидкие теплоносители, и, конечно, пластмассы которые используются во многих областях применения, от строительных материалов до упаковки, одежды и игрушек. Будущие проблемы с поставками нефти повлияют на всю цепочку промышленной продукции, что, безусловно, включает продукты нефтехимии. Экономические последствия для секторов транспорта, торговли, производства и сельского хозяйства, в свою очередь, приведут к внутренней социальной напряженности в странах-импортерах. В странах-экспортерах оставшиеся запасы нефти будут приобретать все большее значение, что повлияет на обострение конкуренции между политическими фракциями, борющимися за контроль этого источника богатства. Обострение конкуренции между потребляющими странами (по контролю над экспортными потоками) и между странамиимпортерами и странами-экспортерами (по контролю над числом контрактов и трубопроводов) может привести к международному конфликту. Ни один из этих эффектов не может быть временным. Кризис пика добычи нефти не будет решен за месяцы или даже годы. На перестройку современной экономики при условии снижения поставок нефти потребуются десятилетия. НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 Какова реакция на пик добычи нефти в мире? Еще в 1998 г. политики практически не были осведомлены о возможности пика добычи нефти в качестве проблемы. В настоящее время в Конгрессе США и парламенте Великобритании созданы группы по пику добычи нефти, и отдельные члены правительства во многих других странах остро осознают сложность ситуации. В некоторых странах были опубликованы правительственные доклады [6]. Некоторые города мира провели оценку уязвимости поставок нефтепродуктов и прикладывают все возможные усилия по смягчению их влияния [7]. Также было создано несколько неправительственных организаций (nongovernmental organizations – NGO), цель которых заключается в извещении правительства и администрации на всех уровнях о проблеме пика добычи нефти и помощи в разработке разумной ответной политики, в частности, Ассоциация по изучению пика добычи нефти и природного газа (Association for the Study of Peak Oil and Gas – ASPO) и институт Post Carbon Institute. Благодаря усилиям в нескольких странах были созданы «переходные инициативы» (Transition Initiatives), в рамках которых граждане принимают участие в разработке местных стратегий, направленных на смягчение вероятных последствий пика добычи нефти. К сожалению, этот ответ является недостаточным решением, учитывая масштаб проблемы. Более того, разрабатываемая политика зачастую является безрезультатной. Кроме того, предпринимаются все возможные усилия, необходимые для борьбы с изменением климата, однако они едва ли помогут решить проблему пика добычи нефти, так как очень небольшая доля транспортного сектора в настоящее время зависит от электроэнергии, которая может производиться благодаря энергии солнца, ветра или других новых источников. Биотопливо остается предметом растущих противоречий, связанных с возможными экологическими проблемами, смещением производства продуктов питания и низкой энергоэффективностью. Но даже в самом лучшем случае биотоплива вряд ли компенсируют больше, чем небольшую долю текущего потребления нефти. Что может стать эффективным ответом? Один из способов предотвратить или смягчить последствия пика добычи нефти заключается в разработке и реализации глобального соглашения, активного сокращения использования нефти (эффективного снижения спроса) в будущем в свете фактического дефицита. Это очень дерзкая установка, но вполне реалистичная, цель которой заключается в обязательном снижении спроса и сокращении колебания цен, а также в подготовке, планировании и смягчении международной конкуренции на оставшиеся поставки. Предположение о такой возможности было выдвинуто Albert Bartlett в 1986 г. и аналогичный прогноз был сделан геологом-нефтяником Colin Campbell в 1998 г. Предположение Colin Campbell стало темой книги The Oil Depletion Protocol: A Plan to Avert Oil Wars, Terrorism and Economic Collapse [8]. Для того, чтобы заручиться поддержкой обществен33 UPSTREAM ности для реализации таких усилий, правительства должны были бы выделить значительные ресурсы на организацию образовательных кампаний. Кроме того, будут необходимы планирование и государственные инвестиции в транспортный сектор, сельское хозяйство и сектор производства химических веществ и промышленной продукции. Для каждого из этих секторов можно выделить два основных стратегических пути. ТРАНСПОРТ Транспортный сектор потребует следующих решений. Планирования объединения, с тем чтобы уменьшить расходы на транспортировку (локализовать производство и сбыт товаров, в том числе продуктов питания, разработать или пересмотреть городские зоны с точки зрения плотности и разнообразия населения). Содействия в производстве частных автомобилей на альтернативном топливе и авиа- и грузового транспорта для осуществления грузовых перевозок (за счет расширения парка общественного транспорта, создания стимулов для использования общественного транспорта, а также создания сдерживающих средств для использования автомобилей). Основной приоритет должен быть отдан переходу на электродвигатели транспортного парка, так как эти двигатели являются наиболее эффективными. Кроме того, электричество является альтернативным вариантом транспортного топлива и, наконец, более эффективным видом транспорта, чем автомобили на нефтяном топливе. СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО Сельскохозяйственный сектор потребует следующих решений. Максимизации и расширения в регионах производства продуктов питания с целью снижения уязвимости сектора от ископаемого топлива с точки зрения их транспортировки. Содействия и стимулирования сельскохозяйственных объектов, которые опираются на меньшее количество ископаемых топлив. ПРОИЗВОДСТВО МАТЕРИАЛОВ И ХИМИЧЕСКОЙ ПРОДУКЦИИ Отрасли производства материалов и химической продукции потребуют следующих решений. Определения альтернативных материалов, производимых из возобновляемых источников, которые могут заменить продукцию на основе нефтехимических веществ. Разработать способы сокращения объемов потребляемых материалов. Истощение запасов нефти представляет уникальный комплекс уязвимостей и рисков. Если политики не поймут это, страны будут втянуты и во внутренние экономические потрясения и во внешние конфликты, вызванные нехваткой ископаемых топлив. Возможно 34 ТЕХНОЛОГИИ политики полагают, что в решении дилеммы глобального изменения климата с помощью ограничения выбросов углерода и торговлей углеродом (странами с низкими выбросами углерода), они делают все, что необходимо, чтобы справиться с проблемой зависимости от нефти и продуктов нефтепереработки. Это очень опасное предположение и заблуждение. Ископаемые виды топлива обеспечили современному обществу огромные экономические преимущества, но в настоящее время мы начинаем понимать растущие потребление и нашу зависимость от ископаемых топлив. Основная задача человечества на ближайшие десятилетия должна заключаться в устранении мировой зависимости от нефти, угля, и природного газа в целях борьбы с двумя кризисами – истощению энергоресурсов и изменением климата. Безусловно, справедливо будет отметить, что зависимость от ископаемого топлива стала систематической проблемой типа и масштаба, с которой ни одно общество ранее не сталкивалось и решения которой еще не было разработано. Если мы хотим успешно решить эту проблему, то должны выработать систематическое мышление, что в результате приведет к смелым и решительным действиям. Источник: www.postcarbon.org/ Richard Heinberg (Р. Хейнберг), старший научный сотрудник Post Carbon Institute, который по праву считается одним из ведущих мировых исследователей проблемы пика добычи нефти. Г-н Heinberg опубликовал большое число эссе и статей в различных популярных и научных журналах, а также он является автором десяти книг, включая известные труды «The End of Growth: Adapting to Our New Economic Reality, Powerdown: Options and Actions for a Post-Carbon World» и «The Party’s Over: Oil, War and the Fate of Industrial Societies». СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. See the author’s discussion of peaking date forecasts in Richard Heinberg, The Party’s Over: Oil, War and the Fate of Industrial Societies (Gabriola Island, BC: New Society Publishers, 2005, 2nd ed.), 111–118. 2. See, for example, Peter Jackson, The Future of Global Oil Supply: Understanding the Building Blocks (Englewood, CO: IHS CERA, 2009), http://www.scribd.com/doc/22666201/ The-Future-of-Global-Oil-Supply. 3. Robert Hirsch, Roger Bezdek, and Robert Wendling, Peaking of World Oil Production: Impacts, Mitigation, & Risk Management (McLean, VA: SAIC, 2005), http://www.netl.doe.gov/ publications/others/pdf/oil_peaking_netl.pdf. 4. David Pimentel and Marcia Pimentel, «The Future of American Agriculture», in Sustainable Food Systems, ed. Dietrich Knorr (Roslyn, NY: AVI Publishing Co., 1983). 5. Rich Pirog and Andrew Benjamin, Calculating Food Miles for a Multiple Ingredient Food Product (Ames, IA: Leopold Center for Sustainable Agriculture, 2005). 6. See, for example, Crude Oil: Uncertainty about Future Oil Supply Makes It Important to Develop a Strategy for Addressing a Peak and Decline in Oil Production (Washington, DC: US Government Accountability Office, February 2007), http://www.gao.gov/new.items/d07283.pdf. 7. See, for example, Daniel Lerch, Post Carbon Cities: Planning for Energy and Climate Uncertainty. (Sebastopol, CA: Post Carbon Institute, 2007). 8. Richard Heinberg, The Oil Depletion Protocol: A Plan to Avert Oil Wars, Terrorism and Economic Collapse (Gabriola Island, BC: New Society Publishers, 2006). НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ СЛАНЦЕВАЯ НЕФТЬ: ДО КАКОЙ СТЕПЕНИ? Andrews S., ASPO-USA Вопрос. Добыча нефти из нефтеносных сланцев оказалась впечатляющей; активные энергетические диалоги на национальном уровне до сих пор вызывают бурю эмоций. Когда вы почувствовали, что нефтеносные сланцы стали одним из видов «мощного решения», о котором в настоящее время так много говорят? Ответ. Месторождение Баккен стало разрабатываться пять лет назад, не только в США, но и в Канаде. Эти разработки, конечно, привлекли мое внимание, но я не изучал этот вопрос глубоко до тех пор, пока в 2012 г. не начал работать над своей работой «DrillBaby-Drill», и не собрал достаточно много информации, чтобы по-настоящему понять, что происходит в регионе Баккен. Собранные данные оказались феноменальными. В процессе подготовки доклада я изучил динамику добычи нефти в регионе по май 2012 г., к этому периоду добыча составляла более половины миллиона брл/сут. Добыча в регионе Игл Форд по показателям не была даже близка к этому, но, несмотря на это, в настоящее время добыча нефти в регионе Игл Форд догнала и даже может быть стала больше, чем в регионе Баккен. Так что, безусловно, он является «мощным решением». Важный вопрос заключается в том, насколько устойчивой будет добыча и что произойдет в долгосрочной перспективе? Вопрос. Вы ознакомились со всеми возможными данными и выполнили анализ. Основываясь на своем анализе, каково же ваше мнение о следующих пяти годах добычи сланцевой нефти в сравнении с несколькими громкими прогнозами, например, прогнозом EIA и прогнозом CitiGroup, подготовленном в январе 2012 г.? Ответ. Интересно, что EIA изменила свое мнение. Например, если изучить ежегодный обзор Annual Energy Outlook, подготовленный в апреле 2012 г., показатель прогноза составляет 12 000 участков, пригодных для бурения образований баккен и три форкс. Прогноз от апреля 2013 г. Annual Energy Outlook составляет уже 43 000 пригодных участков бурения, так как оценка запасов была увеличена почти в четыре раза. И для региона Игл Форд оценка числа участков бурения была почти удвоена и составила 22 000 единицы. В результате, были удвоены показатели оценки извлекаемых запасов нефти. Однако, если вы просмотрите прогноз EIA 2013 г., показатели на самом НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 деле довольно консервативны по сравнению с данными прогноза CitiGroup. Ссылаясь на прогноз EIA 2013 г., реализация проектов второго пика добычи нефти в США придется примерно на 2019 г., что говорит о возможном пике добычи сланцевой нефти в 2020 г. и последующем упадке добычи. В обзоре EIA 2012 г. Annual Energy Outlook средний показатель оценки окончательных извлекаемых запасов (Estimated Ultimate Recoverable – EUR) скважин региона Баккен составляет 550 тыс. брл нефти. С тех пор как этот доклад был подготовлен, показатель фактически снизился. По месторождениям штатов Монтана, Северная Дакота и основных участков Северной Дакоты в среднем до 93 тыс., 211 тыс. и 372 тыс. брл соответственно, несмотря на постоянное увеличение показателя оценки числа участков бурения. Таким образом, EIA представляет консервативный показатель по сравнению с показателем CitiGroup. Отчет Ed Morse от января 2012 г., подготовленный CitiGroup, предполагает, что добыча в регионах Баккен и Игл Форд будет каждый раз повышаться до более 1 млн брл/сут и останется стабильным, по крайней мере, до 2022 г. Но если Вы изучите любые прогнозы, то убедитесь, что они в немалой степени зависят от того, сколько разбуриваемых участков у вас есть. Я посмотрел оценки EIA по региону Баккен и сравнил их с картами расположения скважин и их продуктивности. После проведения анализа данных можно сказать, что данные прогноза переоценили число оставшихся разбуриваемых участков примерно на 60 %. Так что, если, по данным EIA, плотность скважин в регионе Баккен показана правильно, то этот показатель составляет всего 26 тыс. участков. На сегодняшний день в регионе пробурено, примерено 6000 скважин, так что осталось пробурить примерно 20 000 скважин. Данные по ежемесячному изменению в регионе Баккен добычи нефти на скважину и числу скважин, увеличивающемуся каждый месяц, иллюстрируют, что интенсивность бурения для поддержания добычи в объеме 725 тыс. брл/сут составляет 120 скважин в месяц. Моя оценка в прошлом году показала, что пик добычи нефти в регионе Баккен наступит в 2017 г. и составит почти 1 млн брл/сут, если интенсивность бурения составит 2000 скважины в год. Но эти показатели основаны на оценке 2012 г. EIA, составляющей чуть менее 12 тыс. скважин. Учитывая новые оценки EIA 35 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ 7000 Добыча нефти Число скважин 600 6000 500 5000 400 4000 300 3000 200 2000 100 0 2006 1000 0 2007 2008 2009 2010 Год 2011 2012 2013 Ежемесячная добыча на каждую новую скважину, брл/сут 700 8000 50 40 30 7000 Добыча нефти Число скважин 6000 5000 20 4000 10 3000 0 2000 -10 -20 2008 1000 2009 2010 2011 Ежемесячное число новых скважин 8000 Число эксплуатирующихся скважин Ежемесячная добыча на каждую новую скважину, брл/сут 800 0 2013 2012 Год Рис. 1. Расчет добычи нефти в регионе Баккен/Три Форкс в штатах Монтана и Северная Дакота за период 2006–2013 гг. (база данных Drillinginfo, средний показатель за 3 месяц Рис. 2. Данные по ежемесячному изменению добычи нефти в регионе Баккен и числа новых скважин, иллюстрируют, что для поддержания добычи в 725 тыс. брл/сут необходима активность бурения 120 скважин в месяц участков бурения, я думаю, что добыча нефти в регионе Баккен может достичь максимальных показателей к 2020 г., прежде чем начнет сокращаться. В регионе Баккен в настоящее время добывается примерно 725 тыс. брл/сут из чуть более, чем 6000 скважин (рис. 1). В настоящее время в регионе Баккен необходимо бурить около 1440 скважин в год, чтобы компенсировать сокращение добычи на месторождениях (рис. 2). Достижение пика добычи нефти в регионе Баккен зависит от числа скважин и интенсивности их бурения. По мере увеличения добычи, число скважин, которое необходимо бурить в целях ее поддержания должно также увеличиваться. На каждом месторождении нефтеносных сланцев, которые рассматривал, неизбежно встречаются привлекательные участки. Бурение на этих привлекательных участках осуществляется в первую очередь, затем начинают бурить более глубокие горизонты с более низким качеством запасов. По этой причине необходимо постоянное увеличение числа скважин, пробуренных с тем, чтобы компенсировать снижение добычи на месторождении. Итак, для того, чтобы регион Баккен поразил всех добычей в 1 млн брл/сут, то для этого необходимо пробурить примерно 2000 скважин в год. Такая интенсивность бурения также необходима и для того, чтобы компенсировать снижение добычи. Отсюда можно сделать вывод, что прогноз бурения еще 20 000 скважин достаточно оптимистичный. Таким образом, мы в основном рассматриваем прогноз для региона Баккен на 10 лет или менее; этот прогноз, конечно, не оптимистичный, с точки зрения долгосрочности, что следует из данных, предоставленных, например, CitiGroup. этого срока в ближайшей перспективе с последующим снижением добычи. По мере перемещения бурения к пластам с более низким качеством добыча на одну скважину также будет снижаться, в то время как затраты на бурение скважины останутся прежними. Поэтому, я считаю, что наступит период сдерживания активности бурения. Это также означает увеличение числа скважин с низкой продуктивностью, которые должны будут компенсировать снижение добычи. Поэтому, если эти 20 тыс. скважин будут пробурены, то пик добычи в регионе Баккен может наступить примерно в 2020 г., возможно, раньше, а затем последует спад. Так в регионе Баккен нефть будет добываться в течение многих десятилетий, но в гораздо меньших объемах. Вопрос. Упоминая о 10-летнем периоде в регионе Баккен, Вы имеете в виду высокий уровень добычи на протяжении 10 лет, или среднюю добычу в этот период? Ответ. Говоря о 10-летнем периоде, я имею в виду добычу в половину миллиона баррелей на протяжении 36 Вопрос. Значит, кривая добычи в регионе Баккен может показать крутой подъем, а затем показатели добычи останутся некоторое время без изменений перед спадом? Ответ. Да, именно так и будет происходить; снижение добычи в регионе Баккен составит примерно 44 % в год. Вопрос. Какие перспективы с точки зрения пика добычи и сроков его наступления для региона Игл Форд Вы видите? Ответ. При изучении данных в 2012 г. я использовал информацию доклада EIA 2012 г. предполагаемого числа пробуренных скважин, составляющего всего 12 000 единиц. В зависимости от того, как быстро будут бурить скважины, я прогнозирую пик добычи в период между 2015 и 2017 гг., предполагая, бурение 2000 и 2500 скважин в год, соответственно. В настоящее время бурится 3000 скважины в год. Примерно 10 % всех скважин, пробуренных в США, приходится на регион Игл Форд. Тем не менее, в своем анализе 2013 г. EIA увеличило оценку необходимого числа, скважин, составляющую 22 000 единицы. Это означает бурение 5,4 скважин на каждый участок, НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ с точки зрения этого показателя. Я не подготовил анализ на основании данных EIA для региона Баккен, как я сделал его для Игл Форд. Предполагая, что данные анализы реальны, чтобы достичь пика добычи к 2020 г. необходимо пробурить 22 тыс. скважины. Однако для региона Игл Форд можно назвать целый диапазон качества скважин. Некоторые из них действительно характеризуются высокой добычей, составляющей 700 брл/сут или более. С изменчивостью будет такая же картина. Если бурение на привлекательных участках будет завершено, то придется бурить участки с более низким качеством породы горизонтов, и экономика бурения будет снижаться. Но в настоящее время экономика в регионе Игл Форд очень неплохая, поэтому активность бурения достаточно высокая. Вопрос. Почему вы считаете, что между вашим анализом и анализом группы CitiGroup существует такая большая разница? Ответ. Я читал доклад, подготовленный группой CitiGroup, и просмотрел свои прогнозы. Мне просто интересно, какие данные фактически использовались группой CitiGroup, чтобы подготовить свой прогноз. При подготовке своего анализа я использовал в основном данные всех эксплуатирующихся скважин, по этой причине я могу рассчитать данные по любому участку и любому месторождению, чтобы понять среднее снижение ежегодной добычи в долгосрочной перспективе. Я рассчитал, что называется, жизненный цикл сланцевых регионов, как для месторождений сланцевого газа, так и для месторождений нефти из плотных пластов. Они очень похожи; обычно добыча в таких регионах характеризуется очень высокими темпами падения добычи в отличие от традиционных нефтяных месторождений. Еще в самом начале разработки сланцевых регионов средняя первоначальная производительность (initial productivity – IP) скважин будет расти довольно резко в процессе открытия привлекательных участков и фокусирования внимания на бурении этих участков, а также применение более совершенных технологий (более протяженных горизонтальных стволов и большего числа ступеней гидравлического разрыва пласта). В конце концов, по показателю IP мы достигнем пика добычи, который в регионе Баккен был достигнут ранее в 2010 г. С тех пор показатели IP скважин в регионе Баккен не изменялись. Поскольку регион Игл Форд представляет более новое формирование, чем Баккен, IP его скважин растет, и существует еще много участков для открытия привлекательных участков. Неизбежно IP скважин будут достигать и пика и падения, как в любом другом зрелом сланцевом регионе, которые я изучал. Если вы посмотрите данные и региона сланцевого газа Хейнесвилл в Луизиане, показатель IP скважин достиг своего пика в 2010 г. и затем постоянно сни- НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 жался, в настоящее время примерно на 20 % ниже пикового показателя, что говорит о том, что бурение на привлекательных участках завершено. Затраты на бурение скважины остаются прежними. По данным ассоциации Peak Oil Review Association, производительность участков не уменьшается независимо от того, сколько новых технологий применяется. На этих зрелых месторождениях сланцевого газа геология является более приоритетным аспектом, чем технологии. Вопрос. Каковы с вашей точки зрения перспективы формирования сланцевой нефти Монтерей в Калифорнии? Ответ. В соответствии с данными EIA значение формирования Монтерей как сланцевого региона номер один с точки зрения технически извлекаемых ресурсов раздуто. Рассмотрите показатели продуктивности скважин в регионе Игл Форд или Баккен. Это трудные регионы с очень сложной стратиграфией, в которых необходимо применять масштабные операции по гидравлическому разрыву пласта. И при всем при этом эти технологии не обеспечили «звездной» добычи, чтобы оправдать обман, в котором я мог убедиться. Я постарался тщательно изучить данные региона Монтерей. В докладе, подготовленном Университетом Калифорнии (University of California – UOC), данные по региону Монтерей оказались действительно раздутыми (как своего рода решение долговых проблем штата). Я был в недоумении. Эти данные оказались невероятно оптимистичными. В соответствии с данными EIA предполагается, что в регионе Монтерей находится 13,7 млрд брл извлекаемой нефти при плотности бурения 16 скважин на участке. Это в совокупности почти 28 тыс. скважин, каждая с производительностью 500 тыс. брл нефти. До сих пор мы не сталкивались ни с чем подобным. В настоящее время я работаю над более детальным анализом данных по региону Монтерей. Вопрос. После завершения своих исследований и получения всех этих данных, что Вы можете сказать о диапазоне средних показателей пика добычи сланцевой нефти в США, и того, когда этот пик добычи может наступить? Ответ. Если Вы уверены, что новые оценки EIA с точки зрения числа скважин, которые необходимо пробурить в регионах Баккен и Игл Форд (и которые я исследовал) я считаю, что пик добычи сланцевой нефти наступит в период 2020–2022 гг. Если вы посмотрите на фоновое снижение на других традиционных месторождениях, оценка EIA вторичного пика добычи всей нефти США может быть довольно близкой к 2019 г., хотя и не удивлюсь, если это произойдет раньше. Я считаю, что оценки по числу скважин, также довольно оптимистичны. Но пред37 UPSTREAM положение, что EUR этих скважин будет оставаться постоянным в перспективе обманчиво, учитывая, что лучшие продуктивные участки были пробурены в первую очередь. Вопрос. Каковы некоторые из основных факторов, которые могут повлиять на ваш сценарий, как в сторону роста, так и снижения? Ответ. В этом случае опять все сводится к числу участков и их качеству. Когда вы смотрите на плотность бурения на наиболее привлекательных участках региона Баккен, учитывая, что скважины обычно имеют 10 000-футовые боковые стволы, существует примерно четыре боковых ствола на интервал, с расстоянием около 1400 фут друг от друга (по последним оценкам EIA плотности скважин на два интервала). Предположительно, они могут распространяться в радиусе 700 фут вокруг скважины. Возможны ли препятствия для перехода к этой плотности бурения? Если есть какие-то препятствия, то какое число скважин необходимо пробурить, чтобы добыть больше нефти и не нанести ущерб экономике. Завышение числа скважин может стать недостатком, который может реально возникнуть в данной области. Преимущество заключается в том, что я недооценил область, которая имеет потенциал региона Баккен/Три Форкс. Я считаю, что EIA переоценило доступный показатель числа скважин в регионе примерно на 60 %. Если я не прав, что будет пробурено больше скважин. Если Монтерей, в действительности имеет такие масштабы, это может иметь значение. Это значение определяется как 13,7 из 47 млрд брл в соответствии с последней оценкой EIA технически извлекаемой сланцевой нефти. Вопрос. Что можно сказать о мировом уровне добычи? Ощущаете ли Вы, что любое значительное сланцевое месторождение нефти разрабатывается своевременно в других регионах по всему миру? Ответ. Да, за пределами США разрабатываются месторождения сланцевой нефти; уже открыто несколько месторождений в Канаде. Но культура разработки месторождений сланцевой нефти и газа в Северной Америке в значительной степени отличается от операций в других странах мира. Поэтому я думаю, что разработка месторождений сланцевой нефти в другой стране будет продвигаться гораздо медленнее, чем в США. Нам следует рассматривать сланцевую нефть в качестве краткой отсрочки с точки зрения общей картины мировых поставок. Добыча традиционной легкой и средней нефти в основном не изменяется с 2005 г. Этот показатель незначительно увеличился, но рост поставок жидких углеводородов действительно обеспечен благодаря добыче на месторождениях битуминозных песков, 38 ТЕХНОЛОГИИ тяжелой нефти, сланцевой нефти, нефти из плотных пластов, природного газоконденсата, а также производства биотоплив – другими словами дорогих, сложных для разработки источников. На мой взгляд, сланцевая нефть не является стабильным источником в долгосрочной перспективе. Но это обеспечит нам небольшую отсрочку. Я, конечно, не думаю, что люди должны заблуждаться относительно перспектив поставок нефти, особенно в свете перспектив добычи сланцевой нефти в США. Вопрос. Очевидно, что в последнее время мы слышим противоречивые сообщения относительно стандартной линии. Как пресса и промышленность реагируют на это сообщение? Ответ. Эти сообщения охватывают целый спектр проблем. Если вы поговорите с учеными и геологами, вы поймете, что они, как правило, мои самые горячие сторонники. Недавно, будучи в Канаде, я беседовал с одним из менеджеров в области газоснабжения, с которым я всегда встречаюсь, когда бываю в Калгари. Но он, конечно, не может знать все детали аспектов, которые мы обсуждали. Старые (в отставке) коллеги из Геологической службы Канады, также являются моими сторонниками. Люди, которые в настоящее время работают на канадское правительство, более сдержаны в своих оценках, чтобы разделить эту точку зрения, хотя некоторые из них в частном порядке. Представители прессы, которые задают мне провокационные вопросы, в том числе один из журналистов Forbes, часто обращаются ко мне на различных отраслевых мероприятиях, но они не ученые и не нефтяники. Многое из того, что вы читаете в прессе опубликовано лишь просто для заполнения страниц, в не мнение геодезистов, геологов и других специалистов. Не многие из интервью с этими специалистами публикуются и еще реже публикуются объективные обоснования данных. И достаточно много игроков отрасли проявляют личную заинтересованность в определенной точке зрения. У меня растут внуки и я заинтересован в их благополучном будущем. Мы действительно должны переосмыслить всю парадигму человечества от энергии ископаемого топлива, которое послужило нам так хорошо в течение последнего столетия. Источник: www.postcarbon.org/article/1816957 НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕВОРОТ В СЕКТОРЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИРОДНЫЙ ГАЗ ИЗ СЛАНЦЕВЫХ И ПЛОТНЫХ ПЛАСТОВ Природный газ является чистым, энергоэффективным топливом, добычей которого на наземных и морских месторождениях Австралия занимается на протяжении десятилетий. Поскольку мировой спрос на энергоносители повышается, нефтегазовые компании изучают на суше запасы природного газа, залегающие глубоко под землей. Это сланцевый газ и энергоресурсы, залегающие в плотных пластах, способные преобразовать энергетику страны. Компании, поддерживающие программу исследований, сотрудничают с австралийской Ассоциацией нефтедобычи и разведки (Australian Petroleum Production and Exploration Association – APPEA) с тем, чтобы предоставлять общественности четкую и объективную информацию о следующем поколении энергетики Австралии. Запасы природного газа из сланцевых пластов и плотных пород могут разрабатываться безопасно и эффективно; сектор обеспечит рабочие места и осуществляет операции в регионе с минимальным воздействием на окружающую среду. ПРИРОДНЫЙ ГАЗ ИЗ СЛАНЦЕВЫХ И ПЛОТНЫХ ПЛАСТОВ: ПРЕИМУЩЕСТВА АВСТРАЛИИ Региональное развитие Исследования показывают, что развитие сектора сланцевого газа и газа из плотных пластов обеспечат значительные преимущества региональным областям1, тысячи людей будут заняты в строительстве инфраструктуры и сфере оказания вспомогательных услуг. Многие компании инвестируют в разведочные операции и строительство инфраструктуры для следующей волны развития сектора природного газа. Наличие дополнительных запасов природного газа из сланцевых и плотных пластов будет стимулировать австралийскую экономику для создания новых рабочих мест в целом ряде отраслей промышленности (рис. 1). 