Энергия добычи

Энергия добычи

Энергетическое обеспечение месторождений

Текст: Александр Алексеев
Фото: Дмитрий Кузьменко, LEGION-MEDIA
Инфографика: Татьяна Удалова

В 2016 году «Газпром нефть» ввела в строй два крупных энергетических объекта: газотурбинные электростанции (ГТЭС) на Шингинском месторождении в Томской области и на Восточно-Мессояхском месторождении в ЯНАО. На подходе крупнейшая за Полярным кругом ГТЭС Новопортовского месторождения. «Сибирская нефть» разбиралась в том, почему нефтяные компании развивают собственную генерацию и какие преимущества им дают подобные инфраструктурные проекты

По мере развития

Доля электроэнергии в эксплуатационных расходах на промысле составляет в среднем 37 %. А значит, ее стоимость — один из важных факторов, влияющих на экономику нефтедобычи.

Пока идет обустройство месторождения, энергоснабжение обеспечивается за счет временных источников. Как правило, ими служат дизельные электростанции (ДЭС). Мощность таких агрегатов невысока, их установка и запуск не требуют много времени, поэтому они представляют собой идеальное решение на начальном этапе, когда потребление небольшое, а неопределенность по будущему профилю добычи велика. Но, как это часто бывает с простыми решениями, у них есть серьезные минусы.

«Главный недостаток энергоснабжения от ДЭС — очень высокая себестоимость получаемой электроэнергии, которая может составлять более 10–12 рублей за кВт⋅ч, — рассказал начальник департамента энергетики БРД „Газпром нефти“ Константин Константинов. — Причина — в необходимости закупать дизельное топливо, а также доставлять его на удаленный труднодоступный объект».

Для дальнейшего развития энергоснабжения промысла существует несколько путей. Если поблизости присутствует инфраструктура электросетевых компаний, а попутный нефтяной газ (ПНГ) может быть выгодно реализован, наиболее логичным решением становится подключение к внешним сетям энергоснабжения. Если же плата за присоединение оказывается слишком высокой или оно и вовсе невозможно, приходится выбирать тот или иной вариант источника автономного электроснабжения.

Чаще всего автономное энергоснабжение обеспечивается газопоршневыми (ГПЭС) или более мощными газотурбинными электростанциями. КПД ГТЭС ниже и составляет 25–35 %, в то время как для ГПЭС этот показатель находится на уровне 40–43 %, а значит, они расходуют меньше газа. Кроме того, ГПЭС проще и дешевле строить: они мобильны и обычно поставляются в блочно-модульном исполнении. Однако стоимость обслуживания ГПЭС выше: регламентные работы на газопоршневых электростанциях приходится проводить каждые 1000–2000 часов работы, в то время как ГТЭС могут проработать без существенного обслуживания до 8000 часов. При эксплуатации ГПЭС также расходуется большое количество дорогого моторного масла.

Электрический расклад

На механизированный подъем жидкости из скважин приходится около 60% всей потребляемой при добыче нефти электроэнергии: хотя мощность каждого электрического центробежного насоса невелика, на месторождении их много. Еще около 30% расходует система поддержания пластового давления (ППД) — насосные станции, обеспечивающие закачку воды в пласт. Примерно 10% приходится на системы подготовки и транспортировки нефти. Добывающие предприятия «Газпром нефти» (за исключением «Мегионнефтегаза») потребляют в общей сложности 6441 млн кВт-ч электроэнергии в год. В 2017 году потребление вырастет еще на 500 млн кВт-ч.

«В целом ГТЭС оказываются более выгодными, когда объем потребления существенно возрастает, при этом стоимость ПНГ остается низкой (например, в случае отсутствия опций монетизации газа). При создании энергокомплексов небольшой мощности предпочтение, как правило, отдается газопоршневым агрегатам», — уточняет Константин Константинов.

Дорогие сети

В тех районах, где сегодня реализуются новые проекты «Газпром нефти», в том числе такие крупные, как «Новый порт» или «Мессояха», сети отсутствуют и вряд ли появятся в обозримом будущем. Это в полной мере касается и других новых регионов развития. Одно из немногих возможных исключений — строительство высоковольтной линии к Чаяндинскому нефтегазоконденсатному месторождению в Якутии. О таких планах неоднократно заявляли представители «Дальневосточной энергетической управляющей компании». Месторождение разрабатывает «Газпром»: основную долю запасов составляет газ, которым предстоит наполнить газопровод «Сила Сибири». «Газпром нефть» пока ведет здесь лишь опытнопромышленные работы на подгазовых залежах.

