авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |

«ЯНКОВСКИЙ Н.А., МАКОГОН Ю.В., РЯБЧИН А.М., ГУБАТЕНКО Н.И. АЛЬТЕРНАТИВЫ ПРИРОДНОМУ ГАЗУ В УКРАИНЕ В УСЛОВИЯХ ЭНЕРГО- И РЕСУРСОДЕФИЦИТА: ПРОМЫШЛЕННЫЕ ...»

-- [ Страница 3 ] --

рассчитали следующую стоимость потенциального тепла мета на: 26 долл. за 4,2*106 кДж из каменного угля (при цене камен ного угля 10.5 долл. за 4,2*106 кДж) и 14.5 долл. из рейнского бурого угля. Оказалось, что для условий США при стоимости тепла 1.45 долл. за 4,2*106 кДж затраты на газ SNG составят 10.7 долл. за 4,2*106 кДж.

Дальнейшее значительное повышение капиталовложений в общий комплекс установки по производству газа SNG и более высокая (примерно в 8 раз) стоимость тепла каменного угля по сравнению с бурым обусловили, согласно табл. 2.4.4, соответст венно, высокие затраты на производство метана. Они составляют 30 долл. за 4,2*106 кДж, т.е. в два с лишним раза выше, чем цена природного газа в ФРГ (25 марок ФРГ за 4,2*106 кДж).

При условии, что для переработки сырого бурого угля не потребуется более высокого расхода тепла и сохранится сущест вующая цена бурого угля, затраты на получение указанного газа должны составить 32 марки ФРГ на 4,2*106 кДж, т.е. они превы сили бы существующую цену природного газа всего на 30%.

Таблица 2.4. Предварительная калькуляция получения синтетического метана газификацией каменного угля под давлением по способу Lurgi (ФРГ, 1975 год) Статья затрат Расход на Сумма, Доля в 4,2х106 кДж долл. общих США затратах, % Каменный уголь (84 долл. за 1 т или 12 0,25 т 21, долл. за 4,2х106 кДж) Побочные товарные продукты -смола и масла (120 долл. за 1 т) 0,02 т -газовый бензин (145 долл. за 1т) 0,004 т -сырые фенолы (175 долл. за 1 т) 0,0017 т -аммиак (290 долл. за 1 т) 0,003 т Вода, вспомогательные материалы, - 3. зарплата и общезаводские расходы Отчисления капиталовложений в -от - 11,5 установку (24%) -от оборотных средств (16%) - 1 Затраты на производство - 30 57, При проектировании установок по производству газа SNG, запланированного в США для дальнего газоснабжения, также обычно принимают гораздо меньшие нормы платежей по нетоварным операциям, чем положено в основу настоящего рассмотрения. При этом принят срок работы установки 25 лет.

При равномерном погашении капиталовложений амортизаци онные отчисления составили бы только 4% в год. Если бы пла тежи по нетоварным операциям уменьшились вдвое (до 12% на капиталовложения в установку и до 8% на оборотный капитал), а налог на прибыль при минимальном расходе на страхование не составил бы большую статью расхода, то затраты на произ водство метана, получаемого из каменного угля, уменьшились бы до 25 долл. на 4,2*106 кДж., а при переработке бурого угля даже до 12,2 долл. Поэтому производство заменителя природ ного газа из бурого угля может стать перспективным, если цена этого продукта и впредь будет повышаться, а цена бурого угля при его доступности сохранится низкой.

При существующем недостатке угля и его высокой цене в Западной Европе представляется перспективным количество угля, необходимое не для непосредственного превращения в синтез-газ, а только для покрытия расхода тепла для реакций, заменить посторонним теплом, в частности, теплом атомных процессов.

2.5. Использование технологий получения синтез-газа в мире В настоящее время две компании коммерчески использу ют свои технологии, основанные на процессе Фишера-Тропша.

Shell в Бинтулу, Малазия, использует природный газ в качестве сырья и производит, преимущественно, малосернистое дизель ное топливо. Sasol в Южной Африке использует уголь в качест ве сырья для производства разнообразных товарных продуктов из синтетической нефти. Процесс и сегодня используется в ЮАР для производства большей части дизельного топлива страны из угля компанией Sasol. Процесс использовался в ЮАР для удовлетворения потребностей в энергии во время изоляции при режиме апартеида. Внимание к этому процессу возобнови лось во время поиска путей получения малосернистых дизель ных топлив для уменьшения наносимого дизельными двигате лями вреда окружающей среде. Маленькая американская ком пания Rentech в настоящее время сфокусировалась на преобра зовании заводов по производству азотистых удобрений от ис пользования в качестве сырья природного газа к использованию угля или кокса и жидких углеводородов в качестве побочного продукта.

Choren в Германии и CWT (Changing World Technologies) построили заводы, использующие процесс Фишера-Тропша или подобные процессы.

Процесс Фишера-Тропша – это хорошо проработанная технология, уже применнная в больших масштабах, хотя е распространению мешают высокие капитальные затраты, высокие затраты на эксплуатацию и ремонт и относительно низкие цены на сырую нефть. В частности, использование при родного газа как исходного сырья становится целесообразным, когда используется «stranded gas», то есть источники природно го газа, находящиеся далеко от основных городов, которые не целесообразно эксплуатировать с обычными газопроводами и технологией LNG.

Существуют большие запасы каменного угля, которые мо гут быть использованы в качестве источника топлива по мере истощения запасов нефти. Эта технология может быть времен но использована, если обычная нефть станет дороже. Сочетание газификации биомассы и синтеза Фишера-Тропша – это много обещающий способ производства возобновляемого или «зел ного» автомобильного топлива. Синтетическое топливо, произ веднное из угля, конкурентоспособно при цене на нефть выше 40 долл. за баррель. Капитальные вложения, которые при этом надо произвести, составляют от 7 до 9 млрд.долл. за тыс. баррелей мощностей по производству синтетического топлива из угля. Для сравнения, аналогичные мощности по пе реработке нефти стоят около 2 млрд.долл. [51].

В сентябре 2005 губернатор Эдвард Ренделл заявил о со здании предприятия Waste Management and Processors Inc., ис пользующего технологии, лицензированные у Shell и Sasol. Бу дет построена фабрика, использующая синтез Фишера-Тропша для переработки так называемого бросового углерода (остатков от угледобычи) в малосернистое дизельное топливо на участке около города Mahanoy на северо-западе Филадельфии. Штат Пенсильвания взял на себя обязательство покупать значитель ный процент продукции завода и, вместе с Департаментом энергетики США (DoE), предложил более 140 миллионов дол ларов налоговых льгот. Прочие добывающие уголь штаты так же разрабатывают подобные планы. Губернатор штата Монтана Бриан Швейцер (Brian Schweitzer) предложил построить завод, который будет использовать процесс Фишера-Тропша для пре вращения угольных запасов штата в топливо, чтобы уменьшить зависимость США от импорта нефти. В начале 2006 года в США рассматривались проекты строительства 9 заводов по не прямому сжижению угля суммарной мощностью 90-250 тыс.

баррелей в день.

Китай планирует инвестировать 15 млрд.долл. в 2010- гг. в строительство заводов по производству синтетического топлива из угля. Национальная Комиссия Развития и Реформ (NDRC) заявила, что суммарная мощность заводов по сжиже нию угля достигнет 16 млн.тонн синтетического топлива в год, что составляет 5% от потребления нефти в 2005 году и 10% им порта нефти [67].

