Газохимия с использованием высокотемпературных атомных реакторов – российский ответ сланцевому газу

          В средствах массовой информации в период с осени 2009 года примерно  по апрель 2010 шла мощная пиар-компания по  давлению на Россию и ОАО Газпром  в связи с развитием программ освоения сланцевого газа в США, Канаде, Китае и Европе. Цели этой компании были вполне прагматические – разорвать связь нефтяных и газовых цен, дискредитировать долгосрочные контракты и идти в направлении либерализации европейского газового рынка. В глобальном плане целью является сокращение доходов России в интересах европейских потребителей энергоресурсов, если снять камуфляж высокопарных слов.

          Возникает вопрос – был ли это чисто пропагандистский прием с использованием современных средств информации или за мифом о сланцевым газе всё же есть реальная основа. Следующий вопрос - если сланцевый газ не блеф, не «мыльный пузырь», каков может быть ответ России.

        Следует заметить, что это не первая компания по раскручиванию роли нетрадиционного источника природного газа, прежде всего в США, Связано это с непрерывно ухудшающимся положением с ресурсами традиционного газа в этой стране. В 80-х годах в США формировали мнение, что газ из плотных песчаников типа месторождения Пекос-слоун вполне может компенсировать  снижение добычи из обычных газовых месторождений. Технологические успехи в бурении горизонтальных скважин и массированном гидроразрыве, одно время даже позволили отразить запасы в плотных газонасыщенных породах в балансе США в размере 18 трлн.м³ . Однако позднее эти запасы в статистических данных США уже не отражались, по видимому из-за  экономической нецелесообразности их разработки при снижении цен на углеводороды произошедших в конце 80-х – начале 90-х.

           В 90-х начался второй бум связанный с ролью другого нетрадиционного источника природного газа - добычи метана из угольных пластов, который также можно отнести к плотным низкопроницаемым коллекторам. Правда резкий рост добычи определялся в основном добычей метана в угольном бассейне Сан-Хуан, но ожидалось, что технологии позволят освоить добычу метана и из других угольных месторождений. Оптимизм в представлениях о высоких перспективах добычи метана из угольных месторождений затем резко упал, добыча стабилизировалась, в основном из названного основного объекта.

            Третья – самая мощная пиар-компания связана с геостратегической ролью нетрадиционного источника газа приуроченного к отложениям  в глинистых сланцах с большим содержанием органических веществ. До сих пор сланцевый газ считался местным источником газоснабжения и пока его роль в этом плане не изменилась. Исторически местный уровень газоснабжения в США составлял порядка 1/3 всего американского рынка, то есть примерно 150-180 млрд.м³. При уровне добычи сланцевого газа 90 млрд.м³ в год, это пока составляет только половину этот рынка. Но эти объемы способны оказать влияние как на американский газовый рынок, так и на мировую конъюнктуру в целом. Пока его роль ограничена 3% от общей добычи газа в мире, но есть планы значительного наращивания добычи. У многих профессиональных экспертов есть большие сомнения в реализации этих планов в условиях относительно низких цен на углеводороды. Это дорогой источник, не способный конкурировать с традиционным газом при обычных условиях, но с господдержкой он может создать избыток газа на локальных рынках.

            Вопрос себестоимости добычи газа из сланцевых отложений достаточно спорный. Американские компании организовавшие добычу типа «Чесапик энерджи» утверждают, что себестоимость добычи в настоящее время не превышает $100 за тыс.м³ на устье и возможно снижение. Американские независимые эксперты считают, что реальная себестоимость выше $200 за тыс.м³, при этом четких определений как считается себестоимость нет, что они понимают под себестоимость? Некоторые наши эксперты оценивают себестоимость сланцевого газа на устье в диапазоне $80-320 тыс.м³  в зависимости от горно-геологических условий. Но и эти оценки вызывают сомнение из-за специфики сланцевого газа.