1 Источник: Engineering Energy: Unconventional Gas Production, Australian Council of Learned Academies (June 2013), Chapter 11: Community Amenity and Opportunity. Добыча. Южная Австралия обладает наиболее передовыми проектами разработки запасов сланцевого газа и газа из плотных пластов, в том числе первые австралийские скважины, пробуренные на сланцевый газ. Экономика Австралии. Природный газ играет важную роль в экономическом развитии и энергетической безопасности Австралии. Газовые топлива составляют 26 % всего потребления энергии, включая электропитание промышленности, отопление домов и выработку электроэнергии по Австралии. Более подробную информацию можно получить на сайте: www.appea.com.au Перфорация около ствола скважины Активность проведения разведки на сланцевую нефть Потенциал бассейнов сланцевого газа/нефти Потенциал. Австралия располагает извлекаемыми запасами сланцевого газа в объеме приблизительный 437 трлн фут3, из которых 1 трлн фут3 предназначен для производства электроэнергии для города Перт на протяжении 10 лет. Рис. 1. Потенциал сланцевого газа австралийских бассейнов НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 39 UPSTREAM НАДЕЖНОСТЬ ПОСТАВОК ЭНЕРГОРЕСУРСОВ Добыча в Австралии природного газа из сланцевых и плотных пластов поддерживает поставки на внутренний рынок. Этот газ, добываемый в бассейне Купер в Центральной Австралии, поставляется для использования в бытовом (в зданиях) и промышленном секторах (для предприятий) Южной Австралии и Нового Южного Уэльса. Разработка запасов природного газа из сланцевых и плотных пластов Западной Австралии и Северных Территорий также может поддерживать растущий спрос на отечественный газ. Более обширная разработка в Австралии запасов природного газа будет способствовать повышению безопасности и усилению ценовой конкуренции, также как и в США. Если современные разведочные программы будут успешными, будущее развитие сможет поддерживать безопасные диверсифицированные отечественные газовые проекты, с потенциалом поддержки сектора сжиженного природного газа (liquefied natural gas – LNG). ТЕХНОЛОГИИ Нагревание газа Горячая вода Тепловая обработка Промышленное использование Млн человек ЧИСТАЯ ЭНЕРГИЯ В настоящее время природный газ в Австралии представляет самый чистый жизнеспособный источник для производства электроэнергии с целью обеспечения базисной нагрузки и пиковой мощности. Ресурсы природного газа Австралии могут способстДействительные вовать значительному сокращению выбросов парниковых Действительные газов путем замены угля в качестве топлива для произ1998 г. и прогноз водства энергии (рис. 2). Связанные с сектором производства электроэнергии выбросы углекислого газа (CO2) в США сократились на 12 % в период между 2007 и 2012 гг., с наиболее низкими объемами выбросов в течение десяти лет. Один из основных факторов, влияющих на это снижение, стало увеличение использования природного газа, в Источник: EIA Data by Country, Carbon Dioxide Emissions и результаты оценки EIA 1998 г. том числе сланцевого газа, вместо угля для выработки Выбросов парниковых газов; увеличение объемов выбросов парниковых газов электроэнергии. будет увеличиваться в период до 2020 г. на 1,5 % в год Сланцевая революция в США. Быстрый рост недорогой Рис. 2. Выбросы в США двуокиси углерода в результате потребления добычи сланцевого газа вдохнул новую жизнь в экономику энергии, млн метрических тонн США. США в качестве ведущего в мире региона добычи сланцевого газа уже обновили свой энергетический сектор с крупными инвестициями в добычу природного газа. Одно из последних исследований иллюстрирует степень преобразования сектора2. В процессе проведения исследования было установлено, что возрождение в США наземной разведки на природный газ и добыча сланцевого газа уже обеспечило, по крайней мере, 576 тыс. рабочих мест в Техасе, 102 600 рабочих мест в Пенсильвании, 96 500 рабочих мест в Калифорнии, 78 900 рабочих мест в Луизиане, 77 600 рабочих мест в Колорадо, что в 2012 г. в совокупности составило 1,7 млн рабочих мест в с прогнозируемым (до 2015 г.) ростом этого показателя до 2,5 млн рабочих мест (рис. 3). В то же время как показатель трудовой занятости в секторе вырос, объемы выбросов CO2 снизились. Рис. 3. Прогноз увеличения рабочих мест в секторе разработки 2 40 Источник: IHS Global Insight – America’s New Energy Future, декабрь 2012 г. сланцевого газа и газа из плотных пластов НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ НОВЫЕ ПОДЗЕМНЫЕ ИСКОПАЕМЫЕ ЭНЕРГОРЕСУРСЫ Природный газ залегает во многих типах подземных образований, в том числе в сланцевых, угольных и песчаных пластах. Плотные газоносные породы находятся в песчаниках с низкой проницаемостью (рис. 4). Sydney Harbour Bridge, протяженность 1149 м Наземные нефтяные и газовые буровые установки, 43 м Глубокое залегание Сланцевый газ залегает достаточно глубоко под землей (5 км), что примерно в 4 раза больше, чем протяженность моста Sydney Harbour Bridge, которая составляет 1149 м Газовая скважина, 1,5 м Водоносный горизонт Водоносный горизонт Барьерный пласт Газовая скважина на сланцевые пласты Газовая скважина на угольный пласт Угольный пласт Разведка В Западной Австралии в настоящее время пробурена только одна газовая скважина на плотные пласты, в то время как на Северных территориях добыча природного газа из сланцевых или плотных горизонтов не осуществляется. Геологоразведочные работы ведутся в нескольких регионах, с тем, чтобы осуществлять добычу в промышленных масштабах Глубина залегания газоносных сланцев, 2000–5000 м Барьерный пласт Барьерный пласт Барьерный пласт Плотные пласты Сланцевые пласты Рис. 4. Порядок залегания подземной породы НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 41 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ СЛАНЦЫ Песчаные пласты включают открытые трещины Трещины Природного газа течет по трещинам Смесь воды, песка и химических агентов Скважина дения операций; отраслевые компании должны сначала проконсультироваться со скотоводами и владельцами (Traditional Owners), чтобы получить разрешение на проведение разведки на участке в соответствии с согласованными условиями. Геологоразведочные компании также проводят мониторинг состояния окружающей среды с целью выявления областей, подчиняющихся специальному управлению. Эта информация включается в планы, представляемые для нормативного утверждения проведения любой операции и промышленной деятельности. Получение сейсмических данных. Для того, чтобы понять какие пласты находятся под землей, необходимо Глобальная энергия Добыча сланцевого газа, как ожидается, станет единственным обширным источником новой глобальной энергии в течение следующих двух десятилетий Рис. 5. Схематическое изображение газоносного горизонта Водоносный горизонт Барьерный пласт ЗАПАСЫ ПРИРОДНОГО ГАЗА: РАЗЪЯСНЕНИЕ Источники природного газа из сланцевых и плотных пластов находятся в ловушках слоя мелкозернистых пород (рис. 5). Газоносные сланцы сланцевых пород и газоносные плотные породы находятся в песчаниках с низкой проницаемостью, обычно на глубине 4–5 км под землей (рис. 6). Достижения в области технологии бурения позволили промышленности извлечь этот природный газа с помощью гидравлического разрыва пласта (также известного как «fraccing»), чтобы создать крошечные трещины диаметром 3–6 мм в газоносных породах, чтобы обеспечить поток газа к поверхности. Газ из угольных пластов (coal seam gas – CSG), также известный как метан из угольных пластов, накапливается в ловушке под давлением воды в подземных угольных пластах. Метан в угольных пластах залегает ближе к поверхности на глубине 400 – 1000 м. Иногда для высвобождения метана из угольных пластов необходимо применить гидравлический разрыв пласта. Благодаря природной геологии Австралии добыча природного газа в западных и центральных районах, скорее всего, станет дополнением к добыче природного газа из сланцевых и плотных горизонтов, в то время как на восточном побережье основное внимание уделяется добыче метана из угольных пластов. ПРИРОДНЫЙ ГАЗ ИЗ СЛАНЦЕВЫХ И ПЛОТНЫХ ПЛАСТОВ: ЭТАП РАЗРАБОТКИ Приобретение лицензий и разрешений. Перед началом любой деятельности необходимо выбрать место прове42 Угольный пласт Газовые скважины на плотные пласты Барьерный пласт Барьерный пласт Плотные пласты Барьерный пласт Слои непроницаемой породы Сланцевые пласты создают природный барьер, предотвращающий течение газа или жидкостей глубоко под землей к поверхностным водоносным горизонтам Сланцевые пласты Рис. 6. Схематическое изображение подземных пластов НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ провести сейсмические исследования и получить Тягач для Тягач для сейсморазведки Датчики регистрации изображение. Звуковые данных волны отражаются от структуры подземной породы и по отображенным сигналам выявляются возможные нефтяные и газоносные пласты. Сейсмические волны Для определения наилучшего места для буреЦемент ния и сведения к минимуму числа скважин геологи Стальная обсадная изучают ответные сигнаколонна лы (рис. 7). Плотные пласты Сооружение буровой Буровое долото площадки. Строительство Сланцевые пласты инфраструктуры на буроРис. 8. Схематическое изображение вой после нормативного Рис. 7. Проведение сейсмических исследований скважины утверждения включает сооружение и монтаж оборудования для проведения операций и бурения куста расширенная программа тестирования. Это тестирование скважин и согласовывается компанией со скотоводами и обеспечивает оператора важной информацией о ресурсах. владельцами. Отбор проб и тестирование. Гидравлический разрыв Куст скважин варьируется по площади, но, как правило, пласта используется в Западной Австралии с 1950 г., где эта площадь занимает 2–5 га земли. Бурение нескольких эта технология была успешно применена на 780 нефтяных скважин с одного куста минимизирует землепользование скважинах без известных возможных влияний на окруи сеть дорог, необходимых для доставки оборудования, жающую среду, водные горизонты и здоровье местных материалов, буровых растворов и т.д. жителей. Бурение скважин. Для достижения плотных или сланСтроительство газопровода. Если этап тестироцевых пластов вертикальные скважины бурят глубиной вания завершается успешно, можно приступать к до 5 км. Чтобы обеспечить максимальный доступ к ре- строительству трубопровода от основной скважины сурсам в скважине в газоносном горизонте могут быть с уже существующей сетью газопроводов. Добытый пробурены горизонтальные стволы протяженностью 600–2000 м в слое (рис. 8). Конструкция скважины и программа ее строительства утверждается и контролируется государством и региональными регулирующими органами. Гидравлический разрыв пласта. Перед применением гидравлического разрыва пласта необходимо разработать Водоносный Вода+песок+присадки горизонт программу проведения операций и получить одобрение Песок помогает регулирующих органов (рис. 9). трещинам оставаться открытыми Область применения гидроразрыва пласта. ГидравБарьерный лический разрыв пласта может также использоваться пласт для стимулирования в подземных водных скважинах для Стальная улучшения потока; эта технология имеет важное значеобсадная колонна ние для производства энергии из геотермальных систем горячей породы. В случае одобрения оператор будет закачивать жидкость, обычно состоящую из 99,5 % воды и песка и 0,5 % химических добавок, под давлением в скважину. Это Сланцевый/ обеспечит создание сети крошечных трещин в скальной плотный газоносный Горизонтальная скважина породе. Песок поможет оставаться трещинам открытыми горизонт и обеспечит поступление природного газа из ловушек в ствол скважины. Тестирование. После того, как скважина пробурена и можно безопасно добывать природный газ, реализуется Рис. 9. Схема проведения гидравлического разрыва пласта НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 43 UPSTREAM Поверхность ТЕХНОЛОГИИ Название Поверхностная пробка Водоносный пласт Вторая пробка Барьерный пласт Стальная обсадная колонна Цемент Барьерный пласт Изолирующая пробка Трещины Плотные породы Сланцевые породы Рис. 10. Схематическое изображение глушения скважины природный газ перерабатывается и затем может быть использован для производства электроэнергии, отопления и приготовления пищи в домах и для в широкого применения в различных энергетических областях. Незначительное влияние добычи. Строительство скважины (бурение и заканчивание) и обустройство буровой может занять до одного года. На протяжении процесса строительства скважины, регулирующее Агентство контролирует соблюдение требований при помощи проведения регулярных инспекций. Когда строительство скважины завершается, компания работает совместно со скотоводами и владельцами над восстановлением ландшафта, окружающего устье скважины до исходного состояния. Десятилетия добычи природного газа. После того, как участок на буровой площадке очищается и восстанавливается территория вокруг каждого устья скважины, оставляется. Эта территория включает в себя устье скважины, блок переработки газа и один или два водяных резервуара. Скважины обычно обеспечивают добычу природного газа в течение многих лет с небольшой поверхностной активностью, включающей регулярные экологические проверки. Газовые скважины, пробуренные на сланцевые и плотные горизонты, как ожидается, имеют длительный срок добычи, включающий несколько десятилетий. Вывод из эксплуатации скважин. Когда добыча из скважины больше не осуществляется, в ней проводится размещение серии цементных мостов, этот процесс называется глушением скважины. Этот цемент представляет собой специально приготовленную смесь, 44 которая смогла бы выдержать длительное воздействие высоких давлений. Процесс глушения скважины подвергается строгому контролю и рассматривается и утверждается государственными или региональными регулирующими органами (рис. 10). ОТВЕТНОЕ РАЗВИТИЕ: РАЦИОНАЛЬНОЕ ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЕ Защита грунтовых вод. Промышленность стремится к безопасной и ответственной деятельности и обеспечению долгосрочной защиты грунтовых вод. Одной из наиболее важных мер защиты подземных вод является безопасные и эффективное проектирование и строительство скважин. Другие меры включают проведение независимого исследования с тем, чтобы понять пресноводные подземные системы и безопасное хранение, и очистку извлеченных жидкостей на поверхности. Строгие технические стандарты поддерживаются посредством постоянного мониторинга, чтобы убедиться, что управление осуществляется эффективно. Гидравлический разрыв пласта. Та же концепция разработки высоких стандартов проектирования и осуществления мониторинга являются основой гидравлического разрыва пласта в скважине – процесса, использующегося для увеличения добычи углеводородов из плотных и сланцевых пластов. Для сланцевых и плотных пластов гидравлический разрыв Стальная труба пласта или «fraccing» осуществляется на глубине от двух до пяти тысяч метров под землей, что в пять раз больше протяженности моста Sydney Harbour Bridge (1149 м). Газоносный горизонт отЦементная пробка деляется от водоносного Устье скважины Обсадная колонна Водоносный горизонт Кондуктор Цемент Техническая обсадная колонна Эксплуатационная обсадная колонна Рис. 11. Схематическое изображение скважины и цементной пробки НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ горизонта сотнями метров непроницаемой породы, создающей естественный барьер и предотвращающей течение газа или жидкости гидроразрыва от утечки в пресноводные водоносные горизонты, залегающие на меньшей глубине. Использование воды. Большая часть воды для добычи природного газа из плотных и сланцевых горизонтов используется в процессе гидравлического разрыва пласта. Международный газовый союз (International Gas Union) оценивает объемы потребляемой в таких операциях воды примерно в 11 млн л воды, что эквивалентно четырем олимпийским бассейнам. Это намного меньше, чем необходимо для многих областей сельскохозяйственного и промышленного использования. Примерно треть объема воды, использующейся в операциях гидроразрыва пласта, будет вытекать обратно на поверхность вместе с начальной добычей газа. Эта вода может быть переработана и использоваться для гидравлического разрыва пласта в других скважинах. Вода, которая не может быть переработана, должна сливаться в специально предназначенные для этой цели пруды для испарения; после испарения на дне остается небольшой осадок. Этот осадок исследуется и при необходимости может безопасно удаляться и доставляться в лицензированные хранилища. Содержание. Стальной корпус обсадной колонны скважины проходит через восемь горизонтов, и цементная пробка образует непрерывный защитный барьер между скважиной и окружающей породой. Программа строительства и конструкция скважины утверждаются и контролируются государственными или территориальными регулирующими органами (рис. 11). Мониторинг. Регулирующие органы требуют проведения контроля и соблюдения необходимых условий управления на каждом месторождении во время и после добычи. Эти меры включают в себя мониторинг качества территориальных подземных вод и уровней воды в водоносных горизонтах. Мониторинг воды. Количество воды, используемое в процессе гидравлического разрыва пласта в плотных и сланцевых горизонтах, составляет малую долю воды, используемой в сельском и промышленном секторах (рис. 12). Качество воздуха. Сокращение выбросов в результате проведения операций по добыче природного газа является приоритетной задачей для промышленности. Разработка конструкции скважин, строительство и эксплуатация осуществляется таким образом, чтобы минимизировать выбросы. Результаты нескольких научных исследований говорят о том, что выбросы парниковых газов при производстве электроэнергии с использованием сланцевого газа, в том числе выбросы парниковых газов в течение жизненного цикла проекта, значительно ниже, чем при использовании угля3. Все объекты в Австралии по добыче природного газа, в том числе скважины и Сельское хозяйство, лесное хозяйство, рыболовство, 37,6 % Газ и электричество, 2,6 % Муниципальный/бытовой сектор, 43 % Добывающая промышленность, 0,9 % Другие отрасли, 11,7 % Производство, 4.2 % Источник: Water volumes sourced from: Australian Bureau of Statistics – Australian Water Account, 2010–2011 гг. Рис. 12. Области использования воды Куст скважин с 6 устьями 3 Источник: Shale Gas: the facts about the environmental concerns, International Рис. 13. След от бурения горизонтальных скважин на сланцевые горизонты Gas Union (June 2012), Section 7: Air emissions. НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 45 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Жидкости гидроразрыва на 99,5 % состоят из воды и песка Некоторые виды присадок, используемых в жидкостях гидроразрыва Гуаровые смолы, 0–0,15 %.Содержание гуаровых смол в мороженом составляет 1 % Вода, 90 % Уксусная кислота, 0–0,1 %, концентрация в уксусе 5 % Хлорид натрия, 0–0,005 %, концентрация в поваренной соли, 99 % Стабилизатор рН (МЕА Борит), 0–0,1 %, концентрация в косметике, 0,5 % Песок, 9,5 % Химические присадки, 0,05 % Дезинфицирующее средство (гипохлорид натрия), менее 0,02 %, концентрация в отбеливателе, 5 % Рис. 14. Понимание состава жидкостей гидроразрыва трубопроводы, жестко контролируются, чтобы минимизировать риски утечки газа. Ограничение вредного воздействия на поверхность. Наземные разработки плотных и сланцевых газоносных горизонтов направлены на минимизирование влияние на территорию, окружающую промысел. Горизонтальное бурение помогло уменьшить отпечаток разработок сланцевых и плотных газоносных горизонтов, обеспечивая масштабный охват продуктивного пласта, который был бы возможен при бурении нескольких скважин, работающих на одной буровой, что в значительной степени снижает воздействие операций. Используя этот подход, производители могут разработать месторождение одним буровым долотом каждые 1–4 км. Большинство из этих буровых площадок затем могут быть соединены под землей с центральным технологическим комплексом. Разработка высоких стандартов. Отраслевые операторы разработали и используют высокие стандарты и четко придерживаются решений в рамках правительственных постановлений, которые также перекликаются с высокими стандартами разработки сланцевых и плотных газоносных горизонтов. Эти высокие стандарты выражены правилами Golden Rules for the Golden Age of Gas, опубликованными Международным энергетическим агентством (International Energy Agency – IEA). APPEA разработала и способствовала разработке нескольких практических нормативов. Эти нормати46 вы определяют руководящие принципы передовой практики, отражают приоритеты отрасли с точки зрения работы с общественностью и предназначены для повышения прозрачности всех основных элементов оценки и мониторинга отраслевой деятельности. Исследования CSIRO. Исследование качества воздуха и выбросов парниковых газов в результате добычи метана из угольных пластов, было выполнено совместно CSIRO и Федеральным Правительством. Более подробную информацию можно получить на сайте CSIRO. Чистая энергия. Агентство по охране окружающей среды США (Environment Protection Authority – ЕРА) утверждает, что «…по сравнению со средними выбросами в атмосферу эмиссии от сжигания угля для производства электроэнергии, природный газ, использующийся для аналогичных операций, производит вдвое меньше двуокиси углерода и менее чем в три раза меньше оксидов азот, и не более 1 % оксиды серы»4. Небольшой след. Куст скважин включает в среднем от 4 до 8 скважин, которые будут охватывать меньшую площадь земли, равную примерно площади одного стандартного дома (рис. 13). Доступ к информации. Отраслевые компании стремятся к прозрачности всех операций по гидроразрыву пласта, поэтому не скрывают состав жидкости гидроразрыва. Планирование операций по каждой скважине включает разработку экологического плана с детальной информацией о любых химических веществах, которые будут использоваться при гидроразрыве пласта и стратегии обращения с ними, а также план защиты окружающей среды на протяжении всего жизненного цикла проекта. Промышленность поддерживает прозрачность информации, и многие компании размещают эти данные на своих сайтах в открытом доступе. Регулирование химических веществ. Жидкости, используемые в гидравлическом разрыве пласта, в основном состоят из воды и песка (примерно 99,5 %). Остальные смеси химических добавки, используемых для загущения жидкости, чтобы помочь нести песок или шарики (известные как проппанты), которые обеспечивают поддержку в открытом состоянии крошечных волосоподобных трещин, позволяя газу течь более легко. Химические вещества способствуют снижению трения, удалению бактерий и устраняют необходимость обустройства больших рабочих площадок. Большинство используемых в операциях химических добавок применяются для производства широкого спектра бытовых изделий. Контроль химических веществ. Химические добавки жидкостей гидроразрыва подлежат тем же строгим правилам, которые применяются к химическим веществам, используемым на фермах или заводах (рис. 14). 4 Источник: US Environmental Protection Agency, www.epa.gov/cleanenergy/ energy-and-you/affect/air-emissions.html. НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Общие химические вещества. Многие из химических веществ, обнаруженных в жидкости гидроразрыва, также используются в общих хозяйствах и на коммерческих предприятиях. Они включают гуаровую смолу, используемую для приготовления желейных десертов, поваренную пищевую соль, моющие вещества и антисептики; все эти вещества, используется в крайне низкой концентрации. Прозрачность. Перед началом работ компании должны представить подробные планы проведения операций гидравлического разрыва пласта для утверждения государством или территориальной администрацией. Совместные операции. Нефтяная и газовая промышленность признает, что успех зависит от долгосрочной перспективы отношений, построенных на целостности, прозрачности, справедливости и уважении. Успешные партнерские отношения между общественностью и промышленностью обеспечивают важные преимущества, в том числе: экономический рост; трудовая занятость на региональном уровне (в том числе рабочих мест для фермеров и владельцев); развитие регионального и мелкого бизнеса; обучение кадров; развитие общин; строительство инфраструктуры. При помощи отношений кооперативного сообщества и информационных обсуждений промышленность и правительство обеспечивают разработку правильного подхода, чтобы повысить потенциал в отрасли и обеспечить значительные преимущества для регионов. Партнерский подход. Промышленность, правительство и CSIRO совместно организовали тренинги в рамках информационного сообщества тренинги в Западной Австралии и на Северных территориях. Это важное сотрудничество направлено на работу совместных общин, включая слушания и решение своих проблем, а также определения источников информации, которым они могут доверять. В Южной Австралии промышленность работала в тесном сотрудничестве со всеми заинтересованными сторонами, в частности, правительством Южной Австралии через Круглый стол по нетрадиционному газу. Источник: APPEA www.appea.com.au КЕНИЯ: ИСКАЛИ НЕФТЬ, А НАШЛИ ВОДУ Напомним, первое месторождение нефти в Кении было обнаружено в марте 2012 г. Продолжив в 2013 г. геологоразведочные работы, ученые открыли в стране огромные запасы воды. Бассейн был обнаружен на глубине более 300 м – он настолько велик, что по подсчетам ученых превышает объем заполнения знаменитого озера Лох-Несс примерно 25 раз. Важность события заключается в том, что открытый источник находиться вдали от гор, что означает отсутствие угрозы пересыхания, разумеется, при правильном использовании. ЮНЕСКО и правительство Кении, при спонсорской поддержке Японии, использовали спутники, радары и геологические технологии для поиска новых источников воды. Кения, как известно, отличается засушливостью и бедностью. Но последние исследования показывают, что в недрах страны таится в общей сложности 250 трлн л грунтовых вод. Этого достаточно, чтобы под- держивать жизнь 40 млн человек, разумеется, если наладить успешное извлечение живительной влаги. Добавим несколько слов о нефти в Кении. Единственное в стране месторождение нефти было обнаружено английской компанией Tullow Oil в марте 2012 г. на северо-западе Кении, в области Туркана. Интерес к Кении сразу возрос, в том числе и со стороны России. У страны появился шанс совершить мощный рывок к благополучию. Большой источник пресной воды позволит развивать сельское хозяйство и в достатке обеспечить жителей страны чистой питьевой водой. Наличие собственной нефти, позволит организовать экспорт, в котором, кстати, уже сильно заинтересован Китай. Напомним, планируемое строительство портового комплекса в Кении (на берегу Индийского океана, неподалеку от архипелага Ламу), способно изменить всю транспортную логистику в Восточ- НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 ной Африке. Здесь будет построен комплекс из 32 причалов порта, а так же новый НПЗ. С внутренними районами Кении и близлежащих стран (богатых нефтью Южного Судана и Уганды) порт будет связан через подведенную железную дорогу и нефтепровод. Инвестиции оцениваются аналитиками в 25 млрд долл. В поисках инвестиций, Кения обратилась к богатейшим странам. Так получилось, что первым на призыв откликнулся Катар. Однако, судя по обстановке в настоящем времени, Катар был вытеснен из проекта Китаем. Таким образом, Китай, похоже, полностью решил контролировать ту нефть, которая будет отправляться в страну с берегов Восточной Африки. Правда, не все так просто. С будущим кенийским экспортом связано множество рисков. Первый из которых заключается в деятельности радикальной исламистской группировки. 