Известные способы высокотемпературной газификации с добавлением в технологический процесс различных реагентов и внешних окислителей с нагревом в реакторах электрической дугой, в плазмореакторах, в кипящем слое и другие способы, являются очень дорогими, малоэффективными и опасными. По этой причине в настоящее время высокотемпературные спо собы газификации углей не находят широкого применения.

Из высокотемпературных способов переработки углей в синтез-газ также известен способ термической переработки твердого топлива с получением синтез-газа, включающий пред варительное смешение измельченного угля с газообразным окислителем и последующую газификацию его путем подачи в зону электрической дуги с таким расчетом, чтобы вектор скоро сти указанной смеси имел составляющую, параллельную оси дуги. При этом среднюю температуру синтез-газа поддержива ют на уровне 1200-1700°С с регулированием мощности элек трической дуги. В качестве окислителя в данном способе ис пользуют водяной пар и кислород в соотношении: водяной пар 15-45%, а кислород 55-85%. Использование в качестве окисли теля кислорода приводит к забалластированию синтез-газа уг лекислым газом, кроме того, для получения кислорода необхо дима специальная установка. Все это приводит к дополнитель ным затратам энергии, так как синтез-газ нужно очищать, а по лученный кислород накапливать и хранить. К тому же поддер жание температуры получаемого синтез-газа за счет регулиро вания мощности электрической дуги малоэффективно, не надежно и сложно.

Известен также плазмометрический способ переработки угля в синтез-газ, включающий подготовку, термообработку и газификацию угля с помощью плазмы в плазмореакторе, при этом процесс газификации осуществляют в три стадии, две из которых в трубчатых теплообменниках газификационной ко лонны, а третью, заключительную, стадию газификации прово дят непосредственно в объеме плазмореактора одновременно с процессом высокотемпературного пиролиза в присутствии реа гента. Подготовку угля осуществляют путем его диспергирова ния в метаноловой воде, в которую добавляют активные веще ства – алкиломиды, и полученную угольную суспензию нагре вают в горизонтальных трубах перед первой стадией газифика ции до 500-600 К в потоке отходов из газификационной колон ны дымовых газов, подаваемых в межтрубное пространство ре актора. Перед второй стадией газификации угольную суспен зию нагревают до 1200 К в потоке синтез-газа, отводимого из плазмо-реактора. В качестве реагента при высокотемператур ном пиролизе используют пары воды, которые впрыскивают в реакционную зону с помощью плазменных источников так, чтобы вектор скорости движения плазменных струй и вектор скорости движения газифицируемой смеси были противопо ложны друг другу при проекции на ось плазмореактора и сов падали при проекции на плоскость, перпендикулярную оси плазмореактора. Полученный в плазмореакторе синтез-газ ох лаждают и очищают от примесей с помощью атмосферного воздуха и воды, при этом атмосферный воздух используют с частью синтез-газа в топочном устройстве, а воду подают в диспергирующее устройство для приготовления угольной сус пензии.

Недостатком данного способа является сложность техно логического процесса, осуществляемого в три стадии, а также затрудненный проход сначала суспензии, а затем угля и газооб разных продуктов реакции по горизонтально расположенным трубам реактора, что может привести к закупорке труб и их разрыву.

Кроме того, этот способ предлагает заключительную ста дию получения синтез-газа осуществлять при очень высоких температурах 2500-3000 К (2227-2727°С), что требует исполь зования нетрадиционных аппаратов и материалов для их изго товления.

Технологии получения товарного продукта из синтез-газа отработаны достаточно хорошо и на высоком уровне, а опти мального способа газификации твердого топлива пока не выра ботано. Поэтому крайне необходимо создание недорогого на дежного и безопасного способа газификации твердых топлив.

РАЗДЕЛ 3. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА, СЛАНЦЕВОГО ГАЗА И ГАЗА-МЕТАНА КАК АЛЬТЕРНАТИВА ИМПОРТУ ПРИРОДНОГО ГАЗА 3.1.Строительство СПГ-терминала для диверсификации поставки энергоресурсов в Украине Сжиженный газ (СПГ, англ. LNG – liquefied natural gas) получается при охлаждении природного газа до -162° С. В жидком состоянии объем газа уменьшается в 600 раз, что по зволяет в значительной степени увеличить эффективность его хранения и транспортировки. Сжиженный природный газ транспортируют так же, как и нефть, в специальных танкерах. В странах-импортерах он хранится в резервуарах. В специальных терминалах СПГ разогревается, благодаря чему возвращается в газообразное состояние, и после этого закачивается в газо транспортную систему.

СПГ является хорошей альтернативой транспортировке газа по трубопроводам, в особенности на дальние расстояния.

Диверсификация источников снабжения природным газом в Европе, как и во всем мире, не в последнюю очередь связана с использованием СПГ, как альтернативы газу, поступающему по газопроводам.

В Европейском Союзе в настоящее время имеется 10 тер миналов для СПГ, запланировано строительство еще пяти хра нилищ. Первые регулярные поставки сжиженного газа в Европу начались в еще 1964 году из Алжира в Великобританию.

Сейчас СПГ составляет примерно 6% потребляемого в мире газа. По расчетам Международного энергетического агентства (IEA) Организации экономического сотрудничества и развития к 2030 году доля сжиженного газа вырастет до 16%.

Природный газ – это смесь углеводородов, которая после сжижения образует чистую без цвета и запаха жидкость. В ре альности состав СПГ различен и зависит от источника его про исхождения и процесса сжижения, но основной компонент – это конечно метан. Другими составляющими могут быть: этан, пропан, бутан, пентан и возможно небольшой процент азота.

Таблица 3.1. Физические свойства СПГ [85] Метан Этан Пропан Бутан Пентан Азот CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 N Мол. вес 16.042 30.068 44..094 58.120 72.150 28. Тем. кип. С -161.5 -88.6 -42.5 -5 36.1 - 1 атм.абс кг/м Плотность 426.0 544.1 580.7 601.8 610.2 808. Тем. кип.

кг/м Уд. вес 0.554 1.046 1.540 2.07 2.49 0. пара 15С и 1 атм.аб.

Отношен. 619 413 311 311 205 об.газа к об.жид.

при ТК и атм.абс.

Пределы 5.3 – 3 -12.5 2.1 – 9.5 2 -9.5 Не % 3 -12. восплам. в горит воздухе Тем. само- С 595 510 510/583 510/ восплам.

Макс.удел. кдж/кг 55.559 51.916 50.367 49.530 49. энергия 49.404 48. 15С н/из Теплота кдж/кг 510.4 489.9 426.2 385.2 357.6 199. Испар.

при тем.

кип.

Типичный состав СПГ указан в таблице 3.1.2, а физиче ские свойства составляющих – в табл. 3.1.1. Для инженерных расчетов, безусловно, берутся физические свойства метана, но для передачи, когда требуется точный подсчет тепловой ценно сти и плотности, – учитывается реальный композитный состав СПГ.

Таблица 3.1. Составляющие СПГ [85] Ras-Laffan Das Islands Standard Метан CH4 90.28% 84.5% 89.63% Этан C2H6 6.33% 12.9% 6. Пропан C3H8 2.49% 1.5% 2. Бутан C4H10 0.49% 0.5% 1. Изобутан C4H10 0.00% 0.00% 0. Пентан C5H12 0.02% 0.00% 0. Изопентан C5H12 0.00% 0.00% 0. Азот N2 0.41% 0.6% 0. Сред. мол. вес 17.88 18.56 18. Тем. кип.атм. дав. -160.8С -161.0С -160.9С Плотность кг/м3 461.8 456.8 459. Макс. удел. энерг. 54.414 54.031 54. кдж/кг Во время морского перехода тепло передается СПГ через изоляцию танка, вызывая испарение части груза, так называе мое выкипание. Состав СПГ изменяется за счет выкипания, так как более легкие компоненты, имеющие низкую температуру кипения, испаряются первыми. Поэтому выгружаемый СПГ имеет большую плотность, чем тот, который грузился, ниже процент содержания метана и азота, но выше процент содержа ния этана, пропана, бутана и пентана.