            Себестоимость добычи газа обычного месторождения рассчитывается достаточно просто и можно разделить расчет на два этапа – бескомпрессорной и компрессорной добычи. В начале разработки когда пластового давление достаточно для задавливания газа в магистральный газопровод себестоимость складывается из капзатрат на сооружение скважины, эксплуатационных затрат на обслуживание скважины и системы подготовки газа. При снижении пластового давления к себестоимости добычи газа добавляются затраты связанные с дожимными компрессорами, которые в значительной степени и определяют затем себестоимость. В случае же сланцевого газа, когда проницаемость матрицы на 5-6 порядков ниже проницаемости обычного пласта, для того чтобы получить хоть более-менее рентабельный дебит депрессию устанавливают до предела, тем более, что коллектор устойчив. Депрессию скорее ограничивают соображения предотвращения закрытия трещин гидроразрыва горным давлением. В целом это приводит к тому, что на устье давление низкое, затраты на компремирование в этом случае резко возрастают, тем более, что газ не прошел очистку в полном объеме (как правило один сепаратор и все).  Все это делает копремирование сланцевого газа не рентабельным.

              Газ из сланцев относится к низконапорному и доставляется потребителю без компрессоров, а потребитель может находится как на расстоянии 5, так и50 кмот скважин, что соответственно определяет в единой газодинамической системе существенно разные потери давления в шлейфе и соединительных газопроводах, соответственно это определяет разницу давлений на забое скважин, а дебиты скважин как известно определяются даже не разницей давления в пласте и на забое, а разницей квадратов давлений. Поэтому при одинаковых затратах, дебиты скважин могут различаться в разы, соответственно и себестоимость может различаться в разы, из чего следует, что когда «газосланцедобытчики» говорят о себестоимости без указания потребителя – они просто морочат голову.

                    Перейдем к прогнозу развития событий при наращивании добычи сланцевого газа как в США, так и в мире. Известно, к чему приведет избыток газа на мировом рынке и как следствие возможное снижение цен на газ:

- снизятся инвестиции в альтернативные (нетрадиционные) источники, прежде всего в тот же самый сланцевый газ;

- снизятся инвестиции также в газовую отрасль, но прежде всего в малорентабельные проекты, которых много в других странах, а не в России;

       - газ начнет теснить другие виды топлива в межтопливной конкуренции и у России появляется возможность расширить свои рынки сбыта;

- страны, располагающие ресурсами газа, начнут инвестировать проекты получения моторного топлива из газа  по так называемой технологии GTL;

        - возможно увеличатся инвестиции в дальнейший передел газа – аммиак (производные), полиэтилен и т.д.

                 В принципе для России такой сценарий развития событий может привести к сокращению доходов от продаж газа на локальный период, но к получению новых стратегических выигрышей. У России появляется возможность усилить эффект высокорентабельного газа в экспортных программах за счет использования частичного переориентирования газа с энергетики на газохимию, с использованием решающего преимущества - современных достижений атомной отрасли, за счет доведения до промышленного использования высокотемпературного реактора с гелиевым охлаждением.

                Задача получения синтетического моторного топлива впервые была решена немецкими химиками перед второй мировой войной, правда источником получения моторного топлива был не газ, а уголь. Но оказалось что все процессы получения моторного топлива проходят через стадию получения синтез-газа (смесь СО и Н₂), и не важно, что является исходным сырьем уголь или газ,  из метана получать синтез-газ даже эффективнее, чем из угля.

            В настоящее время самым эффективным процессом получения моторного топлива является пароконверсия природного газа или угля – газ и воду нагревают до температуры 500-700 ⁰С, при этом молекулы метана и воды диссоциируют и образуют смесь газов – СО и Н₂, затем синтез-газ в присутствии железно-никелевых катализаторов по процессу Фишера-Тропша образует спектр углеводородов, от метана до твердых. Наибольших технологических успехов в получении моторных топлив достигла фирма Sosol из ЮАР. В своё время на ЮАР за политику апартеида ООН накладывало эмбарго на поставки моторных топлив и они вынуждены были заниматься синтетическим получением последних.

                  В научных публикациях много сообщений о работах в области получения моторных топлив из газа, о полупромышленных и промышленных установках, но в основном на уровне проектов.