47 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕДОВОЙ ОПЫТ ПРОВЕДЕНИЯ АНАЛИЗА РИСКОВ И НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ UPSTREAM-СЕКТОРА НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ Hother J., Proneta КРАТКИЙ ОБЗОР Автор статьи J. Hother [1] посвятил ряд статей описанию анализа характера отказов, их последствий и важности (failure mode, effects and criticality analysis – FMECA), который является достаточно эффективным инструментом управления техническими рисками, возникающими в процессе реализации проектов upstream-сектора нефтегазовой отрасли. В этой статье рассматривается, как лучше интерпретировать результаты проведения анализа FMECA, и определить, было ли это исследование выполнено надлежащим образом для получения лучших результатов. В качестве примера автор использует заканчивание интеллектуальных скважин, и фокусирует внимание на техническом отчете, содержащем все аспекты исследования и детали, что и как использовать и оценивать. Конкретные аспекты включают следующее: блок-схему системы; схему заканчивания скважины; функциональные характеристики; общие процедуры; данные FMECA; результаты анализа; рекомендации. ВВЕДЕНИЕ Нефтяная промышленность признала важность анализа, направленного на сведение к минимуму рисков, повышение вероятности успеха в достижении целей проекта, оптимизацию затрат на протяжении всего жизненного цикла реализации новой технологии (или разработки запасов), масштабы использования которого (особенно в применении к проектам upstream-сектора) постоянно расширяются. Промышленность постоянно развивается и расширяет диапазон от самых простых технических решений до сложных методов, охватывающих широкий спектр технологий, в том числе программное обеспечение локальных встраиваемых контроллеров и мониторинг систем управления в режиме реального времени. В то же время, анализ 48 FMECA проводится для широкого спектра систем от простых береговых до сложных глубоководных скважин, расположенных на достаточно большом расстоянии от берега, поскольку в настоящее время с использованием достаточно сложных технологий последствия неисправностей и отказов могут быть достаточно серьезными. Анализ FMECA является адекватным инструментом, использующимся для исследования рисков и надежности систем и оборудования. Анализ FMECA успешно используется во многих инженерных отраслях промышленности в течение многих десятилетий, также вариант метода был специально разработан для upstream- проектов нефтегазовой отрасли [1–5]. В статье также говорится о том, как проверить эффективность/успешность анализа FMECA , выполненного для нефтегазового проекта (на примере заканчивания интеллектуальной скважины). Анализ FMECA должен включать технический отчет, содержащий результаты и все вспомогательные данные. Чтобы определить, является ли анализ FMECA надежным, специалистам следует извлекать эти данные из каждой части отчета и обращать на них особое внимание. Технический отчет должен содержать следующую информацию. – Основные положения (охватывающие все ключевые моменты, и в том числе перечень основных направлений деятельности). – Проделанная работа: цели выполнения операций/работы; действия. – Достигнутые результаты: определение базовой системы; оценка результатов анализа FMECA. – Выводы и рекомендации: список ключевых действий; следующие шаги. – Приложения: исходные документы; НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ заполненный рабочий журнал FMECA (включая электронные таблицы MS Excel, или в альтернативном формате). БАЗОВЫЙ УРОВЕНЬ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ Лучше всего начать анализ с определения базовой системы, это поможет выявить область применения анализа (с точки зрения процессов, которые все вместе составляют жизненный цикл, компоненты системы и границы системы). Примером различных этапов жизненного цикла могут стать следующие операции: модернизация буровой установки; оборудование скважины; испытание скважины; добыча продукции; спуск в скважину инструментов. Также следует прилагать описание общих процедур, проводящихся в рамках каждого из этапов. Границы системы могут быть установлены с помощью определений, содержащих название ключевых компонентов, таких как ствол скважины, экраны, Заканчивание наземного интервала Катушка НКТ Подвеска НКТ 3 компоновка (предохранительный клапан 1/4 , ICV линия управления 1/4 , оптический кабель тройной в одинфарном 1/4 ) НКТ Верхняя компоновка 5 1/2 Предохранительный клапан 4 1/2 Соединение 9 5/8 HF1 внутриколонный пакер 4 Ѕ Измерительная система с 2 РТ устройствами 4 Ѕ Соединение 4 Ѕ HS-ICV c отклонителем и устройством AccuPulse 3 Ѕ Центратор Средняя компоновка 3 Ѕ Соединение 7 HF1 изоляционный пакер 3 Ѕ Измерительная система с 2 РТ-устройствами 3 Ѕ Соединение 2 7/8 HS-ICV c отклонителем и устройством AccuPulse Нижняя компоновка 3 Ѕ Соединение 7 HF1 изоляционный пакер 3 Ѕ Измерительная система с 2 РТ-устройствами 3 Ѕ Соединение 2 7/8 HS-ICV c отклонителем и устройством AccuPulse 2 7/8 заглушка Рис.1. Часть списка, подготовленного для определения границ анализа 3-Зона нагнетания DHFC заканчивания НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 пакеры, клапаны, датчики, линии, крюки, обсадные колонны, трубы, устье скважины. Оптимальный способ определения границ системы заключается в подготовке обычного перечня, как показано на рис. 1. Система также должна включать набор подробных блок-схем (блок-схему системы и чертеж заканчивания скважины). Для полноты анализа необходимо описывать систему на каждом этапе жизненного цикла проекта. Изображение системы на чертежах должно быть исчерпывающе подробным и охватывать все аспекты, а не просто изображение компонентов/деталей системы, включенных в пределы ее границ, например: включать оборудование. связанное с системой; указывать непосредственные влияния на систему. Анализ FMECA может также охватывать и все компоненты системы (вплоть до гаек и болтов), с целью изучения и оценки значения мелких деталей, касающихся проектирования, производства (добычи) и эксплуатации. Анализ FMECA, который представляет очень ценный подход на раннем этапе программы разработки, может применяться на уровне системы еще до определения деталей. Если на начальном этапе проведения анализа FMECA был применен тщательно структурированный метод оценки, уровень исследования компонентов и уровень исследования системы могут быть объединены вместе, чтобы обеспечить более глубокое понимание. Блок-схема системы. Цель разработки блоксхемы заключается в определении и уточнении интерфейсов между всеми ключевыми компонентами системы. Это может быть механическая, электрическая, оптическая среда потока. Эти интерфейсы зачастую достаточно непросто увидеть на чертежах, которые отражают физические параметры. Прямоугольники, линии и стрелки являются вполне наглядными элементами для построения этих блоксхем, при условии, что они имеют наименование. Цветовое кодирование также может оказаться очень полезным инструментом, способным внести ясность. Блок-схема должна быть разработана для каждого этапа жизненного цикла. Пример базовой блок-схемы показан на рис. 2, с различными типами интерфейсов (например, электрическим, гидравлическим, механическим), показанными отдельно с использованием для ясности цветового кодирования. Схематическое изображение (чертежи). Цель подготовки таких чертежей заключается в том, чтобы проиллюстрировать физическое расположение узлов компоновок (оборудования) в скважине. Показанный цветом чертеж системы наглядно проиллюстрирует положение и взаимосвязь ее компонентов. На чертеже должно быть представлено схематическое изображение каждого этапа жиз49 UPSTREAM Попутная вода Внутриколонный пакер Зона XXI Контрольная панель Насос Насос Наземная система контроля (клапаны/ фильтры/резервуары/ клапаны) Насос HP НКТ Морская вода Воздух В другую скважину Фонтанная арматура Морская вода Воздух Манифольд НКТ Источник энергии Продувка Система управления колонной Линии и соединения Дегазирование и фильтрация Измерительная компоновка Перфорация около ствола скважины Источник энергии Соединительный узел Система SCADA ICV компоновка регуляторов Данные потока Зона XXII НКТ Поверхность моря Расходомер Вентури Измерительная компоновка Подводная система Основной ствол скважины Система управления колонной Пакер Зона 1-2 Линии и соединения Дегазирование и фильтрация Перфорация около ствола скважины ICV компоновка регуляторов SCSSSV Система управления колонной Пакер Зона 1-2 НКТ НКТ Зона XXIII–XXIV Линии и соединения Морская вода ТЕХНОЛОГИИ Измерительная компоновка Нагнетаемая вода Электроэнергия и сигналы Перфорация около ствола скважины ICV компоновка регуляторов Гидравлическая энергия и сигналы Заглушка Рис.2. Пример блок-схемы базовой системы ненного цикла. Каждый элемент на схеме системы должен быть идентифицирован в соответствии с диаграммой и с помощью последовательной маркировки. Примером передовой практики является принципиальная схема заканчивания скважин для каждого этапа жизненного цикла, как показано на рис. 3. Важно, чтобы эти диаграммы в точности перекликались со списком ключевых компонентов. Функциональные характеристики. Функциональные характеристики необходимы для определения того, какие функции требуются для каждого ключевого компонента, на каждом этапе жизненного цикла. Они перечислены в форме структурированного списка функций/компонентов/этапов. В данном случае численные показатели не нужны, они указаны в технической спецификации, которая тесно связана с набором инженерного документооборота. Понимание необходимых функций каждой части системы является ключевым аспектом в выявлении потенциальных видов отказов, что станет важной основой при проведении анализа FMECA. Отсутствие функциональных характеристик на 50 этом этапе может привести к неполному анализу FMECA, что очень нежелательно. Пример передовой практики приведен на рис. 4, обеспечивая более полный и реалистичный взгляд, чем просто ссылка на основную функцию конкретного компонента. Функциональные характеристики указывают на полный и тщательный подход к анализу FMECA, который является гарантией надежности. Функциональные характеристики можно определить в форме списка компонентов или в форме сборок из нескольких компонентов, например, при спуске оборудования в скважину в форме единой компоновки. Основные процедуры. Каждый этап жизненного цикла должен быть полностью определен при помощи основных процедур, чтобы гарантировать, что на каждом этапе в процессе исследований учитываются возможные неполадки или повреждения. В данном случае для достижения цели числовые данные также не нужны, список в полной мере отражает детальные процедуры, тесно связанные с набором инженерного документооборота. Пример применения передовой практики представлен на рис. 5. НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Подвеска НКТ НКТ TRSCSSV Система нагнетания химических составов – ингибиторы гидратообразования Эксплуатационная колонна Система нагнетания химических составов – ингибиторы коррозии (если потребуются) Система соединения (включая фильтры для контрольной линии) Внутриколонный пакер w/5 Измерительное устройство BH P/T Распределительный клапан Компоновка интеллектуальной скважины Защитный распределительный клапан нижнего интервала Кольцевой изоляционный пакер IW-изоляционная компоновка Кольцевая компоновка изолирующих вентилей Изолирующий вентиль НКТ Соединительная муфта верхнего интервала инженера по заканчиванию скважин; инженера-буровика; специалиста по изучению залежи; руководителя по размещению оборудованию. Известные проблемы, особенно вызывающие озабоченность, могут потребовать дополнительного участия определенных специалистов, таких, как эксперты по контролю притока песка в скважину. Кроме того, последующий, более подробный (т.е. на уровне компонентов) анализ FMECA потребует привлечения инженера-конструктора оборудования и инструментов. Для проведения исследований аспектов подводных платформ, вероятно, необходимо привлечение инженера по подводной инфраструктуре или инженера по добыче. КЛАССИФИЦИРУЮЩИЕ ТАБЛИЦЫ Важно, чтобы в процессе выполнения всего анализа FMECA в согласованном порядке осуществлялась классификация логичности и вероятности данных. Обычно это осуществляется при помощи классификационных таблиц, примеры которых при- Гравийный фильтр Башмак обсадной колонны Изолирующее оборудование зоны притока Зона 1 9 5/8 внутриколонный пакер х 4 Ѕ оптоволоконный расходомер Спускается в скважину для определения глубины Поддерживает связь с оборудованием выше и ниже IS-APT верхний экран IS-APT фланец Выполняет функции измерения потока в НКТ Выполняет функции измерения потока в обсадной колонне Компоновка GP ОН-механический пакер с IS-APT Изолирующая муфта ОН-механический пакер с IS-APT IS-APT верхний экран Зона 2 IS-APT нижний экран Предотвращает утечки из НКТ в затрубное пространство Контролирует спуск и извлечение инструмента во время операций внутри НКТ Контролирует извлечение инструмента Система контроля и управления Система контроля операций во время заканчивания Нижний башмак Измеренная глубина открытого ствола Обеспечивает пригодный для контроля барьер для давления и потока между пластом и поверхностью (включая все пенетратооры) Рис. 3. Пример схематического изображения ПРИКЛАДНАЯ ЭКСПЕРТИЗА В любой части отчета (как правило, в начале или в конце) должен быть приведен список членов группы, принимающей участие в подготовке анализа. Однако предварительно необходимо провести проверку, является ли широта и глубина знаний специалистов соответствующей для подготовки хорошего анализа. Хорошее выполнение анализа FMECA потребует высокодисциплинированной и высококвалифицированной команды. Точные дисциплины, необходимые для выполнения анализа, зависят от типа анализируемой системы. Например, уровень анализа FMECA заканчивания интеллектуальных скважин потребует привлечения следующих опытных специалистов: НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О 9 5/8 внутриколонный пакер Л О Г И И №1 • январь 2014 Обеспечивает поддержку Предотвращает преждевременную установку Обеспечивает подачу гидравлической контрольной линии Обеспечивает первичный и вторичный механизм Обеспечивает прокладку оптоволоконного кабеля в PDMS 4 1/2 оптоволоконный расходомер Обеспечивает контроль потока флюидов и попутной воды Обеспечивает контроль давления и темпартуры (в НКТ и межтрубном пространстве) Изолирует зоны НКТ Обеспечивает контроль байпаса гидравлической контрольной линии Обеспечивает контроль сигнала от оптоволоконного кабеля и PDMS Рис. 4. Пример функциональных требований 51 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Этапы Контроль притока песка и спуска инструмента Установка экранов, подвески и извлечение спусковой колонны Номера Установка/ активация-САРЕХ Выполнение очистки обсадной колонны и распределение флюидов Спуск инструмента Установка подвески, THRT и колонны 1 Дополнительное время/ затраты (мин) 2 Дополнительное время/ затраты (10 мин) 5 кан. долл. 3 Дополнительное время 1 – 3 ч) 10 – 50 кан. долл. 4 Дополнительное время (часы) 100 – 500 кан. долл. Установка пакера Тест на давление Функциональный тест TRSCSSV Установка барьера Контроль THRT, райзера, ВОР Рис. 5. Пример общих процедур Компоновка для заканчивания ведены на рис. 6 и 7. Это необходимо для того, чтобы убедиться, что в этих таблицах приведены разумные данные, потому что они влияют на весь анализ. ДАННЫЕ FMECA Данные анализа FMECA обычно выстраиваются в матрицу; пример передовой и эффективной практики приведен на рис. 8. Наиболее популярный метод заключается в использовании пакета электронных таблиц программного обеспечения, таких как MS Excel. Кроме того, может быть использован пакет программного обеспечения базы данных, такой как MS Access, или любой другой пакет из ряда патентованных программных пакетов, специально предназначенных для проведения анализа FMECA. Ключевым преимуществом пакета электронных таблиц MS Excel (или эквивалентного пакета, например, OpenOffice) является то, что все данные очевидны, и ими легко манипулировать. Патентованные пакеты программного обеспечения могут быть особенно полезны при наличии большого числа доступных статистических данных с точки зрения надежности или поломки оборудования и его составных компонентов. С их помощью проводятся основные математические расчеты. В том случае, когда число доступных цифровых данных небольшое, эти пакеты не так полезны. В этом случае предпочтительно использовать программу электронных таблиц общего назначения, таких как MS Excel или OpenOffice. Первая проверка данных FMECA заключается в сравнении структуры (которое занимает обычно несколько листов в книге) со структурой системы (т.е. ключевыми компонентами) и этапами жизненного цикла проекта. Эти взаимоотношения должны быть четкими, так чтобы при проведении анализа можно было легко проверить все компоненты и все этапы. Вторая проверка фокусируется на исследовании выбранных частей данных анализа FMECA, чтобы гарантировать, что логический процесс был 52 Снижение качества данных о пласте – можно сделать анализ – небольшое снижение добычи Постепенное снижение добычи из скважины Установка муфт НКТ и соединение с инфраструктурой поверхности Извлечение барьера (платформы) Добыча/нагнетание 5 Дополнительное время (дни) 1 – 3 тыс. кан. долл. 6 Дополнительное время (недели) 10 – 15 млн кан. долл. Потенциал скважины (3 млн брл/год), снижение 1 – 10 % 7 Дополнительное время (месяцы) 30 – 50 млн кан. долл. Потенциал скважины (3 млн брл/год), снижение 10 – 50 % из одного или нескольких интервалов. 20 млн долл./снижение нагнетания+ затраты на фиксирование результата 10 – 30 млн долл. 8 Потенциал скважины (3 млн брл/год), снижение более 50 %. Предотвращение снижения потенциала скважины 10 млн долл. + повторное бурение 40 – 50 млн долл. 9 10 Рис. 6. Пример составления таблиц Прибыльность Нумерация Показатель (AIAG-standard) 1 1 1500000 2 1 150000 3 1 15000 4 1 2000 5 1 400 6 1 80 7 1 20 8 1 8 9 1 3 10 >1 2 Рис. 7. Пример построения классификационной таблицы применен адекватно. Она должна быть простой, чтобы можно было убедиться, что все функциональные требования, на всех этапах жизненного цикла проекта, решаются систематически. Каждое функциональное требование становится причиной увеличения разновидности потенциальных отказов. Каждый вид потенциального отказа должен быть НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Влияние (негатив- Влияние (негативное/позитивное) ное/позитивное) Завершение влияния Рис. 8. Пример рабочей таблицы данных FMECA полностью определен в виде форматированного текста с точки зрения местного следствия и конечного результата (с числовым счетом). Также необходимо указывать причины отказа, определенные в «форматированный текст» (снова с числовыми показателями). Важно, чтобы последствия каждого типа потенциального отказа были хорошо продуманы, с тем, чтобы правильно применить классификацию. Должно быть несколько причин отказа, определенных для каждого потенциального режима отказа (опять для того, чтобы убедиться, что они продуманы). Различные причины, вероятно, характеризуются различными вероятностными показателями, и варианты ранжирования должны быть обоснованы в тексте, описывающем причины. ПОРОГ КРИТИЧНОСТИ Этот показатель применяется для разделения наиболее важных возможных неисправностей и критических повреждений. Но необходим четкий и ос70 60 Профиль риска Риск (RPN) 50 40 30 20 10 0 1 21 41 61 81 101 121 141 Возможность риска 161 Рис. 9. Динамика изменения показателей риска НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 181 201 221 Место Отказ Разновидность Функциональные Отказ Нумерация требования Этап Пороговые установки для цветного кодирования RPN и Sev Occ соответственно Цветное кодирование данных Зеленый цвет для повторяющегося наименования Оранжевый текст для отсутствующих данных Красный текст для критических отказов Причина отказа & RPN Sev Occ Ключевые действия Рекомендации мысленный метод ввода этого показателя в анализ FMECA. Лучший способ сделать это (как показано на рис. 9) заключается в численном определении рисков для всех типов потенциальных отказов; затем определяется порог критичности, включающий диапазон в 15 или 20 % типов потенциальных отказов. Различные значения порога критичности могут быть использованы в различных наборах данных анализа FMECA – это приемлемо при условии, что эти различия разумно оправданы. РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА Результаты анализа FMECA должны легко идентифицироваться, чтобы определить каждый режим потенциального отказа, превышающего порог критичности. Оптимальный способ заключается в использовании цветового кодирования для выделения этих видов отказов в данных анализа FMECA. В этом случае можно убедиться, что каждый из отказов был проанализирован индивидуально и подходящие смягчающие меры, описанные в данных анализа FMECA предусмотрены. Обзор. Передовая практика заключается в том, чтобы обеспечить обзор уровней риска различных типов потенциальных отказов. Один из способов подобной практики представлен на рис. 10 с использованием формата «матрицы рисков», которая аналогична техническому руководству. В «матрице рисков» при использовании цветового кодирования, чтобы показать возможные неполадки, вызывающие особую озабоченность, применяется красный цвет для более легкого их распознавания. С целью демонстрации правильной работы, в тексте доклада должна быть приведена взаимосвязь между каждой из неполадок, отмеченной красным цветом, с базой данных анализа FMECA, так чтобы могли быть определены и реализованы соответствующие смягчающие меры. Распределение рисков. В условиях, которые являются особо значимыми для анализа конкретной системы, распределению рисков следует уделять пристальное внимание. Пример графического представления приведен на рис. 11. Из этого примера легко увидеть, какие компоненты являются основными факторами риска, на каждом из этапов проекта и в целом. 53 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Место Разновидность Рекомендации — смягчающие меры. Анализ FMECA должен проводиться для определения каждого потенциального режима отказа, который бы превышал порог критичности, а также смягчающие меры, которые минимизировали бы вероятность возникновения неполадок, или меры по минимизации последствий отказа, или то и другое. Как правило, можно предусмотреть и разработать несколько смягчающих мер для каждого такого вида отказа и следует рассмотреть их. Следует рассматривать разнообразие смягчающих мер в полном объеме, включая решение вопросов проектирования, производства, монтажа и эксплуатации. Если при рассмотрении выявится преобладание одного из типов, стоит проверить, повлияет ли он на эффективность групповой подготовки анализа FMECA, что благоприятно скажется на результатах анализа и пополнит опыт специалистов. Как правило, одни и те же смягчающие меры могут применяться к различным типам потенциальных отказов, следовательно, эти меры могут использоваться неоднократно в процессе проведения анализа FMECA. К отчету следует прикладывать структурированный отзыв, который показывает эффективность смягчающих мер, предпринятых для соответствующих потенциальных видов отказов. Это позволит в полной На диаграмме цветные коды отражают возможность разновидности или места риска (продукта) Рис. 10. Матрица рисков мере оценить, какие смягчающие меры наиболее эффективны. Остальные вопросы. В процессе проведения анализа FMECA и обсуждения потенциальных видов отказов, может возникнуть ряд вопросов, вызыва- Подразделение рисков – 3-Zone Producer & Sandface Completion (на несколько скважин) Риски (RPN) Устье скважины и НКТ Наземный интервал НКТ, включая THRT Подвеска НКТ Установлено Объединенные компоненты (компоновки) Оптическое соединение Сдано Произведено Гидравлическая контрольная линия Завершено Оптоволоконный кабель Предохранительный клапан 5 1/2 Две газлифтовые компоновки 5 1/2 Система нагнетания химических составов 4 1/2 Эксплуатационный пакер 9 5/8 и компоновка оптоволоконных расходомеров 4 1/2 Устройство HS-ICV & AccuPulse 4 1/2 Централизатор 3 1/2 и п-образное колено 4 Ѕ х 3 1/2 Изоляционный пакер HF 1 и компоновка измерительных устройств 7 Устройство HS-ICV & AccuPulse 3 1/2 Заглушка 3 1/2 Рис. 11. Пример матрицы рисков 54 НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ ющих озабоченность, и которые непосредственно не включены в рамки анализа FMECA. В отчете эти вопросы должны быть учтены, перечислены и объяснены, с тем, чтобы их можно было проследить и не упустить из виду. Если эти вопросы не вносятся в отчет, следует проконсультироваться с руководителем группы FMECA, чтобы проверить, не появились ли они где-то в другом документе. John Hother (Джон Холтер), дипломированный инженер, который 14 лет назад основал в Великобритании консалтинговую компанию Proneta, чтобы обеспечить надежность и оценку рисков в процессе реализации проектов добычи нефтяной и газовой отрасли и поделиться накопленным опытом. John Hother системный инженер в области приложений с высоким уровнем интеграции. Компания Proneta выполняла проекты для большинства крупных нефтяных операторов, реализующих проекты по всему миру. ВЫВОДЫ Анализ FMECA хорошо известен как исчерпывающий инструмент выявления и снижения рисков в инженерных проектах. Функция, которая может быть реализована, в значительной степени зависит от качества выполнения анализа FMECA. Если вы в настоящее время занимаетесь изучением методики проведения анализа FMECA, эта статья должна стать источником некоторых полезных советов его проведения с целью получения качественного результата. Если ваша компания планирует проводить анализ FMECA или этот анализ уже выполнен, вы должны найти полезные рекомендации для оценки того, правильно ли проведено исследование, и если да, то как использовать его результаты с максимальными преимуществами. 1. «Reliability Risk Analysis of Upstream Oil & Gas Systems»; John Hother, Proneta; Oil & Gas Russia, May 2011 2. «Root-Cause Analysis for Failures of Intelligent-Well Completions»; John Hother, Proneta; Oil & Gas Russia; September 2012 3. SPE 112143 «Downhole Flow Control for High Rate Water Injection Applications», Mark F Barrilleaux and Thomas Boyd, BP, 2008 SPE Intelligent Energy Conference, Amsterdam. 4. SPE 96334 «Risk Minimisation by the use of Failure Mode Analysis in the Qualification of New Technology», John Hother, SPE; Proneta Offshore Europe 2005, Aberdeen. 5. SPE 96335 «Risk Minimization by the use of Failure Mode Analysis in the Qualification of New Technology – Recent Project Experience in Completions and Sand Control», John Hother SPE, Proneta (UK); Brian Hebert, BP, SPE Annual Technical Conference 2005, Dallas, Texas, USA. 6. SPE 124336 «The Systematic Application of Root-Cause Analysis to Failures of Intelligent-Well Completions»; Eric Beyer SPE, BP America; Mark Barrilleaux SPE, BP America; John Hother SPE, Proneta UK; Tom Keates SPE, Proneta UK; 2009 SPE Annual Technical Conference, New Orleans, Louisiana, USA, 4–7 October 2009. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ НИГЕРИЯ: ПОДГОТОВКА К ПРИВАТИЗАЦИИ НПЗ Правительство Нигерии планирует до конца первого квартала 2014 г. начать процесс приватизации четырех государственных нефтеперерабатывающих заводов. «Мы стремимся к тому, чтобы крупные инфраструктурные объекты, такие как НПЗ, перешли из собственности правительства в частный сектор. Правительство не хочет быть задействовано в бизнесе по управлению крупными инфраструктурными проектами, и за все эти годы мы не особо в этом преуспели»,– сообщила министр нефти страны Д. Аллисон-Мадуэке. Компания Nigeria National Petroleum Corp. (NNPC) владеет четырьмя НПЗ, включая два НПЗ в ПортХаркорте и по одному НПЗ в Кадуне и Варри. Общая мощность указанных НПЗ составляет 445 тыс. брл/сут. Эти НПЗ связаны сетью нефтепроводов и нефтетерминалов по всей стране. Комплекс в Порт-Харкорте состоит из двух нефтеперерабатывающих заводов, расположенных в Alesa Eleme вблизи Порт-Харкорт с причалом (для импорта и экспорта продукции). Причал расположен 7,5 км от НПЗ. Производственная мощность комплекса в Порт-Харкорте составляет 210 тыс. брл/сут, в Кадуне – 110 тыс. брл/сут, в Варри – 125 тыс. брл/сут. NNPC, через свою дочернюю компанию, заключила соглашения на поставку только оптовым клиентам. Они, в свою очередь, удовлетворяют потребности миллионов клиентов по всей стране в топливе: от бензина и керосина, до дизельного топлива, мазута и СУГ. В октябре 2013 г. в стране добывалось 1,99 млн брл/сут нефти. Хотя Нигерия является также крупнейшим экспортером нефти среди стран Африки, более чем 70 % всего объема потребления топлива в стране покрываются за счет импорта. Одной из причин этого является неполное использование потенциала государственных НПЗ из-за плохого обслуживания и старения оборудования. По данным Nigeria National Petroleum Corp., страна обменивает с Trafigura Beheer BV 60 тыс. брл/сут сырой нефти на нефтепродукты и такой же объем с НПЗ Societe Ivoirienne de Raffinage в Кот-Дивуаре. По словам министра, в настоящее время реализуется крупная программа капитального ремонта нефтеперерабатывающих заводов. Модернизация НПЗ в Порт-Харкорте должна была завершиться к концу 2013 г., после чего в 2014 г. последуют ремонтные работы на предприятиях в Варри и Кадунег. НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 Однако приватизация в столь коррумпированной стране, как Нигерия, вызывает недоумение. Чиновники безнаказанно присваивают государственные средства, исправно пополняемые в результате добычи углеводородов. Нефти в Нигерии хватит надолго, поэтому в стране, на первый взгляд, ничего не изменится. Власти страны ведут политику сначала по вытеснению иностранных компаний из местных компаний, а затем приватизации. Приватизация ряда отечественных компаний привела к печальным результатам. Масштабы таковы, что доходы бюджета страны упали на 42 % из-за воровства нефти. На фоне политической нестабильности и растущего объема краж сырья, компания Shell планирует продать лицензии на четырех блоках в Нигерии. Периодически, Shell приостанавливает прокачку нефти по крупнейшему в Нигерии магистральному нефтепроводу (МНП) Транс Нигерия из-за криминальных врезок и пожаров. Генеральный директор компании Shell печально признал, что компания столкнулась с проблемами в Нигерии, которые продолжают разрушать ближайшую перспективу. 