Предел воспламеняемости метана в воздухе (21% О2) при близительно от 5,3 до 14% по объему. Для уменьшения этого предела перед началом погрузки воздух удаляется из танков при помощи азота до содержания кислорода 2%. В теории, взрыв не произойдет, если содержание кислорода в смеси ниже 13% по отношению к процентному содержанию метана. Для безопасности, на практике, инертизация продолжается, пока со держание кислорода не будет ниже 2%. Причина этого будет объяснена позже.

Выкипевший пар СПГ легче, чем воздух при температуре -110С, или выше, – зависит от состава СПГ. В связи с этим, пар будет стремиться уйти вверх над мачтой и быстро рассеиваться.

Когда холодный пар смешан с окружающим воздухом, смесь пар/воздух будет хорошо видна как белое облако из-за конден сации влаги в воздухе. Обычно принято считать, что предел воспламеняемости смеси пар/воздух не распространяется слиш ком далеко за пределы этого белого облака.

Температура самовоспламенения метана, то есть мини мальная температура нагрева газа, при которой он самовоспла меняется без постороннего источника открытого огня, – 595С.

Критическая температура метана – 82,5С, а критическое давле ние – 43 бар абс. Температура кипения метана увеличивается при увеличении давления, и это изменение показано на диа грамме для чистого метана. Это давление конечно выше, чем при перевозке метана на судне. Присутствие тяжелых компо нентов в СПГ увеличивает температуру кипения для заданного давления. Отношение между температурой кипения и давлени ем СПГ будет приблизительно следовать параллельно линии чистого метана.

Плотность паров метана значительно меняется в зависимо сти от температуры, и при температуре около -100С она равна плотности воздуха (при плотности воздуха 1,27 кг/м3 при 15С).

Украина не раз заявляла о намерении построить терминал для приемки сжиженного газа для снижения газовой зависимо сти от России. По словам профильного министра Юрия Бойко, терминал будет построен в Одессе, а наиболее вероятным по ставщиком газа станет Государственная нефтяная компания Азербайджана (ГНКАР, или SOСAR) [здесь и далее 65].

По его словам, стоимость строительства составит около миллиарда долларов. По оценкам экспертов, еще чуть более по лумиллиарда потребуется на постройку четырех специализиро ванных судов, которые, впрочем, можно было бы и арендовать.

Часть этих средств, утверждает Бойко, будет получена в рамках программы сотрудничества с Евросоюзом. На начальном этапе (первые четыре года) наша страна должна получать около пяти миллиардов кубометров СПГ в год (в пересчете на обычный газ), на втором предполагается увеличить пропускную способ ность терминала до десяти миллиардов кубов (а это четверть нынешних объемов импорта газа). Ресурсная база этого проек та – месторождение Шах-Дениз-II в Азербайджане.

В Европу СПГ пришел еще в 1960-е, но по-настоящему популярным стал в последнее десятилетие. Настоящий бум на рынке произошел в 2009 году, когда поставки сжиженного природного газа в ЕС увеличились на 23%.

Толчком к увеличению спроса и предложения этого вида топлива стало несколько факторов. Во-первых, из-за револю ции в добыче сланцевого газа в США Северная Америка пере стала закупать прежние объемы СПГ, тогда как раньше была крупнейшим импортером. Во-вторых, к этому времени Катар резко нарастил производство сжиженного газа. Кроме того, за последнее десятилетие благодаря развитию технологий сни зились затраты на сжижение и транспортировку газа. В ре зультате СПГ, который раньше считался дорогим топливом, во всем мире стал дешевле газа трубопроводного. По сравне нию с 2007 годом его стоимость снизилась на 40% для летних поставок: с 216 до примерно 130 долларов за тысячу кубомет ров. Спрос на сжиженные поставки в ЕС подстегнула и очеред ная газовая война между Россией и Украиной зимой 2009-го.

К настоящему времени Западная Европа удовлетворяет свои газовые потребности на 20% за счет СПГ и намерена уве личивать эту долю. Даже Италия, проводя переговоры с «Газ промом» о строительстве «Южного потока», параллельно уве личивает объемы закупок сжиженного газа. В октябре прошло го года открылся Адриатический терминал СПГ мощностью восемь миллиардов кубометров в год, из которых 6,4 млрд. бу дут поставляться из Катара по заключенному на 25 лет контрак ту. Немецкая компания E.ON участвует в проекте строительства терминала мощностью 11 млрд. кубометров в год в порту Виль гельмсхафен. Французская GDF Suez в марте подписала с «Газ промом» меморандум о вхождении в «Северный поток», а в ап реле открыла новый терминал СПГ для импорта 8,25 млрд. ку бометров в год, увеличив суммарную мощность своих термина лов до 25,25 млрд. кубометров в год. Согласно прогнозу Меж дународного энергетического агентства, к 2030 году импорт СПГ в Европу увеличится вшестеро по сравнению с объемами 2007-го. При этом общий объем потребления газа в Старом Свете вырастет за четверть века только на 80%. Это серьез но пошатнет позиции «Газпрома». Уже сейчас европейские страны пользуются контрактами на покупку СПГ для давления на РФ с целью снижения цен на газ. Использовать такой рычаг может попробовать и Украина. Если нынешние проекты не ум рут в зародыше, к 2020 году мы наверняка должны получить альтернативный источник газа (помимо внутренней добычи).

Таблица 3.1. Экспорт и импорт СПГ в мире в 2009 г, млрд. м3 [65] Откуда Трини- Экв. Итого Регионы и СШ Бель- Норве- Рос- Ома Ка- ОА Йе- Ал- Еги- Ли- Ниге- Австра- Бру- Индоне- Малай дад и Гви- им страны А гия гия сия н тар Э мен жир пет вия рия лия ней зия зия Тобаго нея порт Куда Северная - 7,64 - 0,93 - - 0,57 - 0,08 - 4,96 - - 3,06 - - 0,08 - 17, Америка Южная и Центральная - 2,54 - - - - 0,16 - - - 0,16 0,33 - 0,08 - - - - 3, Америка Кувейт - 0,15 0,08 - 0,41 0,08 - - - - - - - - 0,08 - - 0,09 0, Азиатско 10,0 152, тихоокеан- 0,86 1,87 0,08 - 6,20 29,91 6,93 0,25 0,24 1,03 4,22 - 2,34 24,0 8,81 25,9 29, 8 ский регион Европа - 7,55 0,08 2,25 - 1,38 18,80 0,08 0,09 20,66 6,66 0,17 0,72 10,50 0,08 - - - 69, Франция - 0,72 - 0,44 - - 0,17 - - 7,68 1,63 0,08 - 2,35 - - - - 13, Греция - 0,04 - - - - - - - 0,53 0,17 - - - - - - - 0, Италия - - - - - - 1,55 - - 1,27 0,08 - - - - - - - 2, Португалия - 0,40 - - - - - 0,08 - 0,11 - 0,09 - 2,14 - - - - 2, Испания - 4,18 0,08 1,38 - 1,30 4,98 - 0,09 5,19 4,10 - 0,72 4,99 - - - - 27, Турция - 0,08 - - - 0,08 0,32 - - 4,20 0,08 - - 0,94 - - - - 5, Великобри - 1,97 - 0,26 - - 5,75 - - 1,68 0,51 - - - 0,08 - - - 10, тания Итого экс- 242, 0,86 19,94 0,24 3,17 6,61 11,54 49,44 7,01 0,42 20,90 12,82 4,72 0,72 15,99 24,24 8,81 26,0 29, порт Как раз к этому времени закончится срок действия газ промовской скидки. По оптимистическому сценарию строи тельство СПГ-терминала в нашей стране закончится в 2015 2016 годах. Принимать пять миллиардов кубов в год можно уже через два года после начала воплощения проекта. А еще за два года – вдвое увеличить пропускную способность терминала.