В настоящее время производство синтетических моторных топлив на грани рентабельности или малорентабельные проекты. Повышение цен на нефть и соответственно рост цен на бензин способствуют проектам получения моторных топлив, но проблема в том, что рост цен на нефть сопровождается ростом цен и на другие углеводороды, в частности на газ. Сланцевый газ по мысли западных геологов и политтехнологов должен разорвать связь цен на нефть и на газ, при этом газа будет и много и он будет дешев. Картина это фантастическая, но если её принять создаются   самые благоприятные условия для производства моторного топлива из газа.

              Эти технологии не секретные, и многие страны могли бы организовать строительство заводов по производству синтетических моторных топлив, например в Катаре или в Саудовской Аравии, в Австралии и т.д.. При этом себестоимость добычи Катарского газа из месторождения Северное (или Южный Парс – иранское название месторождения) составляет $17/тыс.м³. Себестоимость добычи газа из наших сеноманских месторождений Ямала также оценивается близкой величиной – порядка $20 /тыс.м³. Поэтому   - несмотря на более короткие плечи перевозок полученного моторного топлива Россия  не сможет получить решающего конкурентного преимущества по себестоимости производства. Но есть область, где Россия продвинулась гораздо дальше в технологии, чем другие, включая развитые страны, не говоря уже о ближневосточных странах – это в создании высокотемпературного ядерного реактора с гелиевым охлаждением.

                  Возникает естественный вопрос – газовое месторождение само по себе является мощным источником энергии, зачем необходимо на этот источник достаточно дешевой энергии устанавливать атомный реактор, даже и высокотемпературный. Дело в том, что по оценкам, себестоимость производства пара, нагретого до 500-700 ^оС, в высокотемпературном ядерном реакторе с гелиевым охлаждение  в разы меньше, чем нагрев пара за счет сжигания газа. Это выглядит парадоксом – однако известно, что в США себестоимость производства кВт-часа электроэнергии на АЭС в два раза ниже себестоимости на тепловой станции, источником энергии которой является газ. Следует заметить, что есть организации выражающие сомнения в достоверности данных по экономике атомной промышленности как России, так и США и других стран. Но мы исходим из того, что известно.

В создании промышленного высокотемпературного реактора с гелиевым охлаждением продвинулись также и другие страны – США, Япония и др. Этот реактор разрабатывался как источник водорода для так называемой чистой водородной энергетики, которая по многим причинам, прежде всего экономическим в ближайшее время реализована не будет, хотя время её придет. Но этот же реактор, может быть использован как источник высокотемпературного тепла на самой энергоемкой стадии получения синтез газа для получения моторного топлива. Доведение этого высокотемпературного реактора до промышленного использования позволит решить ряд проблем нефте- и газохимии, да и в других областях, так как ожидается, что будет самая дешевая генерация тепла с температурой 500-700 ⁰С. Использование такого реактора на первой стадии получения моторного топлива из природного газа может сделать этот процесс не только рентабельным, а высокорентабельным и Россия при этом резко уходит вперед от конкурентов.

             Получение более подробной информации собственно по состоянию вопроса по получению Россией промышленного высокотемпературного реактора можно адресовать к работам академика Пономарёва-Степнова Н.Н. и его учеников.

            Есть ещё и третья составляющая этого проекта, которая также сильно влияет на рентабельность – месторасположение завода. Он должен находиться практически в месте добычи газа и желательно на побережье, с целью снижения транспортных издержек. Для этих целей наиболее подходящими являются наши газовые месторождения на шельфе, например Южно-Тамбейское месторождение на Ямале и Киринский блок на Сахалинском шельфе.

              Почему именно эти месторождения наиболее подходящие для реализации проектов получения на них синтетических моторных топлив. Эти месторождения обладают значительными запасами (Южной-Тамбейское утвержденные запасы порядка 1,2 трлн.м³, утвержденные запасы Киринского блока значительно меньше, но прогнозные запасы составляют также порядка 1 трлн.м³ и есть веские основания считать, что эти прогнозные запасы подтвердятся), при темпах извлечения порядка 3 % от запасов годовая добыча составит 30-35 млрд.м³ в год в период постоянной добычи, которая продлится 16-17 лет будет достаточным для полной окупаемости заводов и обеспечения высокой прибыли), из всей добычи треть может быть ориентирована на переработку и получение моторных топлив – порядка 10 млрд.м³/год.