55 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ ПРОГРАММА CEMVIEW ОБЛЕГЧАЕТ РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Liu G., Pegasus Vertex, Inc. ПРОБЛЕМЫ Успешные или неудачные работы по цементированию потенциально могут повлиять на финансовую жизнеспособность скважины или проекта, поэтому крайне важно правильно выполнять расчеты и не допускать ошибок на стадии проектирования цементировочных работ. С появлением новых технологий цементирования усложняется расчет различных параметров. Общепринятой практикой является расчет следующих параметров цементирования: объем цементного раствора; количество и стоимость добавок; схематическое изображение (план) ствола скважины; перепад давления; анализ; профессиональный отчет. На протяжении многих лет компании используют различные программы табличных расчетов (электронные таблицы) и технические документы. Их используют на промыслах, чтобы помочь инженерам в выполнении инженерных расчетов. Хотя эти программы очень популярны, у них есть ряд недостатков, включая следующее. Ограниченные возможности. Имеется так много параметров цементировочных работ, особенно в скважинах сложной конструкции, что их невозможно легко рассчитать с помощью электронных таблиц Excel. Рис. 1. Выбор логотипа и отображение его на экране и в отчете 56 Подверженность ошибкам. Электронную таблицу легко изменить. Один инженер может построить таблицу расчета параметров цементирования, но пройдет короткий промежуток времени, и у каждого инженера группы будет своя версия первоначальной таблицы. Если уже имеющиеся электронные таблицы очень легко изменять, то также и очень легко внести в них ошибки, что делает расчеты неправильными. Нестандартная программа. Поскольку потенциально любой пользователь может изменить вычисления в таблице, то точность расчетов может снизится. Вероятно, такая таблица не может стать для инженеров удовлетворительным средством стандартизации расчетов. Вычерчивание плана ствола скважины. В программе табличных расчетов можно начертить план ствола скважины, но очень трудно добиться того, чтобы он отражал истинные величины исходных данных. РЕШЕНИЕ И компании-операторы, и компании, специализирующиеся на цементировании скважин просят разработать стандартизированное программное средство, которое помогло бы инженерам и мастерам повысить качество работы. Компания Pegasus Vertex, Inc. (PVI) и одна американская компания-оператор совместно разработали универсальную программу CEMVIEW для расчета Рис. 2. Отображение данных инклинометрии и трехмерная визуализация траектории скважины НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Рис. 3. Схематическое изображение ствола скважины и расходы параметров цементирования. В этой простой в использовании программе учтен международный передовой опыт оператора по проведению цементировочных работ. Данная программа позволяет пользователю быстро и точно выполнять расчеты с использованием визуального, а иногда и мультипликационного изображения параметров цементирования. В одном сеансе пользователи могут создавать разные реалистичные комбинации обсадных колонн и колонн-хвостовиков для наземных или морских скважин. В программу CEMVIEW заложены следующие функции: расчет объема цементного раствора, а также количества и стоимости материалов; База данных для бизнес-единицы (business unit – BU) и поставщиков материалов, содержащая и стоимость; база данных расширяемых труб; трехмерная визуализация траектории скважины; расчет давления; схематическое изображение конструкции скважины и ствола скважины вместе с интервалами цементирования; окна чувствительности, помогающие пользователю анализировать сценарии «что, если», не прибегая к просчету многочисленных вариантов; отчет по окончании бурения скважины (MS Word) для отправки по электронной почте; наземные скважины и морские скважины. Программа CEMVIEW может автоматически создавать отчет по окончании бурения скважины вместе со схематическим изображением ствола скважины. Файл исходных данных также можно отправить по электронной почте другим инженерам с тем, чтобы они открыли его и внесли изменения. После выпуска программы CEMVIEW ее используют как компании-операторы, так и сервисные компании по всему миру. ДОСТОИНСТВА ПРОГРАММЫ Программа CEMVIEW, будучи автономной и стандартизированной, позволяет отказаться от практики использования громоздких и подверженных ошибкам отдельных электронных таблиц и упорядочивает работу Рис. 4. Программа CEMVIEW объединена с MS Office для создания отчета по окончании бурения скважины НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 57 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Рис. 5. Расчет объема сбалансированной цементной пробки Рис. 6. Расчет градиента порового давления и градиента гидроразрыва пласта всех инженеров. Достоинства программы CEMVIEW для инженеров по цементированию включают следующее: стандартизированное применение; упорядочение работы всех инженеров; ясное схематическое изображение; простоту; быстрый расчет расходов (затрат); анализ неопределенностей; экономию времени и снижение рисков. Эти достоинства являются результатом заложенных в программу функциональных возможностей. вать из таблицы Excel или импортировать из текстового файла или даже из PDF-файла. Затем можно построить двумерную или трехмерную траекторию скважины. В Casing Explorer содержится список всех обсадных колонн скважины. При выборе скважины правая панель отображает итоговую конструкцию скважины. Схематическое изображение ствола и суммарные расходы (рис. 3). В таблице приводится не только разбивка расходов для всех обсадных колонн скважины, но и прилагается схематическое изображение ствола. Отчет по окончании бурения скважины (рис. 4). Программа CEMVIEW объединена с MS Office для создания отчета по окончании бурения скважины. Каждая колонка имеет свою собственную страницу. Сбалансированная цементная пробка (рис. 5). Программа CEMVIEW рассчитывает объем сбалансированной цементной пробки. Градиент порового давления и градиент давления гидроразрыва пласта (рис. 6). Можно построить диаграмму градиента порового давления и градиента давления гидроразрыва пласта вместе с плотностью бурового раствора. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ Функциональные возможности программы включают следующие аспекты. Выбор разных систем единиц и логотипа. Пользователь может выбрать американские или метрические единицы или их комбинацию. Можно выбрать логотип и отобразить его на экране и в отчете (рис. 1). Отображение данных инклинометрии и трехмерная визуализация траектории скважины (рис. 2). Данные инклинометрии можно ввести вручную, скопиро- Рис. 7. Данные анализа чувствительности 58 НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Рис. 8. Возможности мастера конструкции скважин позволяют шаг за шагом разработать ее конструкцию Рис. 9. База данных по добавкам НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 59 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Анализ чувствительности (рис. 7). Анализ чувствительности помогает пользователю рассмотреть сценарий «что, если», не прибегая к просчету многочисленных вариантов. Он позволяет увидеть обсадную колонну, цемент и перепад давления при различных положениях верхней границы цементного кольца. Мастер конструкции скважин (рис. 8). Мастер конструкции скважин шаг за шагом помогает пользователю разработать конструкцию скважины. Пользователь может просматривать и оценивать конструкцию скважины по мере ввода данных. База данных добавок (рис. 9). Пользователь может вводить данные различных бизнес-единиц и цены на добавки в различных регионах. База данных позволяет пользователю рассчитать количество и стоимость необходимых добавок. Программа CEMVIEW, проверенная и одобренная крупной американской компанией-оператором, предназначена для стандартизации расчета параметров цементирования. Такое стандартное программное приложение обеспечивает согласованность и уверенность в результатах и помогает снизить риск возникновения ненужных ошибок, которые могут поставить под угрозу операции цементирования. Для получения дополнительной информации, а также с тем, чтобы подробнее изучить другие функциональные возможности программы обращайтесь на сайт CEMVIEW: http://www.pvicom.com/CEMVIEW.html. ПЕРВЫЙ РОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ САММИТ «РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА 2013» 14 ноября 2013 года в Москве (в Lotte Hotel Moscow) состоялся первый Российский нефтегазовый саммит «Разведка и Добыча 2013». На Саммите были освещены ключевые вопросы сегмента «Upstream» («Разведка и Добыча»). В рамках мероприятия прошел конгресс, подготовленный совместно с экспертами нефтегазовой практики компании Deloitte, технические сессии (Секция «Разведка» и Секция «Добыча»), а также встречи на высшем уровне. Мероприятие носило закрытый характер. Саммит посетили лица, принимающие решения отраслевых и сервисных нефтегазовых компаний, а также представители органов власти нефтегазодобывающих регионов РФ и эксперты в области нефтегазового консалтинга. Саммит проходил при поддержке Министерства природных ресурсов и экологии РФ и собрал около 300 участников. Среди 60 спикеров и участников Саммита были представители высшего руководства отраслевых и сервисных нефтегазовых компаний (Роснефть, Газпром нефть, Башнефть, Татнефть, ЛУКОЙЛ, Сургутнефтегаз, НК Альянс, РИТЭК, JKX Oil&Gas, Schlumberger, Паркер Ханнифин, Роксар Сервисиз АС, Eurasia Drilling Company, и многие другие). Также в Саммите приняли участие представители Росгеологии, открыв техническую сессию (Секцию «Разведка»). Мероприятие освещали два десятка информационных партнеров. Отпраздновать завершение плодотворной работы на Саммите участников пригласили на гала-ужин «Oil & Jazz Gala Diner», подготовленный в ресторане Les Menus. Полуфуршетный формат, джазовая музыка и изыски европейской кухни – все это способствовало неформальному общению участников. Спонсоры Саммита Золотой спонсор: ООО «Балластные трубопроводы СВАП» Серебряный спонсор: ЗАО «Кабельный завод «Кавказкабель» Бронзовый спонсор: Tieto Организатором мероприятия выступила компания Business Dynamics (ООО «БизнесДайнамикс») – www.bamics.com Предстоящие мероприятия компании – Российский нефтегазовый саммит «Переработка, транспортировка, хранение» (апрель 2014, Москва) – www.downstreamsummit.ru – Российский нефтегазовый саммит «Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы» (июнь 2014, Москва) – www.trizsummit.ru – Российский нефтегазовый саммит «Разведка и Добыча 2014» (ноябрь 2014, Москва) – www.rogsummit.ru НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕРВЬЮ С МИХАИЛОМ ЧЕРКАСОВЫМ, РУКОВОДИТЕЛЕМ ДЕПАРТАМЕНТА «НЕФТИ И ГАЗА» КОМПАНИИ SCHNEIDER ELECTRIC На втором международном форуме по энергоэффективности и энергосбережению ENES 2013, прошедшем в ноябре в московском Гостином дворе, стенд компании Schneider Electric был одним из самых посещаемых. Кроме того, компания выступила официальным партнером форума. Чем для компании важно участие в данном мероприятии? М. Черкасов. Для Schneider Electric форум ENES 2013 – одно из главных событий года и отличная возможность представить наши энергоэффективные решения и технологии, а также поделиться знаниями и богатым международным и российским опытом реализованных проектов. Российская экономика обладает большим потенциалом снижения энергоемкости, и мы рады принять активное участие в энергоэффективном развитии России. В рамках форума мы не только представили на стенде наши энергоэффективные решения и технологии, но и приняли активное участие в деловой программе форума. В частности, организовали панельную дискуссию по актуальным вопросам энергоменеджмента и повышения энергоэффективности, в которой приняли участие представители различных российских нефтегазовых компаний. Мы понимаем важность поддержания конструктивного диалога между представителями различных кругов: бизнеса, властных структур, экспертов и ученых. Форум ENES 2013 – одна из крупнейших дискуссионных площадок, позволяющая развить и укрепить подобное сотрудничество в сфере энергоэффективности. Как Вы оцениваете, насколько готова российская нефтегазовая отрасль к внедрению энергоэффективных решений? Осознают ли игроки рынка важность экономии энергии? М. Черкасов. Значимость энергосбережения и энергоэффективности уже давно осознана практически всеми компаниями в нефтегазовой отрасли. Но сегодня компании находятся на различных этапах развития с этой точки зрения. Зачастую применяются лишь какие-то отдельные меры, внедряются отдельные реше- ния, но не проводится плановая и системная работа по повышению энергоэффективности. Но в ближайшее время ситуация должна измениться, тема энергоэффективности будет все активнее развиваться, все больше инвестиций будет направлено на реализацию систем энергоменеджмента. Россия является рынком № 1 для компании Schneider Electric в сегменте бизнеса «Нефть и газ». Чем это обусловлено? Какие особенности у этого рынка? М. Черкасов. Российский рынок для Schneider Electric является одним из приоритетных и стратегически важных, он четвертый по величине во всем мире и второй в Европе (после Франции) по величине и объему инвестиций. И инвестиции в него будут расти и дальше. На сегодняшний день представительства Schneider Electric открыты в 31 городе России. Производственная база компании в России представлена шестью действующими заводами и тремя логистически- НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 ми центрами. В этом году компания значительно расширила свою производственную базу, завершив сделку по приобретению 100 % акций ЗАО «ГК «Электрощит» – ТМ Самара». Schneider Electric работает на нефтегазовом рынке России уже давно: первый проект был реализован в 1974 г. на «Самарском нефтеперерабатывающем заводе». В 80-е годы прошлого века был осуществлен проект, с которого началось стратегическое сотрудничество Schneider Electric с «Газпромом»: компрессорные станции магистрального экспортного газопровода «Уренгой – Помары – Ужгород» практически полностью были оснащены электротехническим оборудованием Schneider Electric. Если говорить об особенностях нефтегазовой отрасли, то стоит отметить, что клиентам в данной сфере нужны высоконадежные и проверенные решения и оборудование, а также их доработка до внутренних стандартов и особых требований того или иного заказчика. Schneider Electric предлагает надежные решения, которые отвечают отраслевым стандартам и соответствуют требованиям безопасности. Кроме того, мы предлагаем индивидуальный подход к заказчику, учитывающий его возможности, потребности, требования. Наши решения хорошо известны на рынке, а в нашем портфеле – много успешно реализованных проектов. Какие энергоэффективные решения предлагает Schneider Electric для компаний нефтегазовой промышленности? М. Черкасов. Мы представляем для нефтегазовой отрасли решения в нескольких направлениях. Наша основная ниша – это электрооборудование, а также различные решения в области автоматизации. Также компания занимается системами диспетчеризации, 61 UPSTREAM электроснабжения, которые могут применяться на любых нефтегазовых объектах. Таким образом, компания присутствует на всех промышленных этапах: начиная от добычи сырья и заканчивая его переработкой. Решения для нефтегазовой отрасли мы подразделяем на три основных блока: «Добыча», «Транспортировка нефти и газа» и «Переработка». По первому блоку мы предлагаем комплексное решение для управления энергоснабжением добывающих активов нефтегазовых предприятий. Наше конкурентное преимущество состоит в том, что у нас есть готовые настраиваемые решения по диспетчеризации электроснабжения различных объектов добычи. Второй пласт работ по добыче – это так называемые энергетические перфоманс-контракты, представляющие собой особый договор по осуществлению мер по снижению расходов за счет внедрения энергосберегающих технологий, и, как следствие, повышения энергоэффективности. Главная особенность перфоманс-контрактов состоит в том, что инвестиции привлекаются компанией Schneider Electric, а заказчик возмещает затраты после – за счет экономии средств, достигнутой в результате внедрения энергосберегающих программ. В блоке «Транспортировка нефти и газа» мы предлагаем систему управления потреблением энергии (EMCS) для диспетчеризации энергоснабжения компрессорных и насосных станций. ТЕХНОЛОГИИ Функционал данной системы мы можем расширять под нужды клиентов. Недавно Schneider Electric представил новое поколение системы EMCS – EMCS SUI, которое позволяет рационально управлять энергетической сетью нефтегазового предприятия в режиме реального времени с точностью до 1 миллисекунды. Кроме того, Schneider Electric является специалистом в области управления трубопроводами, это так называемые системы Pipeline Management. Такая система позволяет повысить уровень надежности и безопасности, а также снизить издержки при транспортировке нефти или газа. При работе по блоку «Переработка» мы придерживаемся тактики создания стратегических альянсов с компаниями, специализирующимися на энергоменеджменте. Именно в нефтепереработке можно осуществить до 50 % мер по экономии электроэнергии. Также сейчас мы начинаем запускать на российском рынке систему Smart Field, что значит «интеллектуальное» месторождение. Smart Field представляет собой систему верхнего уровня управления всем месторождением, которая направлена на повышение эффективности производства, отслеживание и профилактику внештатных ситуаций, а также позволяет обеспечить прозрачность всех процессов на нефтедобывающей площадке. Расскажите, пожалуйста, с какими крупными российскими нефтегазовыми компаниями сотрудничает Schneider Electric? М. Черкасов: Мы работаем с «Транснефтью», активные переговоры по энергоаудиту заводов и внедрению систем качества электроэнергии, которая поступает на заводы, идут с компанией «СИБУР». Аналогичные вопросы по сотрудничеству мы решаем с «Газпром нефтью». Также мы надеемся на комплексную работу с «Сургутнефтегазом». Мы сотрудничали в сфере энергоменеджмента с компанией ТНК-BP, а сейчас надеемся, что наши начинания будут продолжены уже с «Роснефтью». В следующем году исполнится 20 лет нашему сотрудничеству с предприятием «Газпром автоматизация» – генеральным системным интегратором автоматизированных систем управления «Газпрома». Началось все с того, что в 1994 г. компаниями на базе завода «Калининградгазавтоматика» было основано совместное производство оборудования среднего напряжения, причем специально под нужды и требования газового гиганта. В дальнейшем Schneider Electric передал заводу технологии и лицензии на производство щитов низкого напряжения, а сейчас ведет активные переговоры по предоставлению новых лицензий и технологий для производства конечной продукции, которая будет использоваться на предприятиях «Газпрома». НАЦИОНАЛЬНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ФОРУМ 18–20 марта 2014 года в Москве состоится второй Национальный нефтегазовый форум – мероприятие федерального масштаба, организованное Министерством энергетики Российской Федерации совместно с ведущими предпринимательскими и отраслевыми объединениями – Российским союзом промышленников и предпринимателей, Торгово-промышленной палатой Российской Федерации, Союзом нефтегазопромышленников России и Российским газовым обществом. Среди основных вопросов к обсуждению на втором Национальном нефтегазовом форуме – новые вызовы мировой энергетики, перспективные нефтегазовые центры и сырьевые рынки, совершенствование прогнозирования мировой цены углеводородов, инновации в национальном нефтегазовом комплексе, будущее транспортной 62 инфраструктуры и отраслевого машиностроения, экологические нормативы и промышленная безопасность в энергетике, факторы улучшения инвестиционного климата в нефтегазовой отрасли, а также основные механизмы и принципы ценообразования на современном топливном рынке. Ежегодный Национальный нефтегазовый форум – важнейшая отраслевая дискуссионная площадка страны. Форум позволяет вести открытый диалог между регуляторами энергетической отрасли, бизнес-сообществом и независимыми экспертами, способствует формированию инвариантных моделей развития нефтегазового сектора, основанных на необходимости отраслевой модернизации и ресурсно-инновационного обновления. Национальный нефтегазовый форум пройдет под эгидой Недели российского бизнеса (17–21 марта 2014 г.) – ключевого мероприятия, на котором обсуждаются актуальные экономические проблемы и формируются предложения по важнейшим направлениям взаимодействия государства и деловых кругов. Более подробную информацию о мероприятии Вы можете получить на официальном сайте Форума: www.oilandgasforum.ru. Для справки: в 2013 году в Национальном нефтегазовом форуме приняли участие более 140 спикеров и 700 делегатов. Работу освещали 125 журналистов из 70 российских и зарубежных средств массовой информации. Организация и информационное наполнение мероприятия получили высокие оценки отраслевых специалистов, по итогам работы подготовлен ряд резолюций, направленных Оргкомитетом Форума в соответствующие инстанции. НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ ACCUTECH — ДЛЯ РАБОТЫ В ТЯЖЕЛЫХ УСЛОВИЯХ Мировой спрос на ископаемое топливо продолжит расти, а нефть и природный газ будут основными источниками энергии еще много лет. Эксперты прогнозируют, что в будущем значительно возрастет интерес к труднодоступным источникам нефти и газа. В первую очередь это связано с тем, что наиболее значительные нефтяные и газоконденсатные месторождения находятся в удаленных от инфраструктурных объектов районах. Поэтому неудивительно, что в нефтегазодобывающей отрасли все большую актуальность приобретают решения, специально разработанные для эксплуатации в тяжелых условиях. Контрольно-измерительные приборы, системы и комплексы играют немаловажную роль в работе промыслового оборудования. От их надежного и бесперебойного функционирования зависит работа техники в штатном режиме. Поэтому специалисты во всем мире все больше требований предъявляют к измерительной аппаратуре. Компания Schneider Electric предлагает автономные беспроводные датчики Accutech, которые уже завоевали популярность в Канаде и Америке, а сегодня становятся все более востребованными и на российском рынке. Беспроводные датчики Accutech предназначены для автономной работы на удаленных труднодоступных участках нефтепромыслов и отлично подходят для использования в самых сложных технологических процессах. Внешне устройство представляет собой компактный аппарат с широким дисплеем. Внутри каждого прибора находится батарея длительного срока службы, сенсор и радиопередатчик. Датчики Accutech производят замеры заданных параметров в автоматическом режиме и посредством радиосигнала передают данные в пункт управления. Передача данных осуществляется посредством беспроводной системы связи, которая работает на общеразрешенной частоте 2,4 Ггц, не требующей лицензии. Средний радиус передачи сигнала – 1 км, однако в зависимости от окружающих условий этот показатель может меняться, и дальность сигнала может быть увеличена до 1,5–2 км. Дальность действия радиосигнала также может быть увеличена за счет использования внешней антенны любого производства. Модельный ряд автономных датчиков Accutech достаточно широк – в нем имеются следующие виды устройств: датчики температуры, использующие в качестве чувствительного элемента термосопротивления и термопары, датчики абсолютного, из- НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 быточного и дифференциального давления, датчики уровня, модули ввода-вывода и другое оборудование, с помощью которого можно создать собственную полевую измерительную сеть. В базовом варианте, Accutech могут работать при температуре от минус 40 градусов Цельсия. Для работы на взрывоопасных участках устройства могут быть изготовлены во взрывозащищенном исполнении. Основные преимущества этих приборов заключаются в следующем: простота установки и монтажа – интуитивно понятный внешний интерфейс позволяет производить конфигурацию устройств нажатием нескольких кнопок; отсутствие потребности в прокладке кабельных трасс – внутри датчика находится автономный источник питания (литиевая батарея); сокращение расходов на обслуживание – заряд долговечного литиевого аккумулятора обеспечивает бесперебойную работу оборудования в течение 3–20 лет (в зависимости от условий и частоты опроса устройства); гарантия эффективной работы в средах с экстремальными температурами и влажностью, которая подтверждена успешными испытаниями в самых суровых условиях окружающей среды. Каждая базовая радиостанция Accutech поддерживает до 100 полевых датчиков с периодичностью опроса от 1 секунды до 1 минуты. Между опросами Accutech переходят в спящий режим, экономя внутренние энергозатраты. При этом батарея аккумулятора не разряжается внезапно: вместе с измеряемыми параметрами Accutech передает данные о состоянии самого датчика, а за несколько месяцев до предполагаемой даты исчерпания ресурсов аккумулятора специальная программа подаст сигнал о необходимости провести замену. После установки новой батареи, которая стоит относительно недорого, а прослужить может долго, устройство вновь готово к использованию. Устройствам может быть задана различная частота опроса в зависимости от условий работы. При внештатной ситуации или серьезном превышении допустимых значений частота опроса увеличивается согласно заданному алгоритму. При нормализации ситуации датчик возвращается к работе в нормальном режиме. Для расширения зоны покрытия предусмотрена возможность создания полевой измерительной 63 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ сети, включающей в себя 256 радиостанций. При этом удобство конфигурации и простота тестирования позволяют развернуть всю сеть всего за несколько часов. Таким образом, автономные беспроводные датчики Accutech являются оптимальным решением для тех случаев, когда традиционные средства измерения не отвечают либо производственным, либо экономическим требованиям. Эти устройства могут использоваться для работы на месторождениях нефти и газа, как на суше, так и на добывающих морских платформах. При этом полевые модули устанавливаются непосредственно на добывающих скважинах, а база сбора информации – в контрольном пункте управления. Благодаря своей универсальности, полной автономности, простоте установки и отсутствию по- требности в сервисном обслуживании устройства Accutech могут по праву считаться ключевыми компонентами любого технологического процесса с жесткими требованиями. Кроме того, данное решение экономически эффективно: по подсчетам экспертов, в среднем, установка автономных датчиков Accutech окупается за 1–2 года. Датчики такого типа применяются во всех сферах промышленности, особенно в энергетике и нефтегазовом секторе, а также на удаленных промышленных объектах водоснабжения и водоотведения. Accutech являются также отличным решением для участков, где ведется активное строительство, проводятся работы с использованием тяжелой транспортной техники. ОТКРЫТИЕ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОГО ЦЕНТРА SCHNEIDER ELECTRIC Москва, 11.12.2013 Фонд «Сколково» и Schneider Electric подписали соглашение о сотрудничестве в присутствии председателя Правительства РФ Дмитрия Медведева Фонд «Сколково» и компания Schneider Electric, один из мировых лидеров в области управления электроэнергией, подписали сегодня соглашение о создании центра НИОКР в энергоэффективном здании «Эко-офис» в иннограде «Сколково». Подписи под документом поставили президент Фонда «Сколково» Виктор Вексельберг и исполнительный вице-президент, руководитель бизнес-подразделения «Энергетика» компании Schneider Electric Фредерик Аббаль. Торжественная церемония подписания состоялась в инновационном центре перед заседанием попечительского совета Фонда «Сколково» в присутствии председателя Правительства Российской Федерации Дмитрия Медведева. Деятельность центра НИОКР Schneider Electric будет направлена на создание усовершенствованных систем управления распределением электроэнергии для электросетей, разработку систем управления автономными генераторами и трубопроводами различного назначения, адаптацию решений Schneider Electric для российских условий и т.