Весной 2010 года Азербайджан, Грузия и Румыния подпи сали меморандум о сотрудничестве, предусматривающий строительство двух комплексов: по сжижению газа в Грузии (на базе порта Кулеви, принадлежащего SOCAR) и по приему и ре газификации СПГ в Румынии. К этому соглашению намерена присоединиться и Болгария, которая также строит терминал по приему сжиженного газа на своей территории.

Чем больше будет спрос на азербайджанский СПГ, тем экономически выгоднее для Азербайджана будет реализация проекта по разработке второй стадии месторождения Шах Дениз. Проект сейчас отложили из-за недостатка спроса, осо бенно в контексте задержки строительства газопровода Nabucco.

Ранее предполагалось, что газ, который будут добывать на Шах-Дениз-II, пойдет в Европу по этому газопроводу через Турцию. После ухудшения отношений Азербайджана с Турцией осенью прошлого года Иран и Россия заявили о своей готовно сти купить максимальный объем газа, который сможет экспор тировать Азербайджан. Тогда же Баку начал переговоры с Ру мынией и Болгарией. В конце апреля этого года SOCAR (входит в консорциум компаний, разрабатывающих Шах-Дениз) заявила о возможной отсрочке начала разработки второй стадии место рождения до 2016-2017 годов. Однако к нынешнему июню Тур ция помирилась с Азербайджаном. Страны подписали газовый договор, где, кроме прочего, пришли к согласию в вопросах це ны и объемов газа с месторождения Шах Дениз-II, который предполагается начать транспортировать с 2016-2018 гг. [78].

Конкретных договоренностей с SOCAR у Украины нет.

Проект поставки СПГ из порта в Кулеви – наиболее благопри ятный для нас по логистике, но он не основной. Сейчас мы ве дем переговоры и с другими поставщиками. Важно, чтобы они пришли с инвестициями. Такими поставщиками могут стать Катар (сейчас – крупнейший продавец СПГ), Алжир или Ливия, а также Египет.

Заявленный Грузией и Азербайджаном проект по строи тельству СПГ-завода вряд ли сможет покрыть потребности Ук раины. Сегодня проход танкеров со сжиженным газом от ос новных экспортеров возможен только через перегруженный Босфор. Было бы разумно диверсифицировать поставки СПГ, привлекая к проекту и азербайджанский, и североафриканский ресурсы. При этом желательно заручиться поддержкой Турции, чтобы обеспечить беспрепятственный проход газовозов по Босфорскому проливу. К слову, турецких инвесторов уже заин тересовал наш проект.

Эксперты говорят, что на рынке сейчас избыток СПГ, по этому ресурс достаточно легко приобрести. Сложнее найти ин вестиции для строительства терминала. Инвестора Украина ищет с 2003 года. В 2007-м Минтопэнерго предлагало этот проект британско-нидерландской Shell для поставки газа, добываемого компанией в Персидском заливе, но определенного ответа не по лучило. Заинтересованность в строительстве СПГ-терминала в Украине проявляли Япония, Южная Корея и Канада [83].

Аналитики считают, что строительство СПГ-мощностей в Украине будет выгодно и государству, и поставщикам, и потре бителям. Государство получит диверсификацию поставок газа, потребители – более дешевый газ. Для страны, даже учитывая льготную цену российского газа 230 долларов за тысячу кубо метров, сжиженный газ будет стоить столько же, а летом и де шевле. Текущие цены на сжиженный газ в порту отправителя находятся в пределах 130-237 долларов за тысячу кубов (в зави симости от поставщика и получателя). Зимой аналитики про гнозируют цену на уровне 170-313 долларов. Транспортировка стоит 10,6-55 долларов в зависимости от расстояния, регазифи кация – около десяти. В ближайшее десятилетие СПГ будет де шевле трубопроводного газа, в самые дорогие периоды – не бо лее чем на пять процентов дороже. Правда, в начале лета Катар заявил о снижении производства СПГ, чтобы сохранить цены на нынешнем уровне [65].

Украине было бы выгодно отдать часть внутреннего рынка газа частному инвестору, который вложит деньги в терминал. Логично было бы создавать нормальную конкурен цию, только не в виде дочерней компании Газпрома. Если бу дущий хозяин терминала будет иметь выход к конечному по требителю, проект окупится за пять-семь лет. Это хороший по казатель. Кроме того, заказами по производству судов можно загрузить украинские судостроительные и металлургические предприятия [101].

3.2. Перспективы перевозки СПГ по Черному морю Транспортировка морем СПГ всегда была только неболь шой частью всей индустрии природного газа, которая требует больших вложений в разработку газовых месторождений, заво дов по сжижению, грузовых терминалов и хранилищ. Как толь ко первые суда для перевозки СПГ были построены и показали себя достаточно надежно, то изменения в их конструкции и возникающие отсюда риски были нежелательны, как для поку пателей, так и для продавцов, которые были основными лицами консорциумов.

Судостроители и судовладельцы также не проявляли осо бой активности. Количество верфей, строящих суда для пере возки СПГ, невелико, хотя недавно Испания и Китай заявили о своих намерениях начать строительство.

Однако ситуация на рынке СПГ изменилась и продолжает изменяться очень быстро. Появилось много желающих попро бовать себя в этом бизнесе.

В начале 1950-х развитие техники сделало возможным морскую транспортировку СПГ на большие расстояния. Пер вым судном для перевозки СПГ был перестроенный сухогруз «Marlin Hitch» типа «либерти», постройки 1945 года, в котором свободно стояли алюминиевые танки с внешней теплоизоляци ей из бальсы. Оно было переименовано в «Methane Pioneer» и в 1959 году совершило свой первый рейс с 5000 м3 груза из США в Великобританию. Несмотря на то, что вода, проникшая в трюм, намочила бальсу, судно работало довольно долго, пока не стало использоваться как плавучее хранилище.

В 1969 году первое специально построенное судно для пе ревозки СПГ было произведено в Великобритании для рейсов из Алжира на Англию, называлось оно «Methane Princess». Оно имело алюминиевые танки, паровую турбину, в котлах которой можно было утилизировать выкипевший метан. Размеры судов с тех пор изменились незначительно. В первые 10 лет коммер ческой деятельности они увеличились с 27500 м3 до 125000 м3 и к сегодняшнему дню до 145000 м3. Дальнейший рост грузовме стимости до 216000 м3 намечается в наши дни. Первоначально сжигаемый газ обходился судовладельцам бесплатно, так как из-за отсутствия УПСГ его надо было выбрасывать в атмосфе ру, а покупатель был одной из сторон консорциума. Доставить как можно больше СПГ не было основной целью, как сегодня.

Современные контракты, включают стоимость сожженного га за, и это ложится на плечи покупателя. По этой причине ис пользование газа как топлива или его сжижение стали основ ными причинами новых идей в судостроении [здесь и далее 57].