             Таким образом каждый завод может быть ориентирован на экспорт 6-7 млн.тонн высококачественного бензина и дизтоплива. При чем, если с Южно-Тамбейского поставки выгодно делать в Европу, то с шельфа Сахалина как в Японию, так и в США.

            При удельных затратах на строительство завода по производству синтетического моторного топлива $600-700 /тонну годовой производительности инвестиции в строительство завода составят $4,5-5 млрд. Затраты на освоение месторождения с учетом работ на шельфе  могут составить сопоставимую величину инвестиций, таким образом суммарные инвестиции по проекту будут порядка $10 млрд. при этом добыча газа составит 30-35 млрд.м3 в год и получение 6-7 млн.тонн синтетических моторных топлив из трети добытого газа.

            Выбор этих месторождений в качестве базовых по строительству мощностей для получения моторных топлив по технологии GTL обусловлен также тем, что они не планируются к вводу в обозримом будущем. Киринский блок ОАО Газпром планирует осваивать не раньше 2014 года, а с учетом коррекции связанной с кризисом эти сроки передвигаются. ОАО Новатэк владеющий лицензией на Южно-Тамбейское месторождение согласует с ОАО Газпром ввод месторождения после 2024 года. Поэтому ускорение ввода этих месторождений может только приветствоваться, тем более, что их ввод не будет сопровождаться ненужной конкуренцией.

            Выбор этих месторождений также обусловлен, что для их освоения есть потенциальный партнер – компания Шелл. Переговоры с компанией Шелл, по этим объектам ведутся уже давно, Премьер-министр России В.В.Путин приглашал компанию Шелл к сотрудничеству именно по этим объектам, что не закрывает возможность участия в проектах и других западных компаний, включая японские. Сотрудничество с иностранными компаниями в этих проектах может не ограничиваться только участием в освоении месторождений, но и в других направлениях реализации проекта. Американская компания General Atomic уже заключила договор с Курчатовским атомным центром договор о сотрудничестве в доведении до промышленного использования высокотемпературного реактора с гелиевым охлаждением – дело за ратификацией сенатом США договора о сотрудничестве США и России в атомной сфере.

                Американские компании являются общепризнанными лидерами в совершенствовании газохимических технологий, правда из-за высокой себестоимости добычи собственного газа они вынуждены сворачивать эти проекты на территории США и переносить строительство заводов по новым технологиям в эмираты, в Саудовскую Аравию, в Тринидад и Тобаго. При этом Президент США Б.Обама недавно заявил, что научно-техническое сотрудничество с Россией является приоритетной для его Администрации, в частности он лично, готов способствовать передаче России технологий, которые пока закрыты для неё. Это относится и к технологиям GTL и вообще газохимии, областью сотрудничества России и США могут быть не только «Hi-tech», но и более прагматические проекты, но весьма значительные по инвестициям.

           Если эти проекты будут реализовываться совместно с американскими компаниями это существенно ускорит процесс их реализации и станет реальным полем совместных интересов России и США, весь остальной мир будет опережен лет на 30-40 в области высоких химических технологий, причем у России здесь не роль жалкого просителя, а вполне серьезные позиции для переговоров. В конечном счете мы может вообще обойтись без западных компаний, с большим напряжением сил и средств.

           В заключении хочется сказать, что мир подошел  к рентабельному производству высококачественных моторных топлив из газа по технологиям GTL, вопрос только кто это сделает раньше, опередит в конкурентной борьбе. У России есть все шансы стать первой  и лидером данного направления, нужно желание и политическая и экономическая воля.

Острягин А.И., Ненахов В.А.

 Статья опубликована в журнале «Газовая промышленность» №  11 в 2010 году