Энергоснабжение месторождений
«Газпром Нефти»

Как правило, энергосетевые компании не очень заинтересованы в том, чтобы развиваться в новых регионах нефтедобычи, и вся финансовая нагрузка по строительству требуемых для подключения мощностей (строительство подстанции, линий электропередач) ложится на потребителей. Даже если присоединение к сетям возможно, оно требует значительных вложений, сопоставимых с созданием собственных генерирующих мощностей, а порой и превосходящих их. Кроме того, на получение всех разрешений и дальнейшее подключение могут уйти годы, и все это время потребности промысла необходимо обеспечивать с помощью автономных источников энергии.

При подключении к сетям у компаний возникают и финансовые риски, связанные с резервированием мощностей. Возможность введения платы за резерв мощности для промышленных потребителей обсуждается уже несколько лет, однако пока инициатива Минэнерго не получила одобрения со стороны Минэкономразвития и ФАС. Идея состоит в том, чтобы обязать потребителей оплачивать зарезервированные, но фактически не используемые для передачи электроэнергии сетевые мощности. По данным Минэнерго, только крупные потребители не используют свыше 69 ГВт или 58 % от заявленной ими мощности. В министерстве считают, что введение оплаты создаст экономический стимул отказываться от излишков в пользу тех, кто стоит в очереди на подключение.

Для сохранения вечномерзлых грунтов ГТЭС на Восточно-Мессояхском месторождении установлена на сваях с системой термостабилизации в двух метрах над землей

Впрочем, эффект от перераспределения не будет столь впечатляющим, так как неудовлетворенный спрос и неиспользуемые резервы распределены неравномерно и, как правило, находятся географически в разных местах. Кроме того, не учитывается то, что многие промышленные потребители относятся к первой категории надежности, поэтому вынуждены резервировать в два раза больше мощностей, чем им реально требуется. По оценкам Минэкономразвития, общая дополнительная нагрузка на потребителей от введения платы за резерв составит 100 млрд рублей в год.

Если законопроект все‑таки будет принят, он сделает развитие собственной генерации нефтяными компаниями менее выгодным в тех случаях, когда подключение к сети уже существует, так как компании должны будут платить за фактические неиспользуемые ими сетевые мощности. Что касается «Газпром нефти», по сегодняшним оценкам, введение платы за резерв может обернуться для компании дополнительными расходами в объеме от 300 млн до 1000 млрд рублей в год.

Своими силами

Недавно «Газпром нефть» ввела в строй два крупных энергетических объекта на своих добывающих активах. В августе была запущена Шингинская ГТЭС номинальной мощностью 24 МВт, которая обеспечивает потребности Шингинского месторождения и других промыслов Каргасокского и Парабельского районов Томской области. В качестве топлива на электростанции используется порядка 70 млн кубометров попутного нефтяного газа Западно-Лугинецкого, Нижнелугинецкого и Шингинского месторождений, разрабатываемых «Газпромнефть-Востоком», что позволит компании качественно повысить уровень полезного использования попутного газа.

В сентябре газотурбинная электростанция мощностью 84 МВт была запущена на Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе. Это самая северная материковая ГТЭС в России. На ее строительство ушло два года. Из-за удаленности группы Мессояхских месторождений от транспортной инфраструктуры материалы и оборудование приходилось доставлять преимущественно по зимним автодорогам. Для сохранения вечномерзлых грунтов ГТЭС общим весом более 1,5 тыс. тонн была установлена на сваях с системой термостабилизации в двух метрах над землей.

Шингинская ГТЭС обеспечит электроэнергией не только Шингинское месторождение, но и другие объекты компании в Томской области

До конца года также планируется запустить первую очередь, а в середине 2017 года — вторую очередь ГТЭС на Новопортовском месторождении. Общая установленная мощность этого энергокомплекса составит 96 МВт. Что касается прочих активов, самыми большими генерирующими мощностями располагает «Газпромнефть-Хантос». Здесь функционирует ГТЭС на 96 МВт, а также газопоршневые агрегаты, общая установленная мощность которых составляет 46 МВт.

Доля собственной энергии в общем объеме потребления добывающих предприятий «Газпром нефти» сегодня составляет 22 %. В 2017 году этот показатель достигнет 27 %. При этом установленная мощность энергокомплексов компании на конец 2016 года, когда будет введена первая очередь ГТЭС на Новопортовском месторождении, составит 452 МВт, а в 2017 году вырастет еще на 70 МВт. Фактически это означает, что компания сможет обеспечить более 50 % энергетических потребностей добычи за счет собственных источников генерации. Впрочем, задачи достигнуть какого‑то определенного целевого показателя не стоит: все будет определяться актуальной ситуацией на энергетическом рынке и возможностями компании получить выгоду, исходя из соотношений цен на электричество и газ.