В некоторых контрактах продавец выставляет цену СПГ как CIF (цена, страховка, фрахт), в других – как FOB (свободно на борту), покупатель платит за фрахт и поэтому заинтересован в его снижении, а значит в снижении объема его сжигания. Это, а также увеличение трампового рынка, приводит к конкуренции судов, а, следовательно, к их конструктивному улучшению.

Первые суда для СПГ имели грузовые танки типа Conch, но они не получили широкого распространения. Всего было по строено 6 судов с этой системой танков. Система базировалась на призматических самоподдерживающих танках, изготовлен ных из алюминия с изоляцией из бальсы, которая в дальнейшем была заменена полиуретановой пеной. При строительстве судов большого размера, до 165000 м3, грузовые танки хотели сделать из никелевой стали, но эти разработки так и не воплотились в жизнь, так как были предложены более дешевые проекты.

Первые мембранные танки были построены на двух судах в 1969 году по технологии Газ-Транспорт и Техник-Газ. Одно из ИНВАР стали толщиной 0,5 мм, а другое из рифленой не ржавеющей стали толщиной 1,2 мм. Они использовали перлит как изоляционный материал для ИНВАР стали и ПВХ-блоки для нержавеющей стали. Дальнейшее развитие изменило конст рукцию TG. Изоляцию заменили на бальсу и фанерные панели.

Отсутствовала и вторая мембрана из нержавеющей стали. Роль второго барьера играл триплекс из алюминиевой фольги, по крытой стеклом с обеих сторон для прочности.

В 1994 году GT и TG слились в одну компанию GTT и обе системы стали использоваться при постройке с одинаковым ус пехом. Это GT № 96 и TG Марк III. Идет работа и над новыми системами GT 2000 и CS-1 (комбинированная система).

Сферические танки системы MOSS были взяты с судов, перевозящих нефтяные газы, и очень быстро завоевали попу лярность.

Последние построенные суда с танками MOSS снабжены УПСГ, а также значительно улучшилось качество изоляции.

При общем количестве судов СПГ около 170, половина из них имеет танки системы MOSS. В Японии построили два метано воза с танками своей собственной системы SPB.

Мембранные танки GTT строятся только после спуска судна на воду, очень дорогие, время их постройки довольно длительное – около 1,5 лет.

Таблица 3.2. Основные мировые экспортеры и импортеры природного газа [10] Экспорт Млрд. м. куб. Импорт Млрд. м. куб.

% % Канада США 109,1 195 116,3 20, Россия Франция 126 225 41,6 7, Алжир Германия 57,7 10,3 78,8 14, Норвегия Италия 50,5 9 54,8 9, Нидерланды Япония 42,4 7,6 74,1 13, Ближний Центральная 36,6 6,5 45,5 8, Восток Европа Индонезия Остальные 32,8 5,9 148,6 26, Остальные 104,6 18, Недостаток сферического танка в том, что необходимо ох лаждать большую массу алюминия, так как они на порядок тя желее мембранных танков. MOSS предложил для избежания этого внутреннюю изоляцию из полиуретановой пены, но идея так и осталась на бумаге. До конца 1990-х конструкция MOSS была доминирующей в строительстве грузовых танков, но в по следние годы, в связи с изменением цен, почти две трети танков заказанных судов, – это GTT-конструкции, которые разделяют ся примерно поровну между GT и TG.

Основные задачи судостроения на сегодняшний день, – это увеличение грузовместимости при неизменных размерах корпуса, уменьшение стоимости изоляции, сокращение времени постройки судов.

Именно благодаря капризной географии мир разделился на две неравные части. К первой (гораздо менее численной) принадлежат страны, располагающие излишками природного газа, которые они поставляют на экспорт. К другой (более мно гочисленной) относятся государства, экономика которых испы тывает постоянный газовый голод – см. табл. 3.2.1 и рис. 3.2.1.

Рис. 3.2.1. Основные мировые экспортеры и импортеры природного газа Как очевидно из той же географии, зачастую между им портером и экспортером газа пролегают «дистанции огромного размера», преодолеть которые при помощи газопроводов – на земных ли, подводных ли – человечество долгое время не мог ло, а на ряде трансокеанских маршрутов не может и сегодня.

Оставалось привычно обратиться к помощи сравнительно недо рогого морского транспорта, попутно решая технологическую проблему – как сделать перевозку «голубого топлива» эконо мически эффективной и относительно безопасной.

Выход был найден в начале 1960-х годов, когда была пред ложена перевозка газа, сжиженного при низкой температуре на судах с призматическими алюминиевыми танками. Шли годы, на смену призматическим танкам пришли цилиндрические, затем – мембранные. Экономисты, газовщики, а вслед за ними судовла дельцы и судостроители привыкли к мысли о том, что именно LNG-танкеры являются наиболее приемлемым средством транс портировки газа по морю и лишь немногие специалисты задава лись вопросом: а что, если «голубое топливо» не сжижать, а пе ревозить в сжатом виде в специальных баллонах?

Естественно, что к началу XXI-го столетия ответом на этот вопрос особо заинтересовались в государствах-экспортерах газа, основные потребители которых отделены тысячекиломет ровыми морскими просторами – России и Норвегии. В частно сти, еще до того, как столь нашумевший в сентябре прошлого года проект прямого соединения России и Германии подводной газовой «трубой» (Северо-Западный газопровод) обрел свои се годняшние реальные черты, норвежская сторона предлагала российской обеспечить транспортировку адекватного объема природного газа (около 20 млрд. м куб в год) морем – причем именно в сжатом виде – на CNG-танкерах. И хотя, скорее всего, «газовую дружбу» России и Германии в ближайшие годы свя жет именно труба, проложенная по дну Балтийского моря, пре имущества использования CNG-газовозов по сравнению с при вычными LNG-танкерами по целому ряду параметров очевидны настолько, что при определенных обстоятельствах вполне могут оказаться решающими в выборе формы экспортных поставок.

Например, по оценкам специалистов АО «Морской центр экспертизы и сертификации» (Санкт-Петербург), при использо вании LNG-комплекса (предприятия по сжижению газа, порто вые терминалы, специализированные суда) расходы на соору жение и содержание объектов береговой инфраструктуры со ставляют свыше 60% общей суммы необходимых инвестиций, и лишь 40% средств приходится на развитие флота. Если строи тельство одного современного LNG-танкера обходится (в за висимости от размеров судна) от 130 до 200 млн. долларов, то сооружение одного завода по сжижению газа требует до миллиардов (!) долларов. В случае же использования комплекса по перевозке сжатого газа, львиная доля средств (до 85%) мо жет быть направлена на строительство CNG-танкеров, и только 15 – на развитие объектов береговой инфраструктуры, строи тельство которых, кстати, в каждом отдельном случае обойдет ся дешевле.

Что же касается другого важного параметра – уровня по терь при транспортировке «голубого топлива», то, по расчетам специалистов из Санкт-Петербурга, при его транспортировке по газопроводу они составляют от 2 до 8%, при перевозке LNG танкерами – от 8 до 10%, а вот при использовании комплекса сжатого газа – всего 2-5%, то есть CNG-перевозки не только сравнительно дешевы, но и более экономичны.