п. Ожидается, что к 2017 г. численность персонала центра достигнет 100 человек. Schneider Electric обладает уникальным международным опытом и большим количеством разработок в области создания интеллектуальных электрических сетей. В компании существует распределенная сеть центров компетенций в области Smart Grid, и центр НИОКР в «Сколково» станет важной точкой на мировой карте научно-исследовательской деятельности Schneider Electric. Schneider Electric уже реализует ряд пилотных проектов по реализации Smart Grid в российских регионах. В проекте «Эко-офиса» на территории иннограда «Сколково» Schneider Electric реализует все свои самые передовые решения в области энергоэффективности, а также концепцию комплексного энергоменеджмента. Все инженерные системы здания будут объединены в единую интеллектуальную систему управления, которая позволит осуществлять мониторинг энерго- 64 потребления за различные периоды времени и производить аналитическую оценку потребления. Это позволит оптимизировать работу систем и проводить целевые мероприятия по повышению энергоэффективности здания с учетом аналитики и изменения условий эксплуатации. Планируется, что эти решения позволят «Эко-офису» отвечать европейским стандартам для зданий с близким к нулевому энергопотреблению; здание будет сертифицировано по международному стандарту зеленого строительства LEED. Виктор Вексельберг, президент Фонда «Сколково»: «Мы возлагаем большие надежды на развитие сотрудничества с компанией Schneider Electric. Совместная работа российских и французских специалистов в Центре НИОКР, соглашение о создании которого мы сегодня подписали, позволит разработать принципиально новые, применимые для России решения в области создания интеллектуальных электрических сетей. Уверен, что это внесет важный вклад в создание в нашей стране «умной энергетики» XXI века». Фредерик Аббаль, исполнительный вице-президент, руководитель бизнес-подразделения «Энергетика» компании Schneider Electric: «Из всех стран мира именно в Россию за последние пять лет наша компания инвестировала наибольшие средства. Сегодня компания Schneider Electric в России представлена 6 заводами, 3 логистическими центрами и несколькими десятками офисов. Но мы намерены локализовывать в России не только производство, но и технологии. Именно поэтому мы создаем в «Сколково» центр НИОКР. Я очень рад, что он разместится в современном энергоэффективном здании, которое станет ярким примером реализации комплексного подхода Schneider Electric к управлению электроэнергией». СПРАВОЧНАЯ ИНФОРМАЦИЯ Фонд «Сколково» Фонд развития центра разработки и коммерциализации новых технологий «Сколково» (Фонд «Сколково») – некоммерческая организация, созданная по инициативе главы государства в сентябре 2010 года. Цель Фонда – мобилизация ресурсов России в области со- временных прикладных исследований, создание благоприятной среды для осуществления научных разработок по пяти приоритетным направлениям технологического развития: энергетика и энергоэффективность, космос, биомедицина, ядерные и компьютерные технологии. Сайт Фонда «Сколково»: www.sk.ru Schneider Electric Компания Schneider Electric является мировым экспертом в управлении электроэнергией. Подразделения компании успешно работают более чем в 100 странах. Schneider Electric предлагает интегрированные энергоэффективные решения для энергетики и инфраструктуры, промышленных предприятий, объектов гражданского и жилищного строительства, а также центров обработки данных. Более 140 000 сотрудников компании, оборот которой достиг в 2012 году 24 миллиарда евро, активно работают над тем, чтобы энергия стала безопасной, надежной и эффективной. Девиз компании: «Познайте возможности вашей энергии!» ЗАО «Шнейдер Электрик» имеет коммерческие представительства в 31 городе России с головным офисом в Москве. Производственная база «Шнейдер Электрик» в России представлена 6-ю действующими заводами и 3-мя логистическими центрами. Имеется собственный Научно-технический центр. www.schneider-electric.ru Роман ЩЕРБАКОВ Руководитель пресс-службы Фонда «Сколково» Тел./tel.: +7 (495) 967 01 48, доб./ext. 2260 Факс/fax: +7 (495) 967 01 96 E-mail: rs@sk.ru www.sk.ru Иван КЛИНГ Директор по связям с общественностью Schneider Electric в России и СНГ Тел:/tel. +7 (495) 777–9990 ext. 1083 +7 (916) 586–74–48 Email: ivan.kling@schneider-electric.com НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И DOWNSTREAM ТЕХНОЛОГИИ УСТРОЙСТВА ПЛАВНОГО ПУСКА И ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ЧАСТОТЫ Кленэ Д., Schneider Electric Наиболее распространенный путь пуска асинхронных двигателей – напрямую от линии питающего напряжения (прямой пуск). Эта технология часто подходит для широкого спектра механизмов. Однако она несет в себе ограничения, которые не позволяют ее применять в некоторых приложениях: бросок тока при старте может вносить помехи в работу других приборов, подключенных к той же линии питания; механическая ударная нагрузка в процессе старта, которая не допустима для устройства или может оказать вредное воздействие на комфорт и безопасность пользователя; невозможно управлять разгоном и торможением; невозможно регулировать скорость. Устройства плавного пуска (УПП) и преобразователи частоты (ПЧ) способны решить вышеуказанные проблемы. Электронные технологии обеспечивают больше гибкости и расширяют область применения оборудования. Разумеется, важно при этом сделать правильный выбор. Цель издания «Технической Коллекции» заключается в обеспечении развернутой информации об этих устройствах для легкого выбора при проектировании, улучшении или замены коммутационного оборудования двигателя, собранного для управления и защиты. КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И ОБЗОР Краткая история. Первоначально для запуска электродвигателей и управления их скоростью использовались пусковые реостаты, механические приводы и вращающие устройства (в частности, произ- водства Ward Leonard). Позже устройства плавного пуска (УПП) и преобразователи частоты (ПЧ) заняли передовые позиции, как современные, рентабельные, надежные устройства, обеспечивающие бесперебойную работу оборудования в промышленных применениях. Любой ПЧ или УПП является преобразователем энергии, модулирующим электрическую энергию, питающую двигатель. УПП используются исключительно с асинхронными двигателями. Они являются регуляторами напряжения. ПЧ обеспечивают плавное ускорение и замедление и обеспечивают скорость оптимально точно соответствующую рабочему режиму. Для питания двигателей постоянного тока используются регуляторы постоянного тока на основе управляемого выпрямителя, а для двигателей переменного тока – преобразователи частоты. Исторически первыми были разработаны регуляторы для двигателей постоянного тока. Надежные и рентабельные преобразователи частоты появились в результате прогресса в силовой электронике и микроэлектронике. Современные преобразователи частоты могут использоваться для питания стандартных асинхронных двигателей с уровнем характеристик подобным лучшим регулируемым приводам постоянного тока. Некоторые производители даже предлагают асинхронные двигатели с преобразователями частоты, сделанными на заказ в одном корпусе. Это решение предназначено для небольших мощностей (только несколько КВт). Последние разработки по ПЧ и информация о современных направлениях производства будет представлена в конце данного издания «Технической Коллекции». Данные разработки значительно расширяют предложения по ПЧ и их опциям. £ÇÅȹɹËÇÉ ¹½¹ÆÁ¾ ÊÃÇÉÇÊËÁ ©¾¼ÌÄØËÇÉ ¹ËÐÁà ÊÃÇÉÇÊËÁ »Á¼¹Ë¾ÄÕ Рис. 1. Принципы регулирования скорости НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 ОБЗОР: ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ УПП И ПЧ Регулируемое ускорение. Увеличение скорости двигателя регулируется с использованием линейной или S-образной характеристики ускорения. Эта характеристика обычно настраиваемая, поэтому есть возможность выбора времени возрастания скорости в соответствии с конкретным случаем применения. Управление скоростью. Регулятор частоты сам по себе не является в то же самое время регулятором скорости. В простейших ПЧ принцип управления осуществляется на основе электрических характеристик двигателя с использованием регулирования 65 UPSTREAM мощности в системе без обратной связи, известной как «открытый контур». (напряжение или ток), известной как заданное значение или уставка. Для конкретного заданного значения скорость может варьироваться в зависимости от помех (изменений в питающем напряжении, нагрузки, температуры). Диапазон регулирования скорости определяется по отношению к номинальной скорости. Регулирование скорости. Регулятор скорости – это устройство управления приводом (рис. 1). Он включает в себя систему управления с усилением мощности и контуром обратной связи, известным как «замкнутый контур».Скорость двигателя определяется заданным значением. Величина заданного значения постоянно сравнивается с сигналом обратной связи, который представляет собой значение скорости двигателя. Данный сигнал может поступать как от тахогенератора, так и от импульсногодатчика, установленного на конце вала двигателя. Если обнаруживается отклонение, вызванное изменением скорости, то приложенные к двигателю значения (напряжения и/или частоты) автоматически корректируются для того, чтобы вернуть скорость к ее начальной величине. Управление с обратной связью создает, в сущности, устойчивость к внешним воздействиям. Точность регулятора обычно выражается в % значения реулируемой величины по отношению к ee номинальному значению. Управляемое замедление. Когда двигатель выключается, он тормозит под действием момента сопротивления механизма (остановка выбегом). УПП и ПЧ могут использоваться для управления замедлением по линейной или S-образной характеристике, которая обычно не зависит от кривой темпа ускорения. Темп замедления может регулироваться, чтобы обеспечить требуемое время торможения от текущей скорости до промежуточной скорости или до полной остановки: если требуемое замедление быстрее, чем остановка выбегом, двигатель должен развить тормозной момент, который добавляется к моменту сопротивления механизма (это известно, как электрическое торможение, которое может быть достигнуто как рекуперацией энергии в питающую сеть, так и рассеиванием ее на тормозном Резисторе); если требуемое замедление дольше, чем остановка выбегом, двигатель должен развить крутящий момент больше, чем момент сопротивления механизма и продолжить вращать нагрузку до остановки. Изменение направления вращения. Большинство современных приводов поддерживают эту функцию как стандартную. Порядок чередования фаз напряжения, питающего двигатель, меняется автоматически путем изменения полярности сигнала задания частоты или посредством подачи команды на логический вход, или при помощи команды, передаваемой по коммуникационной сети. 66 ТЕХНОЛОГИИ Динамическое торможение. Этот тип торможения останавливает двигатель без фактического управления темпом замедления. В УПП и ПЧ для асинхронных двигателей, это достигается подачей постоянного тока в двигатель с помощью специальной коммутации силовых элементов. Так как вся механическая энергия рассеивается в роторе машины, данное торможение может быть только прерывистым. Для приводов двигателей постоянного тока, эта функция обеспечивается подключением резистора к клеммам якоря. Встроенная защита. Современные приводы обычно обеспечивают защиту от превышения температуры для себя и двигателей. Микропроцессор использует измерения тока и данные скорости (если вентиляция двигателя зависит от его скорости вращения) для расчета роста температуры двигателя и посылает сигнал тревоги или сигнал на остановку в случае чрезмерного роста температуры. Приводы, а в особенности преобразователи частоты, также часто обеспечиваются защитой: от короткого замыкания между фазами и между фазами и землей; от перенапряжения и провалов напряжения; от дисбаланса фаз; от работы на одной фазе. ОСНОВНЫЕ РАБОЧИЕ РЕЖИМЫ И ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ПРИВОДОВ Основные рабочие режимы В зависимости от электронного преобразователя, частотно-регулируемые приводы могут использоваться для работы двигателя в одном направлении вращения (в таком случае их называют нереверсивными) или для управления вращением в двух направлениях (в таком случае их называют реверсивными). Приводы, которые способны регенерировать энергию двигателя, работающего в генераторном режиме (тормозной режим), могут сбрасывать эту энергию. Это достигается как сохранением энергии в линии питания (реверсивный входной мост), так и рассеиванием высвобождаемой энергии на тормозном резисторе с помощью тормозного ключа. Рис. 2 иллюстрирует четыре возможных ситуации в диаграмме машины момент/скорость, сведенные в таблицу соответствия. Следует отметить, что когда машина работает как генератор, должна быть приложена активная движущая сила. Такой режим работы используется, в частности, для торможения. Кинетическая энергия на валу машины, может как передаваться в линию питающего напряжения, так рассеиваться на резисторах или, для небольшой мощности, уходить в потери устройства. Нереверсивный привод. Данный тип привода довольно часто не имеет функцию рекуперации энергии в сеть или на тормозной резистор и используется для: двигателя постоянного тока с прямым преобразователем (AC=>DC), состоящим из диодно-тиристорного моста (рис. 3-a); НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И DOWNSTREAM ТЕХНОЛОГИИ ªÃÇÉÇÊËÕ ' ' ( . ¥ÇžÆË 2 2 2 2 ' ¡°±¡£¬¦®©¦ £±¡º¦®©À ÈÇйÊǻǠÊËɾÄþ ÈÉÇËÁ» йÊÇ»ÇÂÊËɾÄÃÁ ' . ( ¦§©­±¡¢¯³¼ »Á¼¹Ë¾ÄÕ ¾Æ¾É¹ËÇÉ »Á¼¹Ë¾ÄÕ ¾Æ¾É¹ËÇÉ ¯­¦®³ ww ½¹ «¯±¯²³½ wOw ½¹ ½¹ ±¯¥´«³ £¡¥±¡®³ ½¹ ½¹ ½¹ Рис. 2. Четыре возможных ситуации механизма в диаграмме момент – скорость двигателя переменного тока с непрямым преобразователем (с промежуточным звеном постоянного тока), включающем диодный мост на входе и инвертор частоты, который управляет работой механизма в квадранте 1 (рис. 3-b). В некоторых случаях эта сборка может быть использована в реверсивных конфигурациях (квадранты 1 и 3). Непрямой преобразователь, включающий тормозной ключ и корректно подобранный резистор, является идеальным решением для моментального торможения (остановка или подъемные механизмы, когда двигатель должен генерировать нисходящий тормозной крутящий Bw Cw B . B момент, чтобы удерживать нагрузку). Преобразователь с функцией рекуперации энергии незаменим при длительном режиме работы с активной приводной нагрузкой, например, в случае, когда двигатель используется для торможения на стенде. Реверсивный привод. Данный тип привода может быть рекуперативным или нерекуперативным преобразователем. Если он рекуперативный, машина функционирует во всех четырех квадрантах и может обеспечивать сильное торможение. Если он нерекуперативный, машина функционирует только в квадрантах 1 и 3. . Рис. 3. Упрощённые схемы: [a] прямой преобразователь с комбинированным мостом; [b] непрямой преобразователь с (1) входным диодным мостом, (2) устройством торможения (сопротивление и тормозной ключ), (3) инвертор частоты НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 67 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Работа с постоянным моментом. Работа с постоянным моментом – это работа, когда характеристика нагрузки в установившемся режиме такова, что требуемый момент двигателя приблизительно одинаков, независимо от скорости (рис. 4). Данный рабочий режим характерен для конвейеров и месильных машин. Для этого типа применения, приводы должны обеспечивать высокий пусковой момент (по крайней мере 1,5 номинальных крутящих момента) для того, чтобы преодолеть силу статического трения и раскрутить машину (инерция). Работа с переменным моментом. Работа с переменным моментом – это работа, когда характеристики нагрузки таковы, что в установившемся режиме требуемый крутящий момент требует изменения с изменением скорости. Этот режим характерен в частности для винтовых нагнетательных насосов, у которых крутящий момент увеличивается линейно с увеличением скорости (рис. 5-a) или центрифуг (насосов и или вентиляторов), у которых крутящий момент изменяется в функции квадрата изменения скорости (рис. 5-b). Для приводов, созданных для данного типа применения, достаточен низкий пусковой крутящий момент (обычно1,2 номинального крутящего момента). ПЧ обычно имеет дополнительные функции, такие как функция пропуска резонансных частот, при которых механизм входит в состояние самопроизвольной вибрации. Работа на частотах выше номинальной частоты невозможна из-за перегрузки, которая бы воздействовала в этом случае на двигатель и привод. Работа с постоянной мощностью. Это особый случай переменного момента. Работа с постоянной мощностью это работа, когда крутящий момент, вырабатываемый двигателем, обратно пропорционален угловой скорости (рис. 6). Это используется, например, для намотки с угловой скоростью, которая должна снижаться с увеличением диаметра бобины. Этот режим также применяется в шпиндельных двигателях на станках. Рабочий диапазон при работе с постоянной мощностью пределен естественными ограничениями: на низкой скорости – током, обеспечиваемым приводом; на высокой скорости – достижимым крутящим моментом двигателя. Вследствие этого, достижимый крутящий момент для асинхронных двигателей и коммутационная способность машин постоянного тока должны быть тщательно проверены. ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ПРИВОДОВ В данный раздел включены только основные современные приводы и стандартные технологические решения. Существует множество типов схем частотных приводов: подсинхронный каскад; циклоконвертеры; коммутаторы тока; тормозные ключи и т. д. Заинтересованные читатели найдут исчерпывающее описание в следующих публикациях: «Entraînement électrique à vitesse variable» (работа Джина Бонала и Гая Сегура, описывающая частотно-регулируемые приводные системы) и «Utilisation industrielle des moteurs à courant alternatif» (написана Джином Боналом, описывает двигатели переменного тока в промышленном применении). Управляемый выпрямитель для двигателей постоянного тока. Выпрямитель вырабатывает напряBw 15 1 / Cw 15 15 1 1 5 5 / Рис. 4. График работы с постоянным моментом 68 5 / Рис. 5. График работы с переменным моментом НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И DOWNSTREAM ТЕХНОЛОГИИ 15 5 1 / Рис. 6. График функционирования с постоянной мощностью . %$ B Рис. 7. Схема управляемого выпрямителя для двигателей постоянного тока жение постоянного тока из однофазного или трехфазного источника питания переменного тока. При этом регулируется среднее значение напряжения. Силовые полупроводники собраны по однофазной или трехфазной мостовой схеме Греца (рис. 7). Мост может быть диодно-тиристорный (смешанный) или ÔÈÉØÅÁ˾ÄÕ ­ÁÄÕËÉ тиристорно-тиристорный (полный). Это последнее решение наиболее часто встречается для улучшения коэффициента формы тока. Двигатель постоянного тока обычно имеет независимое возбуждение, за исключением линейки малых мощностей, где обычно применяются двигатели с постоянными магнитами. Данный тип приводов подходит для большинства применений. Единственные ограничения налагаются двигателями постоянного тока, в частности сложностью с достижением высоких скоростей и необходимостью обслуживания (должны меняться щетки). Двигатели постоянного тока и работающие с ними регуляторы напряжения постоянного тока были первыми промышленными решениями. Их применение в последнее десятилетие сократилось, так как центральное положение стали занимать преобразователи частоты. Асинхронные двигатели фактически более износоустойчивые и экономичные, чем двигатели постоянного тока. В отличие от двигателей постоянного тока, асинхронные двигатели стандартизованы в корпусе промышленного исполнения IP55 и также практически защищены от воздействий окружающей среды (капель воды, пыли, опасных атмосферных воздействий и т.д.). Преобразователи частоты для асинхронных двигателей. Инвертор частоты преобразует трехфазное напряжение переменного тока фиксированной частоты в трехфазное напряжение переменного тока переменной частоты (рис. 8). Для маломощных приводов (несколько киловатт) может использоваться однофазное питание, а для больших мощностей – трехфазное питание. Некоторые маломощные ПЧ могут получать питание как от трехфазной, так и от однофазной сети. ¡Æ»¾ÉËÇÉ 8 7 »Á¼¹Ë¾ÄÕ 6 Рис. 8. Упрощённая схема преобразователя частоты I . Рис. 9. Устройство плавного пуска (УПП) асинхронных двигателей и форма питающего тока НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 69 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ ©¬¯£¯ª ­¯¥´¬½ ¯¥´¬½´°±¡£¬¦®©À ¡¥¡®©¦ §ºÉ¹ºÇËù ÁÆÍÇÉŹÏÁÁ «¾ÈÄÇ»¹Ø ȹÅØËÕ ¥ÁÃÉÇÈÉÇϾÊÊÇÉ ªÇÊËÇØÆÁ¾ ¼°±À­©³¦¬½ ¡ÊËÇÐÆÁÃÈÁ˹ÆÁØ ©¾¼ÌÄÁÉǻù ¨¾É¾ÃÄ×оÆÁ¾ ªÁÄǻǠÁÆ˾É;ÂÊ §ºÉ¹ËÆ¹Ø Ê»ØÀÕ ¡Æ»¾ÉËÇÉ ©¾Ä¾ ¡Æ˾É;ÂÊ º¾ÀÇȹÊÆÇÊËÁ §ºÉ¹ËƹØÊ»ØÀÕ º¾ÀÇȹÊÆÇÊËÁ »Á¼¹Ë¾ÄÕ Рис. 10. Структура преобразователя частоты Выходное напряжение ПЧ всегда трехфазное. Фактически, однофазные асинхронные двигатели не особенно приспособлены к питанию от преобразователя частоты. Посредством преобразователей частоты можно осуществлять питание стандартных асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором при сохранении всех преимуществ данных двигателей: единого стандарта; низкой стоимостью; повышенной прочностью; защитой от воздействия окружающей среды; отсутствием необходимости обслуживания. Поскольку данные двигатели охлаждаются самовентиляцией, они имеют только ограничение по длительному функционированию под нагрузкой при низкой частоте вращения, так как ухудшается их вентиляция. Если, данный режим функционирования необходим, то требуется специальный двигатель, оборудованный независимым вентилятором. Регулятор напряжения для пуска асинхронных двигателей. Регулятор напряжения преобразует напряжение питающей линии стандартной частоты переменного тока в напряжение с управляемым среднеквадратичным значением посредством изменения угла отпирания мощных полупроводников (два тиристора соединены встречно-параллельно в каждой фазе двигателя (рис. 9). СТРУКТУРА И КОМПОНЕНТЫ УПП И ПЧ Структура УПП и ПЧ состоят из двух модулей, которые обычно заключены в один корпус (Рис. 10): модуль управления, который управляет функционированием прибора; силовой модуль, который снабжает двигатель питанием в форме электрической энергии. 70 Модуль управления. В современных УПП и ПЧ все функции управляются микропроцессором который использует настройки, команды, посланные оператором или устройством управления, и результаты измерений скорости, тока и т. д. Наряду с соответствующими специализированными интегральными схемами, вычислительные функции микропроцессора позволяют чрезвычайно быстро выполнить алгоритмы управления и в особенности обработки параметров управляемого механизма. Микропроцессор использует информацию для управления ускорением и торможением, регулирования скорости и ограничения тока, а также вырабатывает команды управления силовыми модулями. Защита и измерения параметров безопасности выполняются специальными микросхемами или схемами, интегрированными в силовые модули. Ограничения скорости, темпы изменения скорости, ограничения тока и другие настройки осуществляются с использованием встроенных панелей или ПЛК (через полевые шины) или компьютер. Точно также различные команды (пуск, стоп, наложить тормоз и т.д.) могут быть посланы через панель управления, ПЛК или компьютер. Рабочие параметры, сигналы тревоги и данные ошибок могут быть отображены посредством индикаторов, светодиодов, сегментных индикаторов или ЖК-дисплеев. Они могут отображаться дистанционно через полевую шину на ЭВМ верхнего уровня Реле, обычно программируемые, позволяют получить информацию: о дефектах (линии питания, температуры, прибора, последовательности, перегрузки и т.д.); о контролируемых состояниях (порог скорости, состояние предварительной тревоги, окончание пуска). Напряжения, требуемые для измерительных и управляющих цепей, поступают из блока питания, встроен- НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И DOWNSTREAM * ТЕХНОЛОГИИ Áǽ «É¹ÆÀÁÊËÇÉ /1/ «ÁÉÁÊËÇÉ «É¹ÆÀÁÊËÇÉ «É¹ÆÀÁÊËÇÉ r * «ÁÉÁÊËÇÉ Рис. 11. Силовые компоненты ного в привод и гальванически изолированного от силового питания. Силовой модуль. Основными элементами силового модуля являются: силовые компоненты (диоды, тиристоры, биполярные транзисторы с изолированным затвором и т.д.); устройства для измерения напряжения и/или тока. КОМПОНЕНТЫ Силовые компоненты (рис. 11) являются дискретными полупроводниками и так же, как механические переключатели, могут находиться в одном из двух состояний: включен или выключен. Эти компоненты, собранные в силовой модуль, составляют инвертор, который обеспечивает питание электродвигателя с переменным напряжением и/или изменением частоты из стандартного напряжения и частоты питающей линии. Силовые компоненты – краеугольный камень управления скоростью и прогресс, достигнутый в последние годы, привел к появлению экономичных частотных приводов. Напоминание. Полупроводниковые материалы, такие как кремний, имеют способность изменять сопротивление, приобретая свойства проводника или изолятора. Их атомы имеют четыре периферийных электрона. Для того, чтобы сформировать устойчивую структуру из восьми электронов, каждый атом объединяется с четырьмя соседними атомами. Полупроводник типа Р получается добавлением к чистому кремнию в небольших пропорциях вещества с тремя электронами на внешней орбите. При этом в полученном веществе не хватает одного электрона для создания устойчивой структуры с восемью электронами, в результате чего появляется избыток положительных зарядов. Полупроводник типа N получается добавлением к чистому кремнию вещества, атомы которого имеют пять электронов на внешней орбите. При этом НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 создается избыток электронов, т. е. избыток отрицательных зарядов. Диод. Диодом называется неуправляемый полупроводник, состоящий из двух областей- P (анод) и N (катод), который позволяют протекать току только в одном направлении -от анода к катоду. Ток протекает, когда напряжение на аноде имеет более высокий потенциал по отношению к катоду, при этом полупроводник действует, как включенный выключатель. Он перекрывает ток и действует как открытый выключатель, если потенциал анода становится меньше потенциала катода. Основные характеристики диода в открытом состоянии включают следующее: падение напряжения, которое определяется пороговым напряжением и внутренним сопротивлением; максимально допустимый постоянный ток (порядок величины до 5000 ампер – среднеквадратическое значение для наиболее мощных компонентов). В закрытом состоянии: максимально допустимое обратное напряжение, которое может достигать пиковых значений в 5000 В. Тиристор. Это управляемый полупроводник, состоящий из четырех полупроводниковых переходов: P-N-P-N. Он работает как диод при посылке электрического импульса на управляющий электрод, так называемый«затвор». Включение или зажигание возможно только, если существует положительное напряжение на аноде по отношению к катоду. Тиристор меняет свое состояние на «выключенное» при прекращении протекания через него ток. Энергия зажигания, приложенная к «затвору», не зависит от коммутируемого тока. Также нет необходимости поддерживать ток в «затворе», пока тиристор находится в проводящем состоянии. Основные характеристики тиристора в открытом состоянии включают: падение напряжения, определяемое пороговым напряжением и внутренним сопротивлением; максимально допустимый постоянный ток (порядок величины до 5000 ампер – среднеквадратическое значение для наиболее мощных компонентов); В закрытом состоянии характеристики следующие: максимально допустимое прямое и обратное напряжение (может достигать пиковых значений 5000 В); прямое и обратное напряжения обычно одинаковые; время запирания – это минимальное время в течение которого, при наличии приложенного положительного напряжения между анодом и катодом, может произойти самопроизвольное отпирание тиристора; ток затвора, при котором происходит отпирание тиристора. Некоторые быстродействующие тиристоры характеризуются не одинаковым прямым и обратным напряжениями. В стандартных схемах, они часто соединяются со встречно включенным диодом. Производители используют данную схему для увеличения прямого 71 UPSTREAM напряжения, которое компонент может выдержать в закрытом состоянии. В настоящее время вышеназванные компоненты полностью заменены полностью управляемыми тиристорами с коммутируемым затвором (GTO), силовыми транзисторами и, в особенности, биполярными транзисторами с изолированным затвором (IGBT). Тиристор с коммутируемым затвором (GTO – Gate Turn-Off). Это разновидность быстродействующего тиристора, запирание которого может быть осуществлено по управляющему электроду. Положительный ток, приложенный к затвору, приведет к открытию полупроводника при условии, что потенциал на аноде выше, чем на катоде. Для того, чтобы GTO оставался в открытом состоянии при ограниченном падении напряжения необходимо поддерживать ток затвора. Тиристор блокируется сменой полярности тока затвора. Тиристоры с коммутируемым затвором используются в преобразователях очень высокой мощности, так как они способны контролировать высокие напряжения и токи (до 5000 вольт и 5000 ампер). Однако в связи с развитием технологии биполярных транзисторов с изолированным затвором (IGBT) доля рынка тиристоров с коммутируемым затвором (GTO) сокращается. Основные характеристики тиристоров с коммутируемым затвором в открытом (проводящем) состоянии включают: падение напряжения определяется пороговым напряжением и внутренним сопротивлением; ток удержания стремится уменьшить прямое падение напряжения; максимально допустимый постоянный ток; ток запирания для прерывания основного тока устройства. В закрытом (непроводящем) состоянии характеристики следующие: максимально допустимое прямое и обратное напряжение, часто асимметричное как для быстродействующих тиристоров по тем же причинам; время запирания – это минимальное время, в течение которого должен удерживаться ток запирания для предотвращения самопроизвольного отпирания тиристора; ток затвора, управляющий работой тиристоров с коммутируемым затвором, допускает рабочую частоту в несколько килогерц. Транзистор. Это управляемый биполярный полупроводник, состоящий из трех полупроводниковых переходов – P-N-P или N-P-N. Ток может протекать только в одном направлении: от эмиттера к коллектору для P-N-P полупроводников; от коллектора к эмиттеру для N-P-N транзисторов. Транзисторы N-P-N типа часто выполнены по схеме Дарлингтона и способны работать на промышленных напряжениях. Транзистор может работать как усилитель. Значение тока протекающего через него определяется током управления, протекающего по его базе. Транзистор может также работать как статический ключ: 72 ТЕХНОЛОГИИ открытого, когда нет тока базы; закрытого в режиме насыщения. Этот режим ключа используется в силовых цепях приводов. Биполярные транзисторы могут использоваться при напряжениях до 1200 вольт и поддерживать токи, достигающие 800 ампер. Данный компонент в настоящее время заменен в преобразователях биполярными транзисторами с изолированным затвором IGBT. В рамках режима работы, который нас интересует, биполярные транзисторы имеют следующие характеристики. В открытом (проводящем) состоянии: падение общего напряжения, определяемое пороговым напряжением и внутренним сопротивлением; максимально допустимый постоянный ток; коэффициент усиления по току (для перевода транзистора в состояние насыщения ток базы должен быть выше, чем основной ток, деленный на коэффициент усиления); В запертом (не проводящем) состоянии – максимально допустимое прямое напряжение. Силовые транзисторы, используемые в управлении скоростью, могут работать на частотах в несколько килогерц. Биполярный транзистор с изолированным затвором (IGBT). IGBT – это силовой транзистор, управляемый напряжением, которое подается на управляющий электрод называемый «затвором», который изолирован от силовой цепи. Отсюда и название – «Биполярный транзистор с изолированным затвором» (Insulated Gate Bipolar Transistor). Это устройство характеризуется очень малой мощностью управления для обеспечения циркуляции больших токов. В настоящее время этот компонент используется в качестве силового ключа в большинстве преобразователей частоты до самых высоких уровней мощности (несколько мегаватт). Его вольт-амперные характеристики аналогичны характеристикам биполярных транзисторов, но его энергетические показатели и частота коммутации значительно выше, чем у других полупроводниковых приборов. Характеристики этих транзисторов постоянно улучшаются и в настоящее время уже доступны компоненты для высокого напряжения (свыше 3 киловольт) и больших токов (несколько сотен ампер). Основные характеристики биполярных транзисторов с изолированным затвором включают; напряжение управления, которое обеспечивает проводимость (отпирает) или блокировку (запирает) устройства. В открытом (проводящем) состоянии: падение напряжения, определяемое пороговым напряжением и внутренним сопротивлением; максимально допустимый постоянный ток. В закрытом (не проводящем) состоянии: максимально допустимое прямое напряжение; биполярные транзисторы с изолированным затвором, используемые в регулировании скорости, могут работать на частотах в несколько десятков килогерц. НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И DOWNSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Транзисторы структуры Металл-Оксид-Полупроводник (MOS). Принцип функционирования данного транзистора значительно отличается от перечисленных выше за счет модификации электрического поля в полупроводнике, получаемой методом поляризации изолированного затвора. Отсюда и название «Металло-Оксидный-Полупроводник. Его использование в регуляторах скорости ограничивается применением на низких напряжениях (частотные приводы с аккумуляторным питанием) или применениями малой мощности. Поскольку в противном случае поверхность кремния должна выдерживать высокое напряжения в закрытом состоянии и низкое падение напряжения в открытом состоянии, это оказывается экономически нецелесообразным. Основные характеристики металл-оксид-полупроводник-транзисторов: напряжение управления обеспечивает проводимость (отпирает) или блокировку (запирает) устройства; Во включенном состоянии: внутреннее сопротивление; максимально допустимый постоянный ток. В выключенном состоянии – максимально допустимое прямое напряжение (может превосходить 1000 В). Металл-оксид-полупроводник-транзисторы, используемые в регулировании скорости, могут работать на частотах в несколько сотен килогерц. Они нашли свое применение практически во всех импульсных источниках питания в качестве дискретных компонентов, а также в интегральных модулях, включающих в себя силовые компоненты (MOS) и командноуправляющие устройства. Интеллектуальный силовой модуль (IPM). Строго говоря, это не полупроводник, а сборка IGBT-транзисторов. Этот модуль (рис. 12) объединяет в едином компактном корпусе инверторный мост с IGBT-транзисторами и низковольтный электронный блок управления этими полупроводниками. Модуль IPM включает: семь IGBT транзисторов (шесть – для инверторного моста и один – для тормозного резистора); схему управления IGBT транзисторами; семь силовых диодов, объединенных с IGBTтранзисторами для обеспечения протекания тока; защиту от короткого замыкания, превышения тока и повышенной температуры; электрическую изоляцию для этого модуля. ÎǽØÒ¾¾ ƹÈÉØ¿¾ÆÁ¾ ÈÇÊËÇØÆÆÇ¼Ç ËÇù r 1 6 / 7 # 8 «ÇÉÅÇÀÆÇ ɾÀÁÊËÇÉ Рис. 12. Интеллектуальный силовой модуль НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 £½»Á¼¹Ë¾Ä× Диодный выпрямительный мост обычно тоже входит в состав этого модуля. Данная сборка является наилучшим способом подключения и управления с учетом ограничений для IGBT-транзисторов. ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ ЧАСТОТЫ/ РЕГУЛЯТОР ДЛЯ ДВИГАТЕЛЕЙ ПОСТОЯННОГО ТОКА Основной принцип Система генератор-двигатель, созданная Вардом Леонардом, стала первым регулятором скорости для двигателей постоянного тока. Эта система состоит из приводного двигателя (обычно асинхронного) и генератора постоянного тока с регулируемым возбуждением, который используется для управления одним или несколькими двигателями постоянного тока. Возбуждение генератора регулируется электромеханическим устройством (Amplidyne, Rototrol, Regulex) или статической системой (магнитный усилитель или электронный регулятор). В настоящее время эти устройства более не выпускаются и заменены полупроводниковыми статическими регуляторами скорости, которые выполняют те же функции при более высоком уровне технических характеристик. Электронные регуляторы скорости получают питание из сети переменного тока и подают на двигатель регулируемое напряжение постоянного тока. Для питания цепи возбуждения используется диодный или тиристорный мост (обычно однофазный). Силовая схема питания якоря также является выпрямителем. Поскольку напряжение питания двигателя должно изменяться, то выпрямитель должен быть управляемым, то есть должен состоять из силовых компонентов, проводимостью которых можно управлять (тиристоры). Выходное напряжение управляется путем большей или меньшей величины времени проводящего состояния в течение каждого полупериода. Чем больше время задержки отпирающего импульса тиристора по отношению к точке естественного отпирания, тем меньше действующее значение напряжения на якоре двигателя и, следовательно, меньше скорость двигателя (закрытие тиристора происходит автоматически, когда ток достигает нулевого значения). Для регуляторов малой мощности или регуляторов, питаемых от аккумуляторов, силовая цепь может выполняться из силовых транзисторов (ключей).При этом выходное напряжение регулируется за счет изменения времени проводящего состояния транзисторных ключей при постоянном питающем напряжении. Этот режим работы известен как широтно-импульсная модуляция (ШИМ). Регулирование. Регулирование – это точное поддержание величины скорости на заданном уровне, при воздействии внешних помех (изменение момента нагрузки, напряжения сети, температуры). Однако в процессе ускорения или в случае перегрузки, ток не должен достигать значения опасного для двигателя 73 UPSTREAM или преобразовательного устройства. Внутренний контур управления привода удерживает ток в безопасном диапазоне. Это значение ограничения тока может быть доступно при настройке регулятора для соответствия конкретному применяемом двигателю. Значение заданной скорости от задающего устройства подается на регулятор через аналоговый или дискретный вход или по полевой шине или посредством любого другого устройства, вырабатывающего задание на скорость в виде электрического сигнала. Значение задания скорости может быть постоянным или изменяться в процессе цикла. Регулируемые кривые ускорения и замедления плавно меняют значение напряжения сигнала задания до величины, соответствующей заданной скорости. Эта кривая может быть любой формы. Настройка кривых определяет длительность ускорения и торможения. В замкнутой системе фактическая скорость постоянно измеряется с тахогенератором или импульсным датчиком и сравнивается с заданным значением. Если обнаруживается отклонение, то электронное устройство управления будет корректировать скорость. Скорость может изменяться в диапазоне от нескольких оборотов в минуту до максимальной возможной скорости. Точность регулирования скорости этом диапазоне при возможном изменении нагрузки, колебании напряжения сети, изменении температуры и т.д. достигает значения 1 % при аналоговом регулировании и 1/1000 при цифровом регулировании. Этот способ регулирования может также применяться, используя данные измерения напряжения двигателя с учетом тока, протекающего через двигатель. В этом случае показатели качества регулирования (диапазон и точность) немного ниже. Точность составляет несколько процентов при изменении нагрузки от нуля до номинального значения. Реверс или вращение в обратном направлении и рекуперативное торможение. Чтобы изменить направление вращения, необходимо изменить полярность напряжения на якоре двигателя или на обмотке возбуждения. Это может быть исполнено с использованием контакторов (данное решение сейчас почти не используется) или статически путем изменения полярности напряжения на выходе преобразователя или изменением направления тока возбуждения. Использование последнего решения редко из-за большой постоянной времени обмотки возбуждения. При необходимости управляемого торможения, или если оно обусловлено характером нагрузки (активный крутящий момент), энергия должна возвращаться в линию питания. В процессе торможения, преобразователь работает в режиме инвертера или, другими словами, направление протекания тока отрицательное. Регуляторы, способные выполнять эти две функции (реверс и рекуперативное торможение), оборудованы двумя мостами, включенными встречно-параллельно 74 ТЕХНОЛОГИИ . %$ B Рис. 13. Схема регулятора с реверсом и рекуперативным торможением для двигателя постоянного тока (рис. 13). Каждый из этих мостов может инвертировать напряжение и ток так хорошо, соответственно, и знак энергии, циркулирующей между основной сетью и нагрузкой. ВОЗМОЖЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ Режим работы с постоянным моментом. При постоянном возбуждении, скорость вращения двигателя определяется напряжением приложенным к якорю двигателя. Управление скоростью возможно в диапазоне от 0 до номинального напряжения двигателя, который выбирается на основе напряжения питающей сети. Вращающий момент двигателя пропорционален току якоря и номинальный вращающий момент машины может быть получен непрерывно на всех скоростях вращения. Режим работы с постоянной мощностью. Когда на якорь двигателя подано номинальное напряжение, можно увеличить скорость двигателя путем снижения тока возбуждения. В этом случае регулятор скорости должен содержать управляемый выпрямитель для питания цепи возбуждения. Напряжение ротора в этом случае будет оставаться постоянными равным номинальному напряжению, а ток возбуждения регулируется для получения необходимой скорости. Мощность выражается, как: P = E x I, где E – ЭДС двигателя, примерно равная напряжению питания; I – ток якоря. Для данного тока ротора мощность, поэтому, будет постонной при всех значениях скорости, но максимальная скорость ограничена двумя параметрами: механическими ограничениями, связанными с якорем и особенно с максимальной центробежной силой, которую может выдержать коллектор электродвигателя; ограниченными коммутационными возможностями машины. Для того, чтобы правильно спроектировать установку, необходимо консультироваться с производителем при выборе двигателя, в особенности в отношении диапазона скоростей при работе с постоянной мощностью. (Продолжение следует) НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ IEA: МИРОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СТАТИСТИКА1 СОВОКУПНЫЕ ПОСТАВКИ ПЕРВИЧНОЙ ЭНЕРГИИ В МИРЕ В ЦЕЛОМ Совокупные поставки первичной энергии в мире в целом* в период 1971 – 2011 гг. по видам топлива, млн т (в энергетическом эквиваленте) 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 1971 1975 1980 1985 1990 1995 ¬¼ÇÄÕËÇÉÍ ¦¾ÍËÕ Á½ÉÇÖƾɼÁØ ÁÇËÇÈÄÁ»ÇÁÇËÎÇ½Ô 2000 2005 ¨ÉÁÉǽÆÔ¼¹À 2011 ËÇÅƹØÖƾɼÁØ É̼Á¾ Доли топлива ТРЕS в 1973 и 2011 гг. 1973 Биотоплива и отходы, 10,6 % Гидроэнергия, 1.8 % 2011 Другие**, 0.1 % Атомная энергия, 0.9 % Уголь/торф, 24.6 % Природный газ, 16.0 % Биотоплива и отходы, Гидроэнергия, 10.0 % 2.3 % Атомная энергия, 5.1 % Другие**, 1.0% Природный газ, 21.3 % Нефтьl, 46.0 % ÅÄÆË * ** Нефть, 31.5 % ÅÄÆË Категория «в мире в целом» включает топливо для международной авиации и морское бункерное топливо Категория «Другие» включает геотермальную, солнечную энергию, энергии, ветра, тепла и т.д. НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Уголь/торф, 28.8 % Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 75 UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ СТАТИСТИКА ПО ВИДАМ ТОПЛИВА СТРАНЫ OECD Совокупные поставки* первичной энергии в странах OECD в период 1971 – 2012 гг. по видам топлива, млн т 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 1 000 0 1971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 ¬¼ÇÄÕËÇÉÍ ¦¾ÍËÕ Á½ÉÇÖƾɼÁØ ÁÇËÇÈÄÁ»ÇÁÇËÎÇ½Ô 2005 ¨ÉÁÉǽÆÔ¼¹À 2012 ËÇÅƹØÖƾɼÁØ É̼Á¾ Доли топлива ТРЕS в 1973 и 2012 гг. 1973 2012 Гидроэнергия, Биотоплива и отходы, 2.1 % 2.3 % Другие**, Атомная 0.2 % энергия, 1.3 % Биотоплива Гидроэнергия, и отходы, 5.2 % 2.3 % Другие**, 1.5 % Атомная энергия, 9.7 % Уголь/торф, 19.5 % Уголь/торф, 22.6 % Природный газ, 18.9 % Нефть, 52.6 % ÅÄÆË * ** 76 Природный газ, 25.7 % Нефть, 36.1 % ÅÄÆË За исключением электроэнергии Категория «Другие» включает геотермальную, солнечную энергию, энергии, ветра, тепла и т.д. НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И UPSTREAM ТЕХНОЛОГИИ СОВОКУПНЫЕ ПОСТАВКИ ПЕРВИЧНОЙ ЭНЕРГИИ В МИРЕ В ЦЕЛОМ СОВОКУПНЫЕ ПОСТАВКИ* ПЕРВИЧНОЙ ЭНЕРГИИ В СТРАНАХ OECD В ПЕРИОД 1971 – 2011 гг. РЕГИОНАМ, МЛН Т Совокупные поставки* первичной энергии в странах OECD в период 1971 – 2011 гг. по видам топлива, млн т 14 000 12 000 S U P P L Y 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 1971 1975 1980 0&$% 1985 1990 1995 ÄÁ¿ÆÁÂÇÊËÇà ÀÁØ £Á˹ 2000 2005 2011 ªËɹÆÔ»ÉÇÈÔÁÀÁÁ ƾ»ÎǽØÒÁ¾»0&$% ªËɹÆÔžÉÁÃÁ ƾ»ÎǽØÒÁ¾»0&$% ÍÉÁù ÌÆþÉÆǾËÇÈÄÁ»Ç Доли топлива ТРЕS в 1973 и 2011 гг. 1973 2011 Страны Америки, не входящие Африка, в OECD, 3.5 % 3.5 % Бункерное топливо**, Азия*, 5.5 % 3,0 % Китай, 7.0 % Страны Америки, Африка, Бункерное топливо, не входящие в 5.3 % 2.8 % OECD, 4.5 % Азия*, 12.1 % Китай, 20.9 % Страны Европы и Азии, не входящие в OECD, 15.4 % Ближний Восток, 0.8 % OECD, 61.3 % Страны Европы и Азии, не входящие в OECD, 9.0 % ÅÄÆË * ** OECD, 40.5 % ÅÄÆË Азия, за исключением Китая Включая топливо для международной авиации и морское бункерное топливо НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Ближний Восток,4.9 % Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 77 XVIII КОНФЕРЕНЦИЯ UPSTREAM «НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ, ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН» 20 ноября 2013 г. в ОАО НПФ «Геофизика» прошла очередная XVIII конференция «Новые возможности, техника и технологии для геофизических исследований скважин». В конференции приняли участие руководители, менеджеры и главные специалисты более чем из пятидесяти компаний России, Казахстана, Республики Беларусь и Китая. Конференцию посетили представители нефтегазовых компаний: ОАО АНК «Башнефть», ОАО «НК «Паритет», РУП «ПО «Белоруснефть», ООО «Газпром георесурс», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Газпромнефть», ОАО Самаранефтегаз, ООО «Велтэк Ойлфилд Сервисес (РУС)». Среди сервисных компаний в работе конференции приняли участие: ОАО «Башнефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ООО «ТНГ-Групп», ЗАО «БашВзрывТехнологии», ОАО «Пермнефтегеофизика», ООО «ТНГАлГИС», ОАО «Самаранефтегеофизика», ООО «Ханты-Мансийская Геофизическая Компания», ООО «Оренбургнефтегеофизика», ОАО «Коминефтегеофизика», ООО «ТНГКазаньгеофизика», ЗАО «Ямалпромгеофизика», ТОО «Techno Trading LTD», ПФ «Иркутскгазгеофизика», ЗАО «Группа компаний ГЕО», ООО «Юганскнефтегазгеофизика», ОАО «Геотрон». Из организаций производителей приборов, оборудования и технологий для нефтяного сервиса участвовали: ООО «Псковгеокабель», ООО «Гальва», ЗАО «ГИС прибор-М», ОOО «ПИТЦ «Геофизика», ООО «ТНГ-ЛенГИС», ООО «Промперфоратор», ЗАО НПФ «Эликом», OOO «МЭЛЗ ФЭУ», ООО «НПЦ «Гальва», Компания Хэчуан, ООО НПФ «Техногеника», ООО НПФ «Пакер», ОАО НПП «ВНИИГИС» и др. Науку представили: Уфимский государственный нефтяной технический университет, Башкирский государственный университет, ФГУП ГНЦ РФ «ВНИИгеосистем» и ОАО «Пермский научно-исследовательский технологический институт». С приветствием к участникам конференции обратился генеральный директор ОАО НПФ «Геофизика» А.Р. Адиев. Он отметил, что с каждым годом в стенах фирмы собирается все большее число специалистов не только сервисных, но и 78 нефтяных компаний, а это означает, что интерес к конференции не только не угасает, но и растет и пожелал всем участникам плодотворной работы. От дружественной Китайской Народной Республики выступил Президент профессионального комитета ГИС при Китайской Ассоциации Нефтяников Лу Давэй, который поблагодарил организаторов конференции за приглашение, что было особенно приятно. От Евро-Азиатского геофизического общества участников конференции приветствовал его первый вице-президент В.В. Лаптев. Он выразил удовлетворение, что в настоящее время российские сервисные компании обрели достаточную мощь, чтобы конкурировать с крупными иностранными компаниями как Schlumberger, Halliburton и др. и поэтому угроза поглощения российских компаний зарубежным сервисным рынком становится неактуальной. Он пригласил гостей конференции к участию в VIII Китайско-Российском научном симпозиуме, который ЕАГО и Комиссия по промысловой геофизике Китайской нефтяной ассоциации планируют провести в 2014 г. на острове Хайнань в городе Санья. В программе конференции было представлено 26 докладов. Открыл работу конференции А.А. Булгаков – директор по научной работе с докладом «Перспективы развития технологии проведения ГИС». В своем докладе автор обрисовал недалекое будущее по дистанционному управлению проведения геофизических работ на скважинах. В связи с большой сложностью современной цифровой геофизической аппаратуры для различных методов каротажа, технологий проведения полного комплекса ГИС, а также получением оперативной геофизической и технологической информации в режиме реального времени все более актуальной задачей становится проблема управления такими работами на значительных расстояниях из центральных офисов сервисных компаний, так называемых ситуационных Центров посредством телекоммуникационного общения. В этом случае через систему видео- и аудио-наблюдения при помощи каналов сотовой связи или через спутники осуществляется дистанционное управление рабочим персоналом на нескольких скважинах с эффектом присутствия опытных геологов и геофизиков непосредственно на месторождении. Преимущества таких работ заключаются в использовании высококвалифицированных специалистов с большим опытом в Центре управления; возможности проведения исследований на нескольких скважинах круглосуточно небольшим количеством специалистов; возможности параллельного, в случае необходимости, подключения сервисных инженеров, а также разработчиков новой аппаратуры и технологий, как для уникальных исследований, так и для проведения ремонта на скважине. ТЕХНОЛОГИИ О структуре, направлениях деятельности фирмы, а так же последних результатах НИОКР и опытно-промышленного применения новых аппаратурно-методических комплексов АМК «МАГИС-2», АГС «Горизонталь-1», АГС «Горизонталь-2», АМК - 2000 СКУ, АГС «Цементомер-ЦА», а также отдельных приборов и модулей, созданных в последние годы в ОАО НПФ «Геофизика» рассказал главный геолог фирмы В.В. Береснев. В более подробных сообщениях руководители лабораторий и ведущие специалисты рассказали о создании отдельных приборов и технологий, о методических возможностях названных комплексов на конкретных геофизических материалах. В своем докладе перспективы развития техники и технологий каротажа в процессе добычи (LWP) обрисовал директор по развитию геофизических технологий В.В. Белоус. Об актуальных задачах геофизических служб АНК «Башнефть» рассказала главный специалист отдела интерпретации ГИС ООО «БашНИПИнефть» А.А. Бакирова. В своей презентации Президент профессионального комитета ГИС при Китайской Ассоциации Нефтяников Лу Давэй рассказал о состоянии геофизического сервиса и о направлениях деятельности в геофизике Китая. В остальных докладах конференции вниманию слушателей были представлены новые разработки в создании аппаратуры и технологий исследования действующих скважин при контроле разработки месторождений, в области контроля технического состояния скважин, геолого-технологических исследований, инклинометрии, применения оптоволоконных технологий при освоении скважин, роботизированных технологий для геолого-технических мероприятий в горизонтальных скважинах. Были освещены вопросы информационного обеспечения бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, одновременнораздельной эксплуатации нескольких продуктивных пластов, комплексная интерпретация ГИС, программное, метрологическое обеспечение и др. Также были представлены образцы нового оборудования, выпускаемого ОАО НПФ «Геофизика», ЗАО НПФ «Эликом», OOO «МЭЛЗ ФЭУ», ООО «Гальва». Прошедшая конференция позволила заказчикам и партнерам ОАО НПФ «Геофизика из первоисточников » получить информацию о новых разработках в области техники и технологии ГИС, увидеть действующие образцы новой техники, пообщаться с ее разработчиками. Все это позволит им принять более взвешенные решения о приобретении в 2014 г. новой НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Есертифицированной, Х Н О Л О Г И надежИ №1 • январь 2014 ной, наукоемкой техники и технологий для геофизического сервиса. DOWNSTREAM ТЕХНОЛОГИИ НАНОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ МЕТОД БОРЬБЫ С НЕФТЯНЫМИ СМОЛАМИ, АСФАЛЬТЕНАМИ И ДРУГИМИ СУПРАМОЛЕКУЛЯРНЫМИ САМООБРАЗОВАНИЯМИ1 Рзаева Л., Мираламов Г., Мамедов Ч., Шабанов А., Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия В данной работе описаны результаты исследований, посвященные улучшению реологических свойств нефти с применением нанокомпозита железа «олигомерного краун-эфира - Fe60» и установлено, что отмеченный нанокомпозит, разрушая самообразующиеся наноассоциаты нефти, резко снижает ее вязкость. Обнаружено, что нанокомпозит железа является также эффективным регулятором для уменьшения количества смолы в нефти. Данный нанокомпозит «олигомерного краун эфир – железо» был испытан в качестве регулятора нефти в лаборатории «Сиязаньнефть» Азербайджана и получены стабильные результаты. Нами показано, что в тяжелых нефтях Азербайджана происходят нежелательные процессы, связанные с самосборкой и самообразованием, приводящими к возникновению наноструктур: нефтяных смол; асфальтенов; наноассоциатов; коллоидов и др. В результате этих нековалентных образований вязкость нефти существенно повышается. Особенно эти явления усиливаются в холодный период года. Этот фактор очень мешает нефтяникам в транспортировке нефти по трубопроводам. Реологические свойства Азербайджанской нефти (смолообразование, увеличение вязкости и др.) ухудшаются. Следует отметить, что нековалентные взаимодействия между компонентами нефти [1] в холодный период года приносят неоценимый вред при вытеснении нефти из эксплуатируемых скважин и пластов. Существующие способы и методы борьбы нефтяников с нековалентными взаимодействиями не дали ощутимых положительных результатов и потребовали больших материальных затрат и усилий. В таких ситуациях и условиях нефтяникам приходится искать принципиально новые эффективные способы борьбы с этими межмолекулярными взаимодействиями. 1 СONH2 ( CH2– С )n СH3 (Fe60), t0 HC C + CO + NH3 CH2 авторы капсулировали наночастицы железа в полостях краун-соединений и органических композиций. В этих условиях катализатор долго сохраняет каталитическую активность. В дальнейшем недостатки предложенного нанокаталитического метода, связанные с большими затратами дорогостоящих реагентов, материалов, оборудования и др. стали очевидны. В связи с этим нами был подобран другой способ борьбы, основанный на овладении искусством нанотехнологии молекулярной самосборки и молекулярной самоорганизации. Яркий пример того, что нам удалось установить самосборку в нефтях Азербайджана, приводящую к образованию сложнейшей наноструктуры, приведен на рис. 1. При этом достаточно было деформировать несколько нековалентных связей в самообразующейся наноструктуре (см. рис.1), чтобы привести к разрушению всей наноструктуры. В этой научной статье впервые рассматриваются процессы самоорганизации и самосборки компонентов тяжелых нефтей и методы борьбы с ними. НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Мирзаджанзаде А.Х., Шабанов А.Л. и другие [2] впервые в мировой практике изучали возможности применения нанотехнологического метода для улучшения реологических свойств нефтей и нефтеотдачи скважин. Установлено, что активные частицы нанометаллов катализируют разложение полимерных соединений, приводя к образованию газообразных соединений в пласте имитирующем реактор. Благодаря этому давление в реакторе увеличивается. Так, авторы [2] подвергли каталитическому разложению полиметактриламид в присутствии наноструктурированного железа (Fe60). Для увеличения продолжительности каталитического воздействия в процессе, Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 87 DOWNSTREAM ТЕХНОЛОГИИ H В качестве стабилизатора наножелеза нами использован олигомерный краун-эфир, в цепи которого макроциклические кольца относительно друг друга расположены параллельно. H H H H H H O Fe60 H O N C O O H O H H H H H O H H O O O O O CH2 O– CH CH 2 O CH CH 2 R H Fe60 O CH2 H H O O Fe60 O N O O O «Ɍɨɪɟɰ-ɩɥɨɫɤɨɫɬɶ» «ɉɥɨɫɤɨɫɬɶ-ɩɥɨɫɤɨɫɬɶ» Рис.1. Ассоциат, образующийся при самоорганизации и самосборке Наличие наножелеза (Fe60), связанное с олигомерным краун-эфиром установлено с помощью атомно-силового микроскопа марки AFM-NTedra Mikro-40. Нанокомпозиты олигомерных краун-эфиров с наножелезом (Fe60) ясно демонстрируют то, что по мере увеличения жесткости молекулярной полости олигомера и его глубины, способность Fe60, находящегося между макроциклическими кольцами олигомера, связывать органические фрагменты в нефтях возрастает, благодаря диполь-дипольному нековалентному взаимодействию между наножелезом и нефтяными самообразующимися наноструктурами. Такое взаимодействие нанокомпозита (Fe60 – олигомер) и нефтяных наноструктур приводит к разрушению вторых. Нанокомпозит при этом сохраняет структуру. Практически, нанокомпозит ( олигомер – Fe60) катализирует разрушение самообразующихся наноструктур в нефти. Отмеченный нанокомпозит (олигомерный краун-эфир – Fe60), полученный нами ранее представлял большой практический интерес для применения его в качестве катализатора гидрирования. Однако после одноразового применения он терял каталитическую активность. Представленный нанокомпозит был испытан в НГДУ «Сиязаньнефть» Азербайджана, на скважине № 1369, промысла 1, в качестве реагента, улучшающего реологические свойства высоковязких и высокосмолистых нефтей, как обеспечивающий транспортировку ее в холодный период года и сильно уменьшающий вязкость смолы в нефтях. Результаты лабораторного испытания, проведенного 08.10.2013 Обработка нефти нанокомпозитом Показатель Вязкость, sst Удельная масса, кг/м3 Количество смолы, % Количество механических примесей, % Выделенная вода, % Исходная нефть – 29 903 50 36,0 4 Количество нанокомпозита, 0,012 % Количество нанокомпозита, 0,018 % 6,5 872 4,4 18,7 0 4.5 873 4,3 18,0 0 Примечание. Для каждого анализа взято 320,0 г нефти. 88 НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И DOWNSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Исходные показатели нефти, взятой из скважины № 1369 включают следующее: удельная масса 900–903 кг/м3; температура нефти – 20,5 °С; выделенная вода 4,0 %; вязкость нефти 29,0 sst; количество смолы 50,0 %; количество механических примесей в составе нефти 36,0 %; дата анализа нефти 08.10.2013. Эффективность нанокомпозита (олигомерный краун-эфир – Fe60) в качестве регулятора реологических свойств нефти. Как видно из данных таблицы, представленная нефть — высоковязкая, высокосмолистая и тяжелая. Улучшение ее реологических свойств с использованием существующих в промышленности органических регуляторов не дало положительных результатов. Поэтому нами впервые применен вышеотмеченный нанокомпозит для улучшения реологических свойств нефти месторождений «Сиязаньнефть». Результаты испытаний, приведенные в таблице показывают, что в отличие от известных регуляторов, применяемых в нефтяной промышленности, предложенный нанокомпозит несравнимо сильно снижает вязкость тяжелой нефти. Это необходимо для транспортировки ее в холодный период года. Привлекает внимание резкое уменьшение количества нефтяной смолы при добавке нанокомпозита к нефти. Для выяснения химизма действия нанокомпозита из нефти была выделена смола, к которой добавили 0,015 % нанокомпозита. После 15-минутного перемешивания реакционная масса была подвергнута перегонке. При этом выделены: вода, углеводородная фракция, ароматические углеводороды (толуол, нафталин, антрацен и др.). Некоторая часть (~10 %) осталась неперегнанной, которая по данным ИК-спектроскопии представляется смесью нефтяных кислот, гидроксилсодержащих соединений и гетероциклических компонентов. Эти данные позволяют считать то, что нефтяная смола является нековалентно связанным наноассоциатом компонентов тяжелой нефти, который под действием нанокомпозита железа при обычных условиях распадается на исходные вещества. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ Размеры наночастиц установлены с помощью атомно-силового микроскопа марки AFM-NTedra Mikro-40. Установлено, что размеры частиц железа составляют 40–60 нм. ИК-спектры записывали на спектрометре SPECORD M-80 в области 400–4000см–1 в жидкой пленке. Вязкость нефти определяли без добавки и с добавкой нанокомпозита в вискозиметре типа BY. НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 Рис. 2. Двухмерное изображение спектра АСМ (2Д) поверхности нанокомпозита железа Рис. 3. Трехмерное изображение спектра АСМ (3Д) поверхности нанокомпозита железа Нанокомпозит железа (олигомерных краун-эфирFe6°) получен по ранее разработанной методике [2] восстановлением соли Мора в этаноле с алюмогидридом лития в присутствии олигомерного краунэфира и ПАВ. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Г.Мираламов, Л.Рзаева, Ч.Мамедов, Шабанов А.Л. О проблемах самоорганизации и самосборки компонентов тяжелых нефтей. Нефтегазовые технологии. №7, с.4-7, июль 2013 2. Мирзаджанзаде А.Х., Магеррамов А.М., Юсифзаде Х.Б. и др. Изучение влияния наночастицы железа и алюминия на процесс повышения интенсивности газовыделения и давления с целью применения в нефтедобыче. Известия Бакинского Государственного Университета, №1, с.5-13, 2005 3. Мухамезянов И.З. Структурная организация макромолекулярных ассоциатов в нефтяных сферах. М: Наука, 2003, 156с. 89 DOWNSTREAM АНАЛИТИКА ОБЗОР ЕВРОПЕЙСКОГО РЫНКА НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ Часть 3 ПРОГНОЗ СПРОСА НА НЕФТЕПРОДУКТЫ В ВЕЛИКОБРИТАНИИ ВВЕДЕНИЕ В этом разделе мы анализируем перспективы развития экономики и спрос на нефтепродукты в Великобритании. Представленные в разделе данные и прогнозы полностью согласуются с Перспективой развития мирового рынка нефти, подготовленного компанией PGI в 2012 г. (Purvin & Gertz 2012 Global Petroleum Market Outlook), с поправкой на закрытие НПЗ Coryton в середине 2012 г., которое негативно повлияло на поставки, но не на спрос. При анализе делаются определенные предположения относительно роста мировой экономики (рост ВВП по странам), а также предполагается, что мировые, региональные и национальные мощности по переработке нефти будут изменяться во времени в ответ на потребности рынка. Представленные в данном разделе данные соответствуют «сценарию с небольшими инвестициями», который будет подробно рассматриваться далее. В докладе также рассматриваются перспективы спроса на основные нефтепродукты и состояние нефтеперерабатывающей промышленности Великобритании, а также обсуждается нынешние и будущие торговые потоки нефтепродуктов. Спрос, предложение и торговый баланс нефтепродуктов в Великобритании существенно изменились за последние десять лет. Как и большинство европейских стран, Великобритания все в большей степени зависит от торговых потоков для уравновешивания предложения и спроса на нефтепродукты, поскольку промышленность адаптируется к изменяющимся тенденциям спроса. В связи с этим важно подчеркнуть, что Великобритания является ключевым игроком в Северо-Европейском регионе, и будущие торговые потоки и балансы следует рассматривать совместно с долгосрочными перспективами торговли в Северной Европе. Эти вопросы уже обсуждались в предыдущей части. ЭКОНОМИКА До рецессии 2008–2009 гг. в Великобритании наблюдался относительно сильный и стабильный экономический рост в течение ряда лет. Однако этот рост в основном поддерживался за счет больших заимствований и расходов потребителей, а наступивший в 2008 г. серьезный финансовый кризис привел к значительному снижению потребительских и корпоративных кредитов, что серьезно повлияло на состояние экономики. ВВП, который снизился на 4,9 % в 2009 г., немного вырос в 2010 г. (на 1,8 %) и 2011 г. (на 0,9 %). В 2012 г. рост ВВП составил 0,8 %. Если заглянуть в будущее, то в 2014 г. ожидается дальнейшее восстановление экономики, а затем возвращение к среднему темпу роста 2,0–2,5 % в год, хотя перспективы роста остаются неясными. На них будут влиять экономические показатели как в мире, так и в Европе, а также фискальные правительственные программы. Продолжающиеся значительные сокращения государственных расходов частично сведут на нет любые позитивные факторы. ВВП Великобритании, рост ВВП и рост численности населения, которые используются в прогнозах компании PGI, приведены в табл. 1. СПРОС НА НЕФТЕПРОДУКТЫ Доля нефти в суммарных поставках первичных энергоносителей в Великобритании остается сравнительно неизменной (32–33 %), и в настоящее время достигает 69 млн т/год (исключая потребление нефтезаводского топлива в объеме 4,6 млн т/год), снизившись примерно на 5 млн т Таблица 1. Прогноз численности населения и роста ВВП Великобритании (по данным Всемирного банка) Показатель Год 2000 2005 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 ВВП, млрд долл. 2007 г. 2014,8 2279,3 2404,2 2287,0 2317,9 2338,9 2358,5 2405,2 2463,5 2528,2 2837,3 3156,0 3501,0 Рост ВВП, % 3,9 2,2 (0,1) (4,9) 1,4 0,9 0,8 2,0 2,4 2,6 2,3 2,1 2,1 Население, млн чел. 58,89 60,23 61,41 61,84 62,25 62,60 62,94 63,26 63,56 63,85 65,10 66,15 67,15 НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 79 DOWNSTREAM АНАЛИТИКА Таблица 2. Спрос в Великобритании на продукты переработки, тыс. т/год Продукт Цели 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2040 Бензин Потребление 21,655 18,850 15,035 11,163 9,187 8,265 7,800 7,170 Реактивное топливо Потребление, Бункерное 10,838 10,161 12,497 11,713 11,472 10,249 11,985 10,707 12,533 11,197 12,850 11,480 13,174 11,770 13,848 12,372 Керосин Потребление 3,838 3,870 3,860 3,654 3,611 3,550 3,507 3,466 Дизельное топливо/газойль Потребление: -авто/диз/топливо -газойль -бункерное 25,233 15,881 9,344 1,141 27,353 19,465 7,682 888 27,891 21,835 6,056 804 30,338 25,601 4,737 1,859 33,090 28,355 4,736 2,078 34,525 29,938 4,587 2,131 35,380 30,902 4,478 2,185 36,862 32,692 4,338 2,296 Нефтяное топливо Потребление: -бункерное 7,476 938 5,084 1,165 4,062 1,279 2,415 699 2,251 617 2,247 642 2,249 668 2,265 724 Нафта Потребление 2,817 1,919 996 1,073 1,078 1,051 1,025 975 Смазочные вещества Потребление 804 749 578 701 697 690 683 670 Битум Потребление 1,975 1,906 1,370 1,639 1,649 1,665 1,682 1,716 Кокс Потребление 1,753 2,249 2,467 2,545 2,582 2,592 2,592 2,592 Другое Потребление 2,754 4,185 3,621 3,854 3,852 3,829 3,808 3,772 Всего Потребление: -бункерное 79,143 12,241 78,662 13,767 71,353 12,332 69,367 13,264 70,530 13,893 71,265 14,253 71,900 14,623 73,336 15,392 с 2008 г. Ожидается, что суммарный спрос на нефть не изменится до 2015 г., а затем будет очень медленно расти, поскольку растущий спрос на моторное топливо компенсирует снижение потребления в жилом/коммерческом и промышленном секторах. Сводные данные о прошлом и прогноз спроса на нефтепродукты в Великобритании приведены в табл. 2. Отметим, что цифры спроса являются окончательными цифрами потребления, и поэтому включают в себя потребление биотоплив, добавляемых в основные топли- ва, такие, например, как бензин и дизельное топливо. Хотя согласно прогнозам, рост спроса в целом в долгосрочной перспективе будет сравнительно небольшим, существует ряд четко прогнозируемых тенденций, которые следует отметить. К ним относятся продолжающийся рост спроса на средние дистилляты для транспортных средств, который будет компенсировать снижение спроса на бензин; он зависит от изменения числа регистраций личного транспорта и повышения экономичности автомо- билей с бензиновым двигателем. Предполагается, что в прогнозный период до 2030 г. суммарный рост спроса на нефтепродукты в среднем составит всего лишь примерно 0,2 % в год (рис. 1). Рис. 2 и 3 иллюстрируют характер изменения спроса в 1990 и 2000 гг., и затем прогноз на 2011–2030 гг. Самые значительные изменения включают падение спроса на бензин с 29 % в 1990 г. до 26 % в 2000 г., затем до 19 % в 2011 г. и до 10,4 % в 2030 г., в то время как спрос на дизельное топливо 80 60 40 20 0 2000 2005 Другие Others продукты Мазут Fuel Oil Heavy 2010 Газойль Gasoil 2015 Дизельное Diesel топливо Реактивное Jet Fuel топливо 2020 Керосин бытового Burning Kerosene назначения 2025 2030 Сжиженный нефтяной газ LPG Бензин Gasoline Примечание: Исключая нефтезаводское топливо. К другим продуктам относятся нафта, сжиженный нефтяной газ, нефтяной кокс, смазочные материалы, битум, парафины. Источник статистических данных: IEA Рис. 1. Спрос на нефтепродукты в Великобритании (млн т/год) 80 НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И DOWNSTREAM АНАЛИТИКА (включая дизельное топливо с содержанием серы 50/10 мг/л для внедорожной техники) вырастет существенно, с 13 % в 1990 г. до 19 % к 2000 г., до 32 % в 2011 г. и до 41 % в 2030 г. Эти изменения станут следствием экономического роста, приводящего к повышению спроса на дизельное топливо, в сочетании с ростом популярности легковых автомобилей с дизельным двигателем. Спрос на реактивное топливо тоже существенно повышался с 1990 г., особенно в 1990–2000 гг., с небольшим снижением роста с 2000 г. Что касается спроса на мазут, то он значительно упал с уровня 1990 г., при этом быстро снижался в 1990–2000 гг. и существенно снизился к 2011 г. Согласно прогнозам, к 2030 г. спрос на мазут составит всего лишь 3 % от сум- марного спроса (включая нефтезаводское топливо). Как и при анализе европейского рынка, рассмотренного ранее, изменение спроса на нефтепродукты в Великобритании происходит намного более быстрыми темпами, чем нефтеперерабатывающая промышленность может отреагировать. Крупные НПЗ проектируются с расчетом на срок эксплуатации 20 лет и более, и при надлежащем техническом обслуживании часто могут эксплуатироваться значительно дольше. Кроме того, на проектирование и строительство нового крупного НПЗ уходит примерно 4–5 лет. Ныне действующие НПЗ Великобритании были либо построены, либо расширены в 60-ые годы, а дальнейшее наращивание мощностей по перегонке и каталитическому крекингу происхо- ДругиеOthers продукты, 1717% % Бензин, Gasoline 29 % 29% Heavy Мазут, Fuel Oil 19 % 19% Газойль, 12 % Gasoil Дизельное Diesel топливо, 13% 3 % 12% Jet/ Реактивное Kerosene топливо/ 10% 10 % керосин, дило в 70-ые и 80-ые годы. С тех пор большая часть инвестиций направлялась в охрану окружающей среды, повышение безопасности и качество нефтепродуктов, а также на наращивание мощностей по сероочистке дизельного топлива и бензина. В результате, структура нефтеперерабатывающей промышленности Великобритании была эффективной с точки зрения удовлетворения поставок в 1990-е годы, но не в 2012 г. Ниже подробно рассматриваются тенденции спроса и прогнозы для основных нефтепродуктов. БЕНЗИН Спрос на бензин в Великобритании в первую очередь зависит от численности парка личных автомобилей, числа регистраций новых и сдачи в лом старых автомобилей. В настоящее время Другие Others продукты, 1717% % Heavy Мазут, Fuel Oil 9% 9% Gasoline Бензин, 26% 26 % Газойль, Gasoil 1111% % Jet/ Реактивное Kerosene топливо/керосин, 18% 18 % Дизельное Diesel топливо, 19 % 19% 1990 1990 83.283,2 Million Tonnes млн т 2000 2000 83.2 83,2 Million Tonnes млн т Примечание: Включая бункерное и нефтезаводское топливо. К другим продуктам относятся нафта, сжиженный нефтяной газ, нефтяной кокс, смазочные материалы, битум, парафины. Источник статистических данных: IEA Рис. 2. Спрос на нефтепродукты в Великобритании и их доля: 1990 и 2000 гг. Другие продукты, Others 1818% % Heavy Мазут, Fuel Oil 6% 6% Gasoil Газойль, 5% Бензин, Gasoline 19 % 19% Heavy Мазут, Fuel Oil 3% 3% Другие продукты, Others 17 % 17% Gasoline Бензин, 10 % 10% Jet/ Реактивное Kerosene топливо/керосин, 22% 22 % Газойль, Gasoil 6% 6% Jet/ Реактивное Kerosene топливо/керосин, 20%20 % 5% Дизельное Diesel топливо, 32 % 32% 2011 2011 73.3 Million Tonnes Diesel Дизельное топливо,41% 41 % 73.3 млн т 2030 2030 75.2 75,2 Million Tonnes млн т Примечание: Включая бункерное и нефтезаводское топливо. К другим продуктам относятся нафта, сжиженный нефтяной газ, нефтяной кокс, смазочные материалы, битум, парафины. Источник статистических данных: IEA Рис. 3. Спрос на нефтепродукты в Великобритании и их доля: 2011 г. и 2030 г. НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 81 DOWNSTREAM 40 АНАЛИТИКА Млн шт. Автомобилей на 1000 человек СDiesel дизельным двигателем Cars per 1000 people Автомобилей на 1000 человек Gasoline (inc. LPG) С бензиновым двигателем Other Другие 30 550 500 20 450 10 400 350 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Historical dataданных: source: ACEA Источник статистических Рис. 4. Прогноз числа легковых автомобилей в Великобритании общее число автомобилей в Великобритании составляет примерно 28,9 млн единиц, при этом на тысячу человек в среднем приходится 460 автомобилей (рис. 4). Численность парка личных автомобилей стабильно росла в среднем на 2,0 % в год с 2000 г., но с 2007 г. рост замедлился. В 2008 г. число регистраций новых автомобилей снизилось на 11,3 % по сравнению с 2007 г. и сократилась еще на 6,4 % в 2009 г., несмотря на государственную программу стимулирования, когда предоставлялось 2000 фунтов стерлингов при покупке нового автомобиля в обмен на сдачу в лом автомобиля старше 10 лет. Однако число регистраций новых автомобилей выросло лишь на 1,8 % в 2010 г., снизилось на 4,5 % в 2011 г. и выросло на 5,4 % в 2012 г. Мы полагаем, что нынешнее число автомобилей останется стабильным до 2015 г.; его может сдерживать экономический спад, прежде чем в долгосрочной перспективе начнется рост незначительными темпами, поскольку доля владения автомобилями в Великобритании уже довольно высокая. Число регистраций новых автомобилей с дизельным двигателем продолжает существенно расти с 2000 г. после введения налогового режима для служебных автомобилей, который снижает размер налога, уплачиваемый водителем служебного автомобиля с более низким выхлопом CO 2. Также 82 с 2001 г. дорожный налог в Великобритании для автомобилей с более низким выхлопом CO2 снизился. Поэтому предпочтение отдается автомобилям с дизельным двигателем, а не автомобилям с бензиновым двигателем, поскольку рабочий цикл дизельного двигателя по самой своей природе экономичнее рабочего цикла бензинового двигателя. Более высокие цены на топливо также повышают привлекательность топливо-экономичных автомобилей с дизельным двигателем как для водителей служебных автомобилей, так и для водителей личных автомобилей, хотя в Великобритании, в отличие от большинства европейских стран, одинаковый акциз на бензин и дизельное топливо. Для водителей, совершающих поездки на средние и дальние расстояния, стоимость пробега автомобиля с дизельным двигателем ниже стоимости пробега автомобиля с бензиновым двигателем, что в первую очередь связано с меньшим расходом топлива. Доля автомобилей с дизельным двигателем при регистрации новых автомобилей достигла 44 % в 2008 г. против 33 % в 2004 г. и всего лишь 14 % в 2000 г.; однако сочетание высоких розничных цен на дизельное топливо в 2008 г., рецессии и стимулирующие программы замены автомобиля, в которых предпочтение отдавалось покупке небольших автомобилей с бензиновым двигателем, временно изменили эту тенденцию на противоположную, так что в 2009 г. доля автомобилей с дизельным двигателем при регистрации новых автомобилей снизилась до 42 %. В 2010 г. эта доля восстановилась, и в июне 2010 г. число регистрируемых новых автомобилей с дизельным двигателем впервые превысило число автомобилей с бензиновым двигателем. В 2011 г. автомобили с дизельным двигателем составили 50,5 % новых регистраций, и похожий уровень ожидается в 2012 г. В среднесрочной перспективе ожидается восстановление числа регистраций автомобилей с бензиновым двигателем, так как более экономичные бензиновые двигатели могут успешно конкурировать с дизельными двигателями по стоимости топлива, и только в более долгосрочной перспективе мы ожидаем новых регистраций в пропорции 50:50. В результате, принимая в расчет годовой оборот парка, мы полагаем, что число автомобилей с дизельным двигателем продолжит расти с нынешнего уровня примерно 33 % до 45 % к 2020 г. и до 47 % к 2030 г. Последние несколько лет спрос на бензин стабильно снижался, что отражает растущую долю автомобилей с дизельным двигателем в общем парке автомобилей и повышение экономичности ав- НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И DOWNSTREAM АНАЛИТИКА томобилей с бензиновым двигателем (рис. 5). В 2011 г. спрос упал до 14 млн т, и в связи с продолжающимся увеличением доли автомобилей с дизельным двигателем и выпуском более экономичных автомобилей с бензиновым двигателем прогнозируется стабильное снижение спроса до 7,8 млн т к 2030 г. КЕРОСИН И РЕАКТИВНОЕ ТОПЛИВО В Великобритании спрос на керосин бытового назначения составляет 23 % суммарного спроса на керосин/реактивное топливо, что отражает его использование в качестве печного топлива в жилом секторе вместо газойля. Последние несколько лет спрос на керосин бытового назначения изменялся мало, составляя в среднем примерно 3,8 млн т/год, хотя, как и следовало ожидать, спрос на него носит сезонный характер, при этом наибольший спрос приходится на зимние месяцы. Необычайно холодная погода в начале 2010 г. и раннее начало зимы в 2010–2011 гг. способствовало повышению спроса в 2010 г. В 2011 г. спрос упал до 3,4 млн т. Улучшение стандартов на теплоизоляцию домов, замена старых котлов на новые более экономичные котлы и замена керосина природным газом приве- дут в долгосрочной перспективе к медленному снижению спроса. Спрос на реактивное топливо рос очень существенно вплоть до 2006 г., чему способствовало быстрое развитие бюджетных авиакомпаний в предыдущие пять лет и роль Лондона в качестве крупного транзитного узла. Однако в 2006–2007 гг. рост прекратился, что частично связано с закрытием в декабре 2005 г. на севере Лондона терминала Buncefield, в результате чего была ликвидирована значительная часть инфраструктуры, снабжавшая реактивным топливом аэропорт Хитроу. Это привело к серьезному ограничению поставок, а также к снижению темпов развития авиации. В 2008 г. было зарегистрировано падение спроса на 3,9 % как раз перед наступлением рецессии, с дальнейшим снижением на 5,2 % в 2009 г. до 11,5 млн т. В 2010 г. прекращение полетов, связанное с извержением вулкана Eyjafjallajökull и забастовка бортпроводников компании British Airways стали причиной дальнейшего снижения спроса на 0,7 %. Спрос остался неизменным в 2011 г. (на уровне 11,3 млн т). Спрос, зарегистрированный в 2006–2010 гг., вероятно, был ниже потенциального спроса (или фактического потребления) в связи с практикой «заправки топливом» в аэропорту Хитроу, когда самолет, совершающий полет на короткое расстояние, приземлялся с большим количеством топлива на борту, чем это необходимо для прибывающего рейса, с целью снижения необходимой заправки топливом в данном аэропорте для вылетающего рейса. Такая практика позволяла предоставлять топливо в первую очередь для рейсов на большие расстояния, чтобы достигнуть лучшего баланса между ограниченным предложением и потребностью аэропорта. В перспективе спрос, вероятно, будет расти медленнее, чем до 2006 г., что связано с выпуском более экономичных самолетов, замедлением развития бюджетных авиакомпаний, поскольку их доля на рынке стабилизировалась, и с влиянием растущего налогообложения полетов. Согласно прогнозам, в долгосрочной перспективе спрос на реактивное топливо будет расти на 0,5–1,0 % в год (рис. 6). Повышение пропускной способности в результате строительства терминала 5 аэропорта Хитроу и продолжающаяся реконструкция терминалов 1 и 2 будет способствовать дальнейшему увеличению объема авиаперевозок. В январе 2009 г. было получено разрешение на строительство третьей взлетно-посадочной по- Таблица 3. Нефтеперерабатывающие мощности Великобритании в 2012 г. НПЗ Компания-владелец Мощности по первичной перегонке млн т/год тыс брл/сут Коэффициент сложности Нельсона Фоли ExxonMobil 12,0 246 11,6 Стэнлоу Essar 11,2 230 10,0 Саут Киллингхолм Phillips 66 10,8 221 11,5 Линдси Total 10,8 221 6,4 Грэйнджмаут PetroChina/Ineos 10,2 210 7,8 Пемброк Valero 10,2 210 9,2 Милфорд Хэйвен Murphy 6,3 130 7,0 Истхэм* Nynas/Shell 1,4 27 3,5 Данди* Nynas 0,6 12 3,5 73,5 1507 Итого * Примечание: Битумный завод, основные виды топлива не производит. НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 83 DOWNSTREAM АНАЛИТИКА 25 20 15 10 5 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Источник: IEA Рис. 4. Спрос на бензин в Великобритании (млн т/год) 20 Реактивное Jet Fuel топливо Керосин бытового назначения Burning Kerosene 15 10 5 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Historical data source: IEA Источник: IEA Рис. 6. Спрос на реактивное топливо и керосин в Великобритании (млн т/год) 40 Дизельное Diesel топливо Газойль Gasoil 30 20 10 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Источник: IEA Рис. 7. Спрос на дизельное топливо и газойль в Великобритании (млн т/год) лосы в Хитроу, но в мае 2010 г. новое правительство отменило это решение. Хотя инфраструктура снабжения реактивным топливом аэропорта Хитроу улучшилась после инцидента Buncefield, возможности снабжения по-прежнему ограничены. Этот вопрос необходимо решить, прежде чем станет возможным значительное 84 наращивание объема перевозок в Хитроу. ГАЗОЙЛЬ И ДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО Если обратиться к национальной и международной статистике спроса и предложения нефтепродуктов, то дизельное топливо и газойль традиционно объединяли в одну группу, поскольку в прошлом они были очень похожими продуктами. Компания PGI отслеживает потребление каждого вида топлива отдельно и делает прогноз спроса на каждый вид топлива отдельно. На транспортный сектор приходится примерно 78 % общего спроса на газойль и дизельное НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И DOWNSTREAM АНАЛИТИКА 8 Внутреннее Inland Fuel Oil нефтяное топливо 6 Бункерное Bunkers топливо 4 2 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Источник: IEA Рис. 8. Спрос на мазут в Великобритании (млн т/год) топливо. Рост спроса на дизельное топливо для грузового автотранспорта в значительной степени связан с ВВП; в 2000–2007 гг. спрос на дизельное топливо как для грузовых, так и для легковых автомобилей в среднем на 4 % в год. Однако, как отмечалось выше, в 2008 г. высокие цены и наступление рецессии привели к стагнации спроса на эти топлива, с дальнейшим снижением на 1,8 % в 2009 г. В 2010 г спрос оживился, увеличившись на 3,2 %. Предварительные данные по 2011 г. говорят о том, что спрос снова незначительно упал примерно на 1,8 %. В настоящее время суммарный спрос на дизельное топливо и газойль составил примерно 27,4 млн т (23,5 млн т автомобильное дизельное топливо и 3,9 млн т газойль, из которых 0,8 млн т приходится на морское бункерное топливо). Поскольку экономика восстанавливается, мы полагаем, что рост спроса на дизельное топливо возобновится в следующие несколько лет. Ожидается, что в долгосрочной перспективе рост спроса на дизельное топливо замедлится с 2,0–2,5 % в год до менее 1,0 % в год, поскольку доля автомобилей с дизельным двигателем, вероятно, расти не будет, а экономичность как грузовых, так и легковых автомобилей будет повышаться. Спрос на газойль в промышленности незначительно снизился с уровня 2005 г., хотя его потребление невелико по сравнению с другими видами топлива. Спрос в жилом/коммерческом секторе также снижается, хотя он тоже небольшой, так как в Великобритании, в отличие от большинства стран континентальной Европы, для отопления домов используется не газойль, а керосин бытового назначения. Возможности дальнейшей замены газойля природным газом становятся ограниченными, поскольку система газоснабжения в Великобритании уже развита. Переход на дизельное топливо для внедорожной техники с 1 января 2009 г. значительно снизил потребление газойля в сельском хозяйстве, и дальнейшее снижение спроса на газойль произошло в 2011 г. с переходом на отечественный судовой газойль качества дизельного топлива. Поскольку Великобритания граничит с районами ограничения выбросов (emissions control areas – ECAs) в Северном море, ожидается, что в 2015 г. спрос на бункерное топливо значительно вырастет до 1,9 млн т, когда все судовое топливо, сжигаемое в пределах ECA, должно будет удовлетворять требованиям на содержание серы максимум 0,1 мас.%. Согласно нашим прогнозам, продолжающийся рост спроса на дизельное топливо, хотя частично компенсируемый небольшим снижением спроса на газойль, приведет к тому, что к 2030 г. суммарный спрос на дизельное топливо и газойль достигнет 35,4 млн т, из кото- НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 рых 30,9 млн т являются автомобильным дизельным топливом, а 4,5 млн т газойлем, включая 2,2 млн т флотского мазута качества газойля (рис. 7). МАЗУТ Внутренний спрос на мазут снижается. Наибольшее снижение спроса происходит в электроэнергетике и промышленности, так как новые газотурбинные установки комбинированного цикла вытесняют старые установки, работающие на мазуте. Спрос быстро падал с 13 млн т в 1990 г. до 2 млн т в 2002 г., и с тех пор остается на уровне 2,0–2,5 млн т в год. Две из трех оставшихся работающих на мазуте электростанций должны были закрыться к 2014 г. согласно Директиве о крупных установках сжигания, когда ожидается дальнейшее падение спроса до 1,3 млн т. После этого возможности дальнейшей замены мазута минимальны, так что в более долгосрочной перспективе мы ожидаем незначительного изменения внутреннего спроса на мазут. Спрос на судовое топливо (флотский мазут) международного качества стабильно растет с 2002 г., и в 2010 г. достиг примерно 1,3 млн т; спрос снизился более чем на 0,5 млн т или на 28 % с 2009 г. Тем не менее спрос в 2010 г. оказался выше спроса в 2005 г. Вероятно это объясняется тем, что большая часть флотского мазута в Великобритании произ85 DOWNSTREAM водится с содержанием серы менее 1,5 мас.%, и Великобритания может поставлять его преимущественно в ECA в Северном и Балтийском морях, чтобы отвечать требованиям на содержание серы максимум 1,0 мас.% с 1 июля 2010 г. В Фалмаут1 уже отмечается существенное увеличение спроса на судовой газойль после установления ECA в Северном море. Поскольку мировая экономика восстанавливается, мы ожидаем в долгосрочной перспективе стабильный рост спроса на судовое топливо, но возможно значительное снижение спроса на флотский мазут в 2015 г., и в меньшей степени в 2020 г., когда изменение предписаний Международной морской организации приведет к переходу на флотский мазут на основе газойля с меньшим содержанием серы (рис. 8). НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Сводные данные о нефтеперерабатывающих мощностях Великобритании приведены в табл. 3. В настоящее время в Великобритании функционируют семь дейст1 Фалмаут расположен за пределами ЕСА в Северном море и представляет собой глубоководное место стоянки на рейде с оборудованием для заправки судов топливом. АНАЛИТИКА вующих НПЗ и два битумных завода с суммарными мощностями по перегонке примерно 74 млн т в год (1,5 млн брл/сут). В последние годы пять НПЗ Великобритании перешли во владение других компаний. Компания ВР продала НПЗ Grangemouth компании Ineos в 2005 г. и НПЗ Coryton компании Petroplus в 2007 г. Компания Total продала свою долю в НПЗ Milford Haven компании-совладельцу Murphy, которая затем стала единственным владельцем в 2007 г. В 2011 г. компания Shell продала НПЗ Stanlow компании Essar, а компания Chevron продала НПЗ Pembroke компании Valero. Кроме того, компания Petrochina приобрела 50 %-ную долю НПЗ Grangemouth у компании Ineos и создала совместное предприятие с участием 50:50 (PetroIneos) для НПЗ Grangemouth. Помимо указанных продаж, в 2010 г. были выставлены на продажу НПЗ Lindsey компании Total и НПЗ Milford Haven компании Murphy. Впоследствии компания Total отозвала свое предложение после того, как ей не удалось найти покупателя, а компания Murphy продолжает искать покупателя для НПЗ Milford Haven. В 2009 г. компания Petroplus объявила о том, что она закроет НПЗ Teesside Port Clarence – который был законсервирован с марта 2009 г.– и переоборудует его в приемный терминал. В 2012 г. в результате банкротства компании Petroplus НПЗ Coryton закрылся после того, как управляющие не смогли найти покупателя для его приобретения в качестве действующего предприятия. Участок, занимаемый НПЗ Coryton, приобрел консорциум, состоящий из компаний Shell, Greenergy и Vopak, чтобы переоборудовать его в приемный терминал под названием Thames Oil Port. Также в 2012 г. компания Esso объявила о закрытии на НПЗ Fawley небольшой старой перегонной установки, что снизило производительность НПЗ на 80 000 брл/сут до 246 000 брл/сут. В настоящее время в Великобритании не планируется реализация каких-либо значительных проектов по наращиванию нефтеперерабатывающих мощностей. Единственным исключением в последние годы стала новая установка обессеривания газойля производительностью 1,0 млн т/год (21 000 брл/сут) на НПЗ Lindsey компании Total, введенная в эксплуатацию в конце 2010 г. BASF: ПРОВЕДЕНИЕ СОВМЕСТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ ОЧИСТКИ ГАЗА BASF и Институт нефти в г. Абу-Даби намерены осуществить совместные исследования в области разработки новых технологий очистки кислых газов от агрессивных сернистых соединений. Главное внимание специалистов-исследователей концерна BASF и Института нефти будет сосредоточено на методах, показывающих положительный энергетический баланс. Одним из примеров является использование мембран, которые в настоящее время применяются для удаления сероводорода (H2S) и углекислого газа (СО2) из смесей кислых газов. Другим объектом исследования станет изучение возможностей использования адсорбентов при разработке технологий с низким энергопотреблением. 