За и против

Потребление электроэнергии на добывающих предприятиях «Газпром Нефти» и доля
собственной генерации

«Себестоимость электроэнергии, производимой на газовых энергокомплексах компании составляет около 1,8 рублей за кВт⋅ч, что при средних ценах сетевой электроэнергии в Западной Сибири 2,5–2,7 рублей за кВт⋅ч делает развитие собственной генерации экономически привлекательным», — отмечает Константин Константинов. Дополнительным плюсом будет отказ от вынужденного сжигания попутного нефтяного газа, плата за которое была существенно увеличена в 2013 году. Однако на окончательное решение о том, какому из источников энергоснабжения отдать предпочтение, оказывает и то, какие возможности для реализации ПНГ существуют в регионе и какова его цена. Если есть возможность продать газ выгодно, экономика может оказаться не в пользу генерации.

При принятии решения учитываются и те затраты, которые требуются при подключении к внешним сетям, — а они могут быть не меньше, чем стоимость строительства электростанции. Например, стоимость Шингинской ГТЭС вместе с двумя подстанциями составила около 2,7 млрд рублей. Чтобы получить аналогичную мощность — 24 МВт — из внешней сети, потребуется построить подстанцию на 110 кВт и линию электропередач совокупной стоимостью 1,6 млрд рублей. Учитывая, что себестоимость собственной генерации примерно на треть ниже стоимости покупной электроэнергии, строительство Шингинской ГТЭС стало очень эффективным решением.

В некоторых случаях собственный энергокомплекс позволяет получать дополнительные доходы за счет монетизации излишков вырабатываемой энергии. «Речь идет, например, о выдаче электроэнергии и мощности в сеть или частичном замещении покупной электроэнергии на соседних месторождениях, — поясняет начальник управления энергетических проектов и стратегий блока разведки и добычи „Газпром нефти“ Андрей Денисов. — На той же Шингинской ГТЭС, которая строилась с запасом мощности, рассчитанным на будущий рост потребления, расчетный экономический эффект от одновременной реализации указанных опций монетизации может составить несколько миллионов рублей в месяц».

Не газом единым

Использование попутного газа для выработки электроэнергии позволяет решить сразу несколько проблем: обеспечить энергетические потребности промысла, отказаться от закупок топлива, не ждать подключения к сети. Немаловажен и экологический аспект: возможность избежать сжигания газа на факелах. Но не все так просто. Количество газа на месторождениях различно. Его может быть намного больше, чем нужно для обеспечения энергетических потребностей, как, например, на Новопортовском месторождении, но может и не хватать. В таких случаях сетевое энергоснабжение, несмотря на сроки подключения и стоимость, становится ключевым инструментом системы надежности энергообеспечения.

Генерирующие мощности «Газпром Нефти»

Примером актива, где недостаток газа заставил искать альтернативные решения, для того чтобы избежать дефицита электроэнергии, является Крапивинское месторождение («Газпромнефть-Восток»). «Сегодня источник его энергоснабжения — ГПЭС, топливо для которого частично закупается на стороне, — рассказывает Андрей Денисов. — Возможное снижение баланса газа в 2017 году заставило искать пути компенсации дефицита энергии». В качестве решения был предложен проект строительства инфраструктуры внешнего энергообеспечения, который реализуется в настоящее время. В сравнении с альтернативными источниками энергоснабжения в отсутствие достаточного объема газа (ДЭС, нефтяные машины или их комбинация) ожидаемый экономический эффект варианта внешнего сетевого энергообеспечения исчисляется сотнями миллионов рублей.

Другой пример — Тайлаковское месторождение («Славнефть-Мегионнефтегаз»). Недостаточное количество газа не позволяет полностью реализовать потенциал расположенной на месторождении ГТЭС 36 МВт. В результате долгое время для выработки электроэнергии здесь используются ДЭС. Ближайшие точки подключения к единой энергосистеме находятся примерно в 200 км от месторождения, при этом в 40 км располагаются сети «РН-Уватнефтегаз». Реализация защищенного в 2015 году проекта присоединения Тайлаковского месторождения к сетям «РН-Уватнефтегаз» (ориентировочно в июле 2018 года) позволит полностью отказаться от ДЭС в качестве основного источника энергоснабжения, существенно повысив операционную эффективность добычи.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