При этом российские эксперты обращают особое внима ние на то, что при транспортировке газа в сжатом виде отпадает необходимость в использовании быстроходных судов (разви вающих «на марше» до 18-20 узлов, необходимых LNG танкерам, дабы уменьшить «путевые» потери испаряющегося груза). Более надежно упакованный в баллоны, сжатый газ «по зволяет» перевозить себя на те же значительные расстояния со значительно меньшими скоростями – 12-15 узлов, что особенно важно, если доставка производится из районов арктических мо рей (где, согласно последним данным, и сосредоточены основ ные российские запасы углеводородов).

Итак, какими же должны быть суда, предназначенные для перевозки сжатого газа, для того, чтобы успешно конкуриро вать со своими более известными LNG-собратьями? Согласно данным АО «Морской центр экспертизы и сертификации», вме стимость одного предлагаемого CNG-танкера по газу при атмо сферном давлении составляет 20 млн. м3, притом, что в сжатом состоянии (при давлении в 250 атм.) объем груза, предназна ченного для транспортировки, будет всего 80 тысяч м3. Водо измещение газовозов составит 15-17 тыс. тонн при коэффици енте утилизации 0,7-0,75%. Основные измерения судна: длина – 260-290 м, ширина – 45 при осадке в 15 метров.

При скорости хода в 15 узлов CNG-танкер будет обладать дальностью плавания в 650 миль (почти два Черных моря с се вера на юг или один раз – с востока на запад) и автономностью в 10 суток. Мощность энергетической установки составит 20 266-21 783 кВт, при этом на рейс потребуется запас топлива в 158-170 тонн. Численность экипажа – 30 человек.

Теперь представим себе, что подобными судами нужно в течение года поставить в некую страну (расположенную в морских милях от порта отправления сжатого газа) 19, млрд. м3 «голубого топлива». Чтобы нагляднее представить се бе объемы газа, скрывающиеся за этой цифрой, отметим лишь, что практически столько же (18-21 млрд. м3) газа Украина в те чение года добывает самостоятельно, при этом еще 50-55 млрд.

м3 нашей стране приходится ежегодно импортировать.

Если взять за основу дальнейших расчетов разработку российских специалистов, то более чем треть всего газового экспорта Украины может быть доставлена пятнадцатью CNG танкерами, например, с восточного (Кавказского) побережья Черного моря. При этом время погрузки/разгрузки одного тан кера не превысит 12 часов (за счет того, что загрузка и выгрузка всех баллонов осуществляется одновременно как единая ем кость), а время ожидания разгрузки – четырех часов. Каждому из судов за год придется выполнить по 64 рейса.

Следовательно (теоретически), флот из 45 подобных CNG газовозов мог бы полностью решить проблему газового импор та Украины, не выходя за пределы Черного моря, при условии, конечно, что и суда, и соответствующая береговая инфраструк тура были бы своевременно построены.

Обратимся к расчетам АО «Морской центр экспертизы и сертификации»: для транспортировки 19,2 млрд. м3 природного газа (для обеспечения перевозок порядка 57 млрд. м3 стоимость морской составляющей должна быть увеличена в три раза) – табл. 3.2.2.

Таблица 3.2. Стоимость организации ежегодных поставок 19 млрд. млн. м3 природного газа в год на расстояние 650 морских миль (свыше 1 200 км) CNG-танкерами (по данным АО «Морской центр экспертизы и сертификации», г.Санкт Петербург, Россия) [10] Стоимость грузовых систем, тыс. долл. Стоимость судна без систем и баллонов, тыс. долл. Количество судов, шт. Стоимость судов, млн. долл. Стоимость завода по сжатию, млн. долл. Стоимость завода по декомпрессии, млн. долл. Общая стоимость морской транспортной системы, млн. долл. Для сравнения – стоимость прокладки «обычного», срав нительно дешевого наземного газопровода на аналогичное рас стояние обойдется, в среднем, на 300 млн. дороже – в 2 млрд.

407,6 млн. долларов.

В заключение остается только понадеяться, что CNG танкеры уже в обозримом будущем займут достойное место на мировом рынке морских газоперевозок, используя все прису щие им преимущества, а именно – простоту конструкции судов PNG и сравнительно недорогие конструкционные материалы, невысокую стоимость береговой инфраструктуры, повышенную безопасность и экологически чистую технологию с низкими по терями газа, а также возможность широкого ее применения для разработки оффшорных месторождений и высокую мобиль ность использования CNG-судов на разных маршрутах и при меняющихся объемах перевозки газа.

Трехсторонний проект Азербайджана, Грузии и Румынии предусматривает строительство газопровода из Азербайджана к Черному морю, на Черном море – строительство завода по сжижению газа и транспортировка сжиженного газа в Румы нию. В Румынии газ примет обычный вид и будет транспорти роваться в европейские страны. Бюджет проекта составляет ориентировочно от 4 до 6 млрд. евро.

Для строительства завода по сжижению газа рассматрива ется несколько мест. Газовый терминал может быть построен в Супса, в Поти или Кулеви. В рамках проекта идет активное со трудничество между Грузией, Азербайджаном и Румынией.

Также в проекте заинтересована Болгария, которая актив но ищет альтернативы российскому газу. Одной из альтернатив может стать поставка Азербайджаном сжиженного газа.

София уже несколько лет ведет переговоры с Баку по это му вопросу и заявляет о намерении покупать на первом этапе млрд. куб. м газа в год, с удвоением этих объемов в перспекти ве. Первоначально планировалось использовать для переправки газа с берегов Каспия действующий трубопровод Баку – Тбилиси – Эрзерум и далее коммуникации между Турцией и Болгарией. Однако трудные переговоры между Баку и Анкарой заставили искать новые маршруты. Таким образом, зародилась идея покупки газа в сжиженном состоянии, причем заинтересо ванность в этом проявила также Румыния.

Это – совершенно новая сфера для Азербайджана, для реализации проекта необходимы немалые инвестиции. Проект предполагает также дальнейшую перевозку газа из Румынии и Болгарии в Европу. Несмотря на сложности, Баку изучает во прос, склоняясь построить в завод в терминале Кулеви, что на черноморском побережье Грузии. Перспектива реализации это го проекта в ближайшем будущем маловероятна. Также стоит отметить, что Турцией и Болгарией уже подписан меморандум о модернизации газопровода между государствами, которая по зволит Софии получать газ из Турции, а также из Египта, Турк мении и Азербайджана: госкорпорация «Булгаргаз» и турецкая BOTAS оформили договор, по которому Болгария сможет по купать газ у Анкары, используя обновленный трубопровод.

Между тем недавно Греция и Болгария добились выделе ния Евросоюзом 45 млн. евро для объединения своих газо транспортных систем. Ветка газопровода пойдет из Болгарии на греческую территорию и будет присоединена к строящемуся газопроводу Турция – Греция – Италия (TGI). Новая ветка по может двум странам делиться друг с другом излишками газа и поддерживать друг друга в случае форс-мажорных обстоя тельств.

Эти последовавшие друг за другом события увеличивают шансы Азербайджана уже в ближайшие год-два экспортировать свой газ на первом этапе на Балканы.

Пока сложно говорить о реальных сроках воплощения этих проектов в жизнь, однако подписание меморандумов и со глашений между черноморскими странами дают возможность предположить, что вскоре Черное море будет выступать свя зующим звеном между Азербайджаном и Европой в области транспортировки газа.

3.3. Горючие сланцы и сланцевый газ:

плюсы и минусы Горючие сланцы – горные породы обычно светло коричневого или серого цвета, которые на 15-40% состоят из органического вещества – продуктов разложения водорослей и живых организмов. Если этого вещества более 40%, то горючий сланец уже называется сапропелитом, или сапропелевым углем.