86 Адсорбенты представляют собой пористые вещества, не растворяющиеся в воде. Они характеризуются большой удельной поверхностью, что способствует возникновению физических связей с молекулами других веществ. Инициатором данного проекта выступил профессор Химико-технологического факультета Института нефти К. Петерс. Стороны чрезвычайно довольны начавшимся сотрудничеством. К. Петерс считает, что BASF постоянно стремится к внедрению инноваций и обладает многолетним практическим опытом в сегменте газоочистки, а потому является самым предпочтительным партнером для проведения исследовательских работ в данной области. НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И DOWNSTREAM ТЕХНОЛОГИИ УЛУЧШЕНИЕ КАТАЛИЗАТОРА ЗА СЧЕТ ПОВЫШЕНИЯ ИЗБИРАТЕЛЬНОСТИ И СТАБИЛЬНОСТИ Le-Goff P-Y., Lopez J., Axens, Франция Ross J., Axens, Нью-Джерси, США По прогнозам к 2020 г. на протяжении следующих десяти лет мировой спрос на нефтепродукты должен увеличиваться в среднем на 1,2 % в год. Потребность в нефтепродуктах должна быть несколько ниже 100 млн брл/сут (в нефтяном эквиваленте). Однако этот рост не может распределяться в мире равномерно МИРОВЫЕ РЫНКИ В странах Организации экономического сотрудничества и развития (Organization for Economic Cooperation and Development – OECD) снижение потребления автомобильного топлива повлияет на сокращение потребности в нефти приблизительно на 0,5 % в час, таким образом, создавая излишек производственных мощностей нефтеперерабатывающих заводов. Ситуация совершенно разная в странах с растущей экономикой, где валовой внутренний продукт (gross domestic product – GDP) растет быстро, а народонаселение стремится к большей мобильности. В этих странах (не относящихся к OECD) потребность в нефтепродуктах будет расти на 2 % в год и к 2020 г. она составит 53 % мирового спроса. На протяжении следующих десяти лет значительный рост потребностей в бензине ожидается в Азии (+2,1 млн брл/сут), на Ближнем Востоке (+0,3 млн брл/сут), в бывших республиках Советского Союза (Former Soviet Union States – FSUS), что составит плюс 0,37 млн брл/сут и Латинской Америке (+0,6 млн брл/сут), как показано на рис. 1. В этих регионах развивающейся и растущей экономики планируется рост спроса на бензин и нефтехимические полимеры. Бывшие страны СНГ Европа Северная Америка Китай Жидкое топливо Япония Ближний Восток Дистилляты Индия Дизельное топливо Керосины Бензин АТР, другие Нафта Африка Латинская Америка Мировая потребность Млн брл/сут 2010 85,2 2020 99,8 Рис. 1. Рост потребностей в нефтепродуктах в мире в 2010–2020 гг. 90 НЕФТЕХИМИЧЕСКИЕ ПРОДУКТЫ Мировой спрос на полимеры постоянно растет более высокими темпами, чем добыча нефти и природного газа (рис. 2), поэтому наблюдается тенденция значительного расширения олефиновых и ароматических комплексов. Существенное расходование в мире параксилола (paraxylene – PX) прогнозируется выше 40 млн т к 2015 г. в сравнении с 32 млн т в 2011 г. Дополнительные мощности должны быть размещены в Азиатско-Тихоокеанском регионе, где спрос на параксилол – самый высокий после Ближнего Востока. Новые ароматические комплексы, которые включают непрерывную регенерацию катализатора (continuous catalyst regeneration – CCR) установок реформинга, должны быть востребованы для удовлетворения растущего спроса на полимерные смолы, используемые для производства тары (бутылок), а также в текстильной промышленности. Чтобы удовлетворить потребности в ароматике и бензине, в этих регионах ожидается введение дополнительных мощностей для переработки легкой нефти с производительностью установок примерно 1,5 млн брл/сут с применением в сочетании установок реформинга, изомеризации и алкилирования. Это намечено к 2020 г. Каталитический рефирминг нафты является центральным в производстве высокооктановых топлив и ароматики, чтобы поддержать быстрорастущий рынок. В соответствии с этим для установок каталитического реформинга, новых и существующих, с производительностью 13 млн брл/сут требуются катализаторы повышенного качества. Современные ежегодные мировые рынки катализаторов реформинга представляют несколько тысяч тонн катализаторов с неподвижным слоем, циклическим и CCR. ПРИНЦИП КАТАЛИТИЧЕСКОГО РЕФОРМИНГА Роль каталитического реформинга – это основа в преобразовании низкооктановой нафты из нефтяного сырья и в получении высокооктановых транспортных топлив и ароматики. Процесс включает превращение или реформинг парафиновых или нафтеновых молекул НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И DOWNSTREAM ТЕХНОЛОГИИ 900 Спрос на полимеры 800 Средний рост, 1990 – 2005 гг. Индекс роста 700 600 5,6 % 500 ВВП 400 300 3,2 % 300 2,1 % 100 1,5 % Спрос на полимеры Добыча газа 0 1980 1990 2000 2010 2010 2020 2030 Рис. 2. Мировой индекс роста по секторам нефти, газа и полимеров в сырье в высокооктановую ароматику и компоненты с разветвленной цепью, а также параллельно производимый другими установками водород, такими как гидроочистка и гидрокрекинг. Этот процесс выполняется в присутствии гетерогенного катализатора при повышенной температуре и предпочтительно низком давлении, согласно принципу Le Chatelier. СТРУКТУРА Катализаторы реформинга являются сложными составами высокоактивных благородных металлов и платины, предназначенными для эффективных реакций дегидрогенизации и гидрогенизации, а также активным носителем для реализации дополнительных реакций. Носитель представляет собой высокочистый алюминий с характерной структурой пор, разработанной таким образом, чтобы иметь функциональные возможности кислоты, которые проявляются регулированием количества хлоридов, добавленных в носитель и/или путем введения ускорителей действия катализатора. Одновременно эти «металлы» и «кислота», как схематически показано на рис. 3, образуют двойную функциональную каталитическую систему, способную трансформировать низкооктановые парафины и нафтены в высокооктановый бензин, ароматику и побочный продукт водород. ФУНКЦИИ Упрощенная основная реакция, представленная на рис. 4, связана с металлической и кислотной функциями. Важная реакция дегидрогенизации для превращения компонента циклогексана в ароматические углеводороды протекает очень быстро и легко за счет использования металлической функции катализатора. Для многих видов сырья, особенно для гидрокрекинга и установки коксования с получением нафты, значительная часть нафтеновых соединений содержит элементы циклопентана, который требует кислотнокатализируемой реакции расширения кольца либо конверсии в компоненты с циклогексаном для последующей дегидрогенизации на металлические зоны. Расширение кольца и дегидроциклизация парафина НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 достаточно сложны, но они являются критическими функциями, которые требуют катализатора с высокой избирательностью. Если функции кислоты и металла не настроены и неправильно сбалансированы, происходят нежелательные побочные реакции, которые главным образом приводят к разрушению кислоты и к гидрогенолизу. На установке реформинга эти побочные реакции приводят к образованию легких нефтяных газов, легких газов и кокса; все это способствует неизбирательной конверсии, дезактивации катализатора с образованием кокса и ограничению получения легких фракций. ХАРАКТЕРИСТИКА КАТАЛИЗАТОРА Носитель и высокодисперсная платина взаимодействуют сложным путем, чтобы получить желательные реакции в реформинге. Характеристика катализатора представлена через активность, избирательность и стабильность. Активность определяется главным образом исходя из температуры, требуемой для достижения данной цели; такое описание очень похоже на определение катализатора, применяемого в гидроочистке. Более активные катализаторы способны достигнуть того же выхода продукции или интенсивности (октановое число бензина или выход ароматики) при более низкой температуре реакции. Для установок с неподвижным слоем катализатора это означает более длинный цикл и для установок CCR это означает большую эксплуатационную гибкость внутри установки. Избирательность катализатора указывает на относительный выход желательных продуктов, таких как бензин, полученный в процессе реформинга, С5+ или ароматика в сравнении с другими катализаторами, работающими с теми же целями интенсивности процесса (RONc) при сходных параметрах – давлении, объемной скорости (weight hour space velocity – WHSV), H2/HC. Как и в случае большинства реакционных систем, желательна высокая избирательность на протяжении продолжения работы системы. Стабильность – это мера того, как долго желательная характеристика может быть сохранена и обычно отражает тенденцию к коксованию катализатора, так как воздействует на активность и избирательность. Более высокая стабильность в катализаторе с неподвижным слоем переводится в более длинный цикл, хотя отвечающий целям интенсивный процесс более выгоден во время эксплуатации. Для установок ре- А1–С1 Кислотные точки (С1 – окись алюминия) М – Место металла (преимущественно Pt) НС – Углеводород Взаимодействие Рис. 3. Схематическое расположение кислотных точек и металла на катализаторе реформинга 91 DOWNSTREAM ТЕХНОЛОГИИ Металл Кислота (Носитель С1–А1) Дегидроциклизация Pt Pt Парафин/Нафтеновая изомеризация Н+ Избирательность Высокая +Н2 Желательная зона Н+ +3Н2 Гидрогенолиз/Расщепление колец Гидрокрекинг/Деалкиляция Pt СН + +Н2 4 Н+ Pt Н Низкая + Образование кокса Низкая Высокая Активность; Стабильность Рис. 4. Бифункциональные реакции на катализаторе реформинга (желательные реакции отмечены светлым тоном цветом, нежелательные реакции — темным цветом) Рис. 5. Оптимальное соотношение избирательность–стабильность или барьер форминга, оборудованного CCR, более высокая стабильность означает более низкую тенденцию к коксованию и более медленный цикл регенерации, тем самым обеспечивается эксплуатационная гибкость. Такая эксплуатационная гибкость позволяет процессу использовать сырье с более высокой точкой кипения, или повышенным количеством нафты для установки коксования, или обеспечивает увеличение срока эксплуатации в результате сниженной частоты регенерации. Более высокая стабильность катализатора может также способствовать снижению требований к рецикловому газу, таким образом, уменьшая эксплуатационные затраты. заводу оптимизировать выход бензина и длину цикла или частоту регенерации, чтобы повысить рентабельность и технологическую гибкость процесса в пределах установки. В реформинге с неподвижным катализатором усилители действия катализатора применяют в течение длительного времени, чтобы повысить стабильность (во время эксплуатации) катализатора посредством умеренной скорости образования кокса. Платино-ренитные (platinum-Rhenium-Pt-Re) катализаторы обеспечивают более длинные циклы или более жесткую эксплуатацию при термодинамически благоприятном более низком давлении, где тенденция к коксованию сильнее. Дополнительные усилители действия катализатора часто вводят для тонкой настройки избирательности и стабильности катализатора. Для активированных систем катализатора выбирают оптимальные отношения в характеристике ограничения на загрязняющие примеси в сырье, такие как сера. Проблема в разработке катализатора заключается в необходимости подготовить правильный состав катализатора с наименьшей степенью компромисса. Традиционно, это приводит к «сомнениям» в избирательности и возводит барьер между избирательностью и стабильностью (рис. 5). НОСИТЕЛЬ Состав носителя и метод пропитки металла оказывают значительное влияние на активность, избирательность и на стабильность катализаторов для реформинга. Но это только в начальной стадии создания катализатора и методов производства. УСИЛИТЕЛИ ДЕЙСТВИЯ КАТАЛИЗАТОРА И УЛУЧШЕННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА В дополнение к главному носителю алюминия и платины другие элементы, известные как усилители действия катализатора (promoters), введены для воздействия, работы в умеренных условиях или, иначе, изменения активности, избирательности или стабильности. Когда сочетание эффективно, система катализатора позволяет нефтеперерабатывающему Al Алюминиевый носитель Cl Хлор Pt Платина X, Y, Z Promoters Рис. 6. Схема комплексной системы очень активированного (multi-promoted) катализатора 92 МЕТАЛЛИЧЕСКИЕ И КИСЛОТНЫЕ ФУНКЦИИ Взаимодействие между металлическими и кислотными функциями достаточно сложное и оптимизация относительной важности каждой функции представляет собой основной принцип, чтобы получить желаемый баланс между избирательностью, активностью и стабильностью. С введением других дополнительных усилителей действия катализатора перестановки взаимодействий повышается, и относительное сродство молекул либо в любых металлах либо в кислотных точках может быть настроено на желательный эффект, как в случае катализатора. На рис. 6 представлены катализаторы с несколькими металлами и различным содержанием хлорида. НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И DOWNSTREAM Удерживание promoters, % Определение сочетания подающих надежды усилителей действия катализатора требует серьезных лабораторных исследований и испытаний на пилотной установке. (Точный состав, метод пропитки и производство являются запатентованными). В конечном счете, плотность активных точек и их расположение – критические для достижения желаемых металлических и кислотной функций. В умеренных условиях концентрация кислотных точек на носителе – один из важных путей ограничить реакции крекинга, но это возможно только при условии, если достигнуто равномерное отложение усилителей действия катализатора. В равной степени важным является испытание процесса, где собственные методики применяют для получения промышленных нефтепродуктов, удовлетворяющих химическим и механическим свойствам частиц. Был выполнен детальный анализ частиц, чтобы доказать, что производственный метод эффективен (рис. 7). Равномерное распределение носителя и металлических компонентов является важным в обеспечении доступности к дорогим ингредиентам и правильной функции. Когда усилитель действия катализатора находится главным образом на поверхности частиц, отношение функции «металл-в-кислоту» – непостоянное по диаметру. Таким образом, углеводороды, диффундирующие в частицы, сталкиваются с системой «кислота-в-металл», приводящей к нежелательным реакциям крекинга. Это снижает соответствующую избирательность катализатора и повышает отложения кокса. Кроме того, когда усилитель действия катализатора находится преимущественно на поверхности, он более чувствителен к загрязнениям и его проявление увеличивается с течением времени. Когда усилители действия катализатора введены правильно, они остаются эффективными в течение длительного времени, даже при жестких рабочих условиях, установленных в циклических и CCR уста- Эксплуатация в сутки Рис. 8. Промышленная демонстрация удерживания промоторов на катализаторе CCR реформинга НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 D Относительная концентрация ТЕХНОЛОГИИ -0,5 C1 Pt X Y Z -0,4 -0,3 -0,2 -0,1 0,0 0,1 + Н 0,2 0,3 0,4 0,5 Размер, R/D Рис. 7. Профиль состава частиц катализатора CCR новках. На рис. 8 представлена схема превосходного сохранения усилителя действия катализатора в пределах аналитической точности испытаний для различных катализаторов CCR. РАЗРУШЕНИЕ БАРЬЕРА «ИЗБИРАТЕЛЬНОСТЬ – СТАБИЛЬНОСТЬ» Когда рассматривают определенную характеристику катализатора, то при этом учитывается большой выбор усилителей действия катализатора, методов пропитки и схемы носителя. Два существенно отличающихся катализатора недавно сравнили с новой группой катализаторов, которые разрушают барьер «избирательность-стабильность», часто встречающийся в конструкции катализатора. На макроскопическом уровне катализаторы двух видов показали аналогичные результаты, но на микроуровне у одного катализатора оказалась лучше методика получения носителя, у другого катализатора – лучше характеристика усилителя действия. Есть возможность оптимизировать систему на микро-уровне, чтобы обеспечить лучшие характеристики. Первая исследованная продукция была на катализаторе CCR, так как применялась на интенсивной высокоприбыльной установке ароматики. Состав катализатора CCR представляет систему на основе платины-олова (Pt-Sn). Катализатор CCR обеспечивает значительно большую избирательность только с платиной, однако при этом для лучшего результата требуется низкое давление и непрерывная регенерация, чтобы предотвратить тенденцию большого образования кокса. Дополнительные металлы, отличающиеся от платины и олова, могут быть введены в качестве усилителя действия для дальнейшей оптимизации системы катализаторов. Важность выбора усилителя действия катализатора показана на рис. 9–а и 9–b. На рис. 9–а представлены результаты испытаний на пилотной установке выхода продукта реформинга C5+ за определенное время для четырех систем катализатора: Pt+Sn (биметаллический), триметаллический (1); триметаллический (2) и оптимизированный металлический Quad. В стратегии этого испытания 93 DOWNSTREAM ТЕХНОЛОГИИ С5+, мас.% Температура, °С Кокс 7 мас.% Кокс 6,5 мас.% Кокс, 6 мас.% Время Триметаллический 2 Металлический Quad Время Pt+Sn Триметаллический 1 Металлический Quad Триметаллический 2 Рис. 9-a. Выход продукта реформинга в зависимости от системы усилителя действия катализатора Рис. 9-b. Стабильность и выход кокса в зависимости от системы промотороа пилотная установка работает с целевым дорожным октановым числом (road octane number – RON), чтобы отражать любую постоянную конверсию по отношению к ароматике в случае применения ароматики, либо с постоянным октановым числом в случае применения бензина. Поскольку испытания постоянно развиваются, избирательность катализатора измеряют по выходу продукта реформинга, а стабильность – по скорости затухания выхода продукта реформинга за определенное время, так как срок службы катализатора фиксированный. В течение испытания кокс постепенно откладывается на катализаторе и требуется повышение температуры, чтобы поддержать увеличение RON (рис. 9–b). Небольшое образование кокса и дезактивация катализатора определяются медленным увеличением температуры в реакторе, достигаемой для поддержания целевого RON. Незначительный наклон кривой температуры указывает на высокую стабильность катализатора, хотя длина прямолинейного участка С5+ является дополнительным индикатором стабильности С5+ катализатора. Для перспективы эксплуатации промышленной установки более поздняя часть испытаний, где температура повышается быстро, чтобы поддержать интенсивность, указывает на наилучшую стабильность катализатора (срок службы) в пределах ограничений установки. Рассматривая более внимательно рис. 9, можно заметить, что две триметаллические системы показывают первоначальную характеристику избирательности выше базовой Pt-Sn, но характеристика на протяжении времени снижается как результат более низкой стабильности (выше выход кокса) для этих систем. Когда четыре металла введены правильно (металлическая система Quad или простая система Quad), достигается превосходный выход избирательности и стабильности по отношению к системе Pt-Sn. В этом случае барьер «избирательность-стабильность» разрушается и стабильность не препятствует достижению хорошей избирательности. Важно, что это улучшение было достигнуто, хотя снижение нагрузки платины на катализатор составило 20 %, тем самым создавая снижение фактических затрат для заказчика. Когда оптимизированная система носителя и усилителя действия катализатора была применена к катализатору CCR с низкой плотностью на платформинге, был разработан новый катализатор Quad. Выход продукта реформинга увеличился на 0,8 мас.%; содержание водорода увеличилось на 0,1 мас.% (50 фут 3/брл), хотя активность и стабильность улучшились незначительно. Удельная площадь поверхности, м2/г Pt+Sn Триметаллический 1 УЛУЧШЕННЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА Катализаторы CCR с подвижным слоем также требуют пристального внимания к физическим свойствам, чтобы гарантировать механическую прочность и стабильность площади поверхности на протяжении большого числа циклов регенерации, которые являются признаком срока службы катализатора и сохранения хлора. Испытания ускоренного старения выполняли на новом металлическом катализаторе Quad, чтобы сравнить сохранность площади поверхности катализатора с соответствующими данными традиционного биметаллического катализатора Pt-Sn. На рис. 10 приведены данные такого испытания с тенденцией Quad-металлический Биметаллический Quad 20 м2/г Биметаллический Время Рис. 10. Результаты испытания старения поверхности катализатора; Guad-металлический катализатор в сравнении с биметаллическим катализатором Pt-Sn 1 94 НЕФТЕГАЗОВЫЕ №1 • январь 2014 Т Е Х Н О Л О Г И И DOWNSTREAM ТЕХНОЛОГИИ снижения площади поверхности с течением времени. Традиционный катализатор Pt-Sn достиг «завершения своего срока» (end-of-line) относительно быстро (приблизительно 140 м2/г), тогда как новый катализатор Quad занимает большую площадь поверхности (в пределах 160 м2/г). Большая площадь поверхности связана с улучшенной регенерацией (обратное диспергирование Pt) и способствует хорошему удержанию хлоридов. Quad будет функционировать более длительный срок со сниженным отложением солей в нисходящих потоках установки и с меньшим содержанием хлоридов в газе, обогащенном водородом, в результате, с более длительным сроком улавливания хлоридов. Лучшее сохранение площади поверхности и существенно более высокое удержание хлоридов, являющееся результатом применения нового катализатора М с собственной системой усилителя действия, приводит к введению хлоридов на 30 % меньше на протяжении всего срока функционирования катализатора в сравнении с соответствующими данными стандартного катализатора Pt-Sn. Механические свойства катализатора CCR также важны. В отличие от катализаторов с неподвижным слоем, которые испытывают главным образом сопротивление на раздавливание, чтобы поддерживать силы статической нагрузки, катализаторы CCR – сферические и спроектированы так, чтобы противостоять динамическим силам от медленного движения в слое катализатора к пневматическому подъемнику между реактором и генератором. Эти силы приводят к истиранию частиц катализатора и образованию мельчайших частиц. Несмотря на то, что эти мельчайшие частицы и сломанные куски катализатора улавливаются внутри системы, они могут привести к засорению сетчатого фильтра и повышению перепада давления. Успешно разработанные катализаторы достаточно прочные, чтобы гарантировать срок службы 7–9 лет. Новые составы подвергались на установках крупномасштабным испытаниям с циркуляцией, чтобы точно отразить промышленные условия и определить силы, приводящие к истиранию частиц катализатора. Новый носитель и мульти-активированные системы доказали прочность предварительных катализаторов с превосходной регистрацией следов низкого истирания частиц катализатора. Petroleum Federation of India PHD House, 3rd Floor, 4/2. Siri Institutional Area, August Kranti Marg. New Delhi-110016 petrofed@petrofed.org INDIAN OIL: ПОВЫШЕНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ МОЩНОСТИ НПЗ Компания Indian Oil Corp. (IOC) планирует увеличить к 2017 г. мощность своих НПЗ, расположенных в г. Панипат, шт. Харьяна, вложив в проект около 1 млрд долл. По словам индийского министра нефтегазовой промышленности М. Мойли, мощность НПЗ, которая в настоящее время составляет всего15 млн т, будет увеличена примерно до 21 млн т. Мощности новых заводов в Парадипе и завода компании Nagarjuna Oil Corp в Куддалоре, а также модернизация некоторых существующих НПЗ позволят довести к 2017 г. суммарную мощность переработки до 271,2 млн т. В настоящее время суммарные мощности переработки IOC, составляющие 65 млн т, наращиваются до 80 млн т. Глава совета директоров IOC отметил, что планы расширения находятся на стадии проектирования, и объемы инвестиций еще окончательно не утверждены. IOC также планирует увеличить мощность своего НПЗ в Койяли шт. Гуджарат с 13,7 млн до 18 млн т. Этот проект потребует инвестиций в размере 5,5 млрд рупий. SHELL: ОТКАЗ ОТ ПЛАНОВ ПО РАЗВИТИЮ ГАЗОВОГО ПРОЕКТА GTL В США В декабре 2013 г. компания Shell сообщила об отказе от планов по строительству завода в Луизиане по преобразованию газа в жидкое топливо (gas-to-liquids – GTL). Затраты на строительство завода GTL оцениваются в 20 млрд долл. Запланированная мощность составляла 140 тыс. брл/сут. Отме- тим, что стоимость строительства завода GTL превышает стоимость строительства обычного НПЗ в три раза. Несмотря на достаточные запасы природного газа в регионе, Shell решила, что в настоящее время применение технологии «газ в жидкость» не является НЕФТЕГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И №1 • январь 2014 целесообразным направлением развития бизнеса в Северной Америке. Причинами стали вероятная стоимость разработки такого проекта, неопределенность относительно долгосрочных цен на нефть и газ и разницы между их стоимостью, а также жесткий контроль над денежными потоками Shell». 95 С О Д Е Р Ж А Н И Е КАЛЕЙДОСКОП..................................................................................1 UPSTREAM Аналитика ЮГО-ВОСТОЧНАЯ АЗИЯ: ® НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ Т Е Х Н О Л О Г И И Научно-технический журнал Издается с 1973 г. СПЕЦИАЛЬНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ОБЗОР .......................................4 Безопасность УВАЖАЕМЫЕ ЧИТАТЕЛИ! Flora G. ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА: ПОЧЕМУ ФЕДЕРАЛЬНЫМ ЗЕМЛЯМ УГРОЖАЕТ БУРЕНИЕ НА НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ? ......................19 Технологии Hughes J. D. БУРЕНИЕ В КАЛИФОРНИИ: ПРОВЕРКА РЕАЛЬНОСТИ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ ФОРМИРОВАНИЯ МОНТЕРЕЙ. ЧАСТЬ 1 ...............................22 ВЫ ИМЕЕТЕ ВОЗМОЖНОСТЬ ПОДПИСАТЬСЯ НА ПОЛНОЦВЕТНУЮ ЭЛЕКТРОННУЮ ВЕРСИЮ (PDF) ЖУРНАЛА «НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ» Heinberg R. ПРИРОДНЫЙ ГАЗ: ИЗВИНЕНИЯ ЗА НЕУДОБСТВА ............................31 Andrews S. ПОДПИСЧИКАМ ЭЛЕКТРОННОЙ ВЕРСИИ СЛАНЦЕВАЯ НЕФТЬ: ДО КАКОЙ СТЕПЕНИ? .....................................35 ПО ЗАПРОСУ МОЖЕТ БЫТЬ ВЫСЛАН ПЕРЕВОРОТ В СЕКТОРЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА ...................................39 ОРИГИНАЛ ЛЮБОЙ СТАТЬИ Hother J. ПЕРЕДОВОЙ ОПЫТ ПРОВЕДЕНИЯ АНАЛИЗА РИСКОВ И НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ UPSTREAM-СЕКТОРА НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ ..............................................................48 Liu G. Стоимость 1 номера журнала 800 руб. При подписке на год стоимость журнала 700 руб. ПРОГРАММА CEMVIEW ОБЛЕГЧАЕТ Доставка на месяц раньше РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ......................................56 бумажной версии журнала ИНТЕРВЬЮ С МИХАИЛОМ ЧЕРКАСОВЫМ, РУКОВОДИТЕЛЕМ ДЕПАРТАМЕНТА «НЕФТИ И ГАЗА» Минимальный срок подписки – 1 месяц КОМПАНИИ SCHNEIDER ELECTRIC ..................................................61 КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ ACCUTECH – т/ф: 8(495) 670-74-81 ДЛЯ РАБОТЫ В ТЯЖЕЛЫХ УСЛОВИЯХ .............................................63 Кленэ Д. e-mail: borisova.ogt@mail.ru УСТРОЙСТВА ПЛАВНОГО ПУСКА И ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ЧАСТОТЫ ......65 IEA: МИРОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СТАТИСТИКА ..............................75 XVIII КОНФЕРЕНЦИЯ «НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ, ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН»...........................................................78 DOWNSTREAM Учредитель В.Ю. Красик Главный редактор А.В. Миронова Россия, 109029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1 т/ф: 8(495) 670-74-81 e-mail: borisova.ogt@mail.ru www.ogt.su Аналитика ОБЗОР ЕВРОПЕЙСКОГО РЫНКА НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ. ЧАСТЬ 3 .....79 Технологии Рзаева Л.Т., Мираламов Г.Ф., Мамедов Ч.И., Шабанов А.Л. НАНОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ МЕТОД БОРЬБЫ На первой странице обложки Фото предоставлено компанией Ванкорнефть About the cover Photo courtesy of Vankoroil С НЕФТЯНЫМИ СМОЛАМИ, АСФАЛЬТЕНАМИ И ДРУГИМИ СУПРАМОЛЕКУЛЯРНЫМИ САМООБРАЗОВАНИЯМИ ........................87 Le-Goff P-Y., Lopez J., Ross J. © 2014 Журнал «Нефтегазовые технологии» УЛУЧШЕНИЕ КАТАЛИЗАТОРА ЗА СЧЕТ ПОВЫШЕНИЯ ИЗБИРАТЕЛЬНОСТИ И СТАБИЛЬНОСТИ ..........................................90 ДОПОЛНИТЕЛЬНО НА CD ЦВЕТНАЯ ВЕРСИЯ ЖУРНАЛА BARROWS COMPANY: РАЗРАБОТКА МЕЖДУНАРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ СОГЛАШЕНИЙ INTERNATIONAL PETROLEUM EXPLORATION AND EXPLOITATION 96 AGREEMENTS: LEGAL, ECONOMIC AND POLICY ASPECTS (2ND ED. 2009) Перепечатка, все виды копирования и воспроизведения публикуемых материалов возможны только с письменного разрешения редакции Редакция оставляет за собой право сокращения присылаемых материалов Мнение редакции не всегда совпадает НЕФТЕГАЗОВЫЕ мнением2013 авторовТ материалов Е Х Н О Л О Г И И №11 •сноябрь Подписано в печать 27.12.2013. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 12. Общий тираж 2000 экз. Зак. Отпечатано в ГУП Академиздатцентр «Наука» РАН, ОП ПИК «ВИНИТИ», 140014, Московская обл., г. Люберцы, Октябрьский пр-кт, 403 ISSN 0202-4578 1 “…"=!ь 2014 НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ № 1 • 2014 www.ogt.su ДОПОЛНИТЕЛЬНО НА CD-ДИСКЕ: ЦВЕТНАЯ ВЕРСИЯ ЖУРНАЛА BARROWS COMPANY: РАЗРАБОТКА МЕЖДУНАРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ СОГЛАШЕНИЙ INTERNATIONAL PETROLEUM EXPLORATION AND EXPLOITATION AGREEMENTS: LEGAL, ECONOMIC AND POLICY ASPECTS (2ND ED. 2009) обл_1_2014_1_4.indd 1 19.12.2013 4:16:53