Образовались сланцы в озрах и приморских лагунах (мелко водных заливах, отделнных от моря полосами песка). Нередко в них встречаются превращенные в уголь остатки высших рас тений. Среди минеральных частиц, которые составляют осталь ные 60-85% вещества горючих сланцев, чаще всего встречаются кальцит, доломит, кварц, полевые шпаты, пирит и глинистые минералы.

Что же происходит с органическим веществом, оказав шимся на дне моря, озера или лагуны? Здесь останки организ мов перерабатываются личинками насекомых, моллюсками и микроорганизмами. Образуется перегнивший ил – сапропель. В более глубоких слоях этого ила преобразование органического вещества отмерших растений и погибшим животных идт без доступа воздуха в результате деятельности анаэробных (т.е.

способных жить без кислорода) бактерий. Таким образом рож дается органическое вещество сланцев – кероген. При погруже нии сланцев на большие глубины, где действуют повышенные температуры и давления, кероген разлагается. Образуются раз личные углеводороды, которые при благоприятных условиях могут создавать месторождения нефти и газа.

При сильном увеличении можно увидеть, что сланцы состо ят из остатков разнообразных водорослей и моллюсков, скелетов рыб и животных, а также продуктов их полного разложения.

Первые месторождения сланцев образовались в далком докембрии, им более 1 млрд. лет. Они гораздо старше самого древнего угля, которому «только» 300-400 млн. лет. Примерно 40% всех сланцев образовалось в палеозойскую эру, около 30% – в мезозойскую, 25% – в кайнозойскую.

Залежи горючих сланцев обычно представляют собой пла сты толщиной в несколько метров. Но встречаются сланцевые залежи общей толщиной даже до 600 м (Грин-Ривер, США), представляющие собой частое переслаивание пластов горючих сланцев и различных осадочных пород. В некоторых бассейнах, например, Прибалтийском, присутствует только один 2-3 метровый пласт. Есть многопластовые месторождения – Фу шунь в Китае, Болтышское на Украине.

К основным характеристикам сланцев относятся влаж ность, содержание золы и серы, теплота сгорания и выход смо лы при нагревании без доступа воздуха до 500° С. Совокуп ность этих свойств позволяет оценить качества сланцев и опре делить основные направления их использования. Лучшие по ка честву сланцы – в Прибалтийском бассейне, а также в бассей не Сидней в Австралии [71].

В последнее время о сланцевом газе много говорят и пи шут. То, что в сланцевых пластах содержатся большие запасы природного газа, было известно уже давно, однако сейчас, по словам многочисленных энтузиастов, появились новые техно логии, позволяющие извлекать его без особых затрат. Ряд ана литиков дают просто фантастические прогнозы наращивания добычи сланцевого газа в США, Европе, Китае, что грозит ос тавить не у дел традиционных экспортеров, а цены на газ опустить до исторических минимумов. Тем не менее, опыт разработок сланцевых месторождений, ведущихся уже несколь ко лет, показывает, что ситуация с добычей сланцевого газа от нюдь не так проста, как хотелось бы восторженным коммента торам.

То, что в сланцах – пластах черных или бурых ископае мых осадочных пород с высоким содержанием органики – есть газ, было известно с начала XIX века. Более того, первая газо вая скважина в сланцевых пластах была пробурена в США еще в 1821 г. Однако промышленники быстро разочаровались в сланцах как источнике газа. Эта порода отличается плотностью и низкой пористостью, и газ залегает в небольших изолирован ных «карманах». Чтобы добыть его, требуется пробурить мно жество скважин, каждая из которых даст лишь очень неболь шой объем газа.

В 70-е годы ХХ века, во время обострения проблемы энер гетической безопасности в США, правительство, находясь в по иске возможных решений, вспомнило и о сланцах. Были прове дены разведочные работы, в ходе которых выявлены четыре ог ромные сланцевые структуры – Barnett, Haynesville, Fayetteville и Marcellus, простирающиеся на десятки тысяч квадратных кило метров и, по-видимому, содержащие гигантские запасы природ ного газа. Однако на тот момент эти резервы оказались недос тупными, а разработки соответствующих технологий добычи были прерваны после падения цен на нефть в 80-х.

Тем не менее, в 90-е годы ряд небольших компаний, круп нейшей и наиболее активной из которых стала Chesapeake Energy, решили вернуться к идее извлечения газа из сланцевых пластов. В то время потребление газа в США быстро увеличи валось вследствие массового строительства по всей стране эф фективных и экологически чистых парогазовых энергоблоков, цены на газ были весьма высоки, так что игра стоила свеч.

Исследователи предложили применить для добычи сланце вого газа две технологии, которые были разработаны еще деся тилетия назад, но на то время не имели широкого применения.

Одной из них было горизонтальное бурение, заключавшееся в том, что уже внутри пласта бур постепенно отклонялся от верти кали, пока это отклонение не достигало 90 градусов, а затем про должал движение уже параллельно земной поверхности.

Впервые эта технология была применена еще в 40-е годы, однако затем от нее отказались из-за дороговизны. Благодаря разработкам 90-х и применению новых материалов, в частно сти, для буровых труб, затраты удалось снизить: стоимость го ризонтальной скважины была выше, чем у традиционной вер тикальной, в среднем в 4 раза.

В газоносных сланцевых пластах в такие горизонтальные скважины закачивалась под давлением смесь песка, воды и спе циальных химикалий. Предполагалось, что гидроудар разрушит перегородки газовых карманов, что позволит собрать все запа сы газа вместе и обойтись без бурения множества малоценных вертикальных скважин.

В 2008 г. добыча природного газа в США внезапно увели чилась на 7,5% (или на 41,7 млрд. куб м), показав самые высо кие темпы роста за четверть века. Большую часть этой прибавки дал именно сланцевый газ. По оценкам компании Ziff Energy Group, объем его добычи составил в 2008 г. 51,7 млрд. куб м (около 8% от общенационального показателя), из которых око ло 70% пришлось на залежи Barnett [здесь и далее 76].

В конце прошлого года американский Potential Gas Committee объявил о радикальной переоценке резервов природ ного газа в США, одним махом увеличив их с 1300 трлн. куб футов (36,8 трлн. куб м) до 1836 трлн. куб футов (52,0 трлн.

куб м). Из них 616 трлн. куб футов пришлись на сланцевый газ.


Energy Information Administration (EIA) – управление, входящее в структуру Министерства энергетики США, пошло еще даль ше, оценив в начале 2009 г. доказанные запасы газа в стране (без учета Гавайских островов) в 2074 трлн. куб футов (58, трлн. куб м) [70].

Наиболее радикально оптимистичную точку зрения пред ставляет руководитель департамента нефтедобычи в Texas A&M University Стефен Холдич. По его мнению, с появлением новых технологий запасы газа, который технически можно извлечь из недр, нужно увеличить в 9 раз. В частности, для США новый показатель будет равен почти 1000 трлн. м3. Ана логичную операцию умножения следует провести и с резервами газа в других странах. Если так, то природного газа в мире ока зывается в несколько раз больше, чем угля, и на ближайшее ты сячелетие он будет поистине неисчерпаемым ресурсом.

Рис. 3.3.1. Месторождения сланцевого газа в США [69] При этом сланцевый газ оказался еще и дешевым.

Chesapeake Energy во всеуслышание объявила, что ее затраты на добычу составляют, в среднем, $3,50 за 1 тыс. куб футов – т.е. все го $99 за 1 тыс. м3. Это обещало настоящую революцию на газо вом рынке – сначала американском, а затем и мировом [43].

По некоторым прогнозам, добыча сланцевого газа в США к 2015 г. может возрасти до 180 млрд. куб м в год. А в 2020 г., согласно оценкам Ziff Energy, в Северной Америке будет добы ваться уже 900 млрд. куб м газа в год (в 2000 г. – 723,5 млрд.

куб м). Большая часть прироста будет обеспечена благодаря именно сланцевому газу [12].

Расширение собственной добычи, как предполагается, по зволит США минимизировать импорт природного газа, ограни чившись его закупками в Канаде. Имеющиеся в стране термина лы для приема импортного сжиженного газа (LNG) станут из лишними или будут использоваться спорадически для покрытия текущих потребностей во время сезонных максимумов.

Впрочем, сегодня в США разработаны проекты, преду сматривающие резкое расширение потребления природного га за за счет широкого использования новых запасов. В частности, предлагается полностью перевести на газ и возобновляемые ис точники энергетику, отказавшись не только от угля, но и от атомных станций. Более того, некоторые эксперты не исключа ют массового использования сжиженного газа вместо нефте продуктов в легковых и грузовых автомобилях, что даст воз можность кардинально сократить потребление нефти в США и резко уменьшить зависимость страны от импортных энергоно сителей.

Сегодня на мировом рынке газа наблюдается очевидное превышение предложения над спросом. Причиной этого стало, с одной стороны, снижение спроса со стороны западных стран вследствие тяжелейшего экономического кризиса, а с другой – появление на рынке избыточных объемов LNG от недавно вве денных в строй предприятий. Именно по этой причине рухнули спотовые цены на газ, упавшие летом этого года до $120 за тыс. м3, а европейские потребители требуют от «Газпрома» пе ресмотра принципов ценообразования на газ, чтобы исключить из ценовой формулы относительно дорогую на сегодняшний день нефть [25].

Появление в игре больших объемов сланцевого газа еще сильнее сдвинет баланс в сторону избытка предложения. По мнению Тома Дрисколла из Barclays Capital, теперь рынку по требуется не менее 20 лет, чтобы снова достичь равновесия.

Цены на газ будут постоянно низкими в течение многих лет, причем производители дешевого сланцевого газа будут полу чать прибыль даже в такой ситуации, а вот другим поставщикам придется туго. По расчетам некоторых российских аналитиков, разработка Штокмановского месторождения в Баренцевом море станет при падении цены до $200-250 за 1 тыс. м3 бессмыслен ной, а новых залежей на полуострове Ямал – нерентабельной. А ведь именно Штокман является основной ресурсной базой для Северного потока. Добыча сланцевого газа в Европе, которая может стартовать в ближайшие год-два, сделает весьма туман ными финансовые перспективы освоения Штокмана.

Впрочем, роль России как «газовой сверхдержавы» благо даря сланцевому газу упадет практически до нуля. Ее газ ста нет не просто слишком дорогим для европейских и других по тенциальных покупателей, которые смогут удовлетворять свои потребности за счет дешевого LNG, он будет просто не востребованным.

В 2009 г. «сланцевый бум» дошел и до Европы. Огромные запасы газосодержащих сланцев найдены в Нидерландах, Польше, Франции, Швеции, других европейских странах. Слан цевые проекты готовятся стартовать в Китае, Индии, Ар гентине, Австралии, других государствах.

Рис. 3.3.2. Исследуемые месторождения сланцевого газа в Европе В отрасль начинают приходить крупные нефтегазовые корпорации, которые ранее предпочитали следить со стороны за действиями Chesapeake Energy и ее коллег. В июне 2009 г.

британская BG внесла $1,3 млрд. в качестве 50-процентной до ли в совместное предприятие, которое будет заниматься добы чей сланцевого газа из залежи Haynesville в штатах Техас и Луизиана. Норвежская StatoilHydro создала СП с Chesapeake Energy, вложив в него $3,4 млрд. Инвестиции в американские предприятия по добыче сланцевого газа сделали и такие компа нии как британская BP и итальянская Eni. Американские Conoco Phillips и ExxonMobil, а также британско-нидерландская Shell приобрели лицензии на добычу сланцевого газа в Польше, Швеции и Германии.

Перспективы здесь, конечно, открываются просто колос сальные. Благодаря разработке сланцевых месторождений, Ев ропа, как ожидается, может радикально сократить свою зависи мость от импорта газа и свободно выбирать между его постав щиками.

Как и в Америке, перспективы появления на европейском рынке больших объемов собственного дешевого газа весьма сильно взволновали политиков. Для европейских государствен ных деятелей, крайне озабоченных проблемами борьбы с гло бальным потеплением и выбросами углекислого газа, это про сто подарок судьбы.

При сжигании природного газа в топках электростанций выходит вдвое меньше углекислого газа, чем при получении такого же количества энергии из угля. Природный газ содержит гораздо меньше примесей, а его добыча не требует отведения огромных массивов земли. Если сланцевого газа не было бы, его стоило бы придумать, ведь появление этого ресурса позволяет одновременно решить сразу несколько весьма животрепещу щих проблем.

Впрочем, на фоне энтузиастов можно услышать и голоса многочисленных скептиков, предупреждающих, что не стоит возлагать столь радужные надежды на сланцевый газ, кото рый может их и не оправдать. Весьма осторожно к этой теме относятся в «Газпроме», что, впрочем, понятно: именно россий ская компания может оказаться главным проигравшим в случае широкомасштабной «сланцевой» экспансии;

мало утешит и то, что большие резервы газоносных сланцев есть и в России. Од нако многие серьезные и уважаемые западные аналитики пы таются пробиться сквозь фанфары и пропагандистскую трес котню со своими критическими материалами.

Да, после того как скважина пробурена, она обходится сравнительно недорого, и операционные расходы, действитель но, могут составлять порядка $100 за 1 тыс. м3. Но ведь компа ния несет не только эти затраты. По данным А.Бермана, разрек ламированная технология горизонтального бурения приносит гораздо меньшие результаты, чем сообщается.

В конце 2008 г. на залежи Barnett было пробурено свыше 11.8 тыс скважин, каждая из которых обходилась более чем в $ млн. (с учетом затрат на приобретение лицензии, собственно бурение и поддержание работоспособности в течение всего срока действия). При этом оценочные извлекаемые запасы (Estimated ultimate recoverable, EUR) горизонтальных скважин составляли всего 0,81 млрд. куб футов (22.9 млн. куб м) – в три с лишним раза ниже, чем изначально планировалось [46].

Более того, продуктивность скважин с 2003 г. только па дала: если в начале работы Chesapeake Energy средний показа тель EUR составлял около 32,3 млн. м3 на скважину (в расчет брались и горизонтальные, и вертикальные), то к 2008 г. он сни зился до 16,7 млн. куб м.

Как показывают открытые данные о добыче газа на слан цевой залежи Barnett, продуктивность уже действующих сква жин падала гораздо быстрее, чем на традиционных месторож дениях. Средний «срок жизни» газовых скважин составляет в США 30-40 лет, но на Barnett около 15% скважин, пробуренных в 2003 г., уже через пять лет исчерпали свой ресурс.

В связи с этим, компаниям, занимающимся добычей слан цевого газа, необходимо непрерывно бурить новые скважины взамен выбывающих из строя, что значительно увеличивает се бестоимость добычи газа. Ряд экспертов (включая А.Бермана) оценивают истинные затраты на получение сланцевого газа в $7,50-10 за 1 тыс. куб футов ($212-283 за 1 тыс. куб м). При этом объем инвестиций на полное освоение запасов Barnett дос тигает астрономических величин: только на бурение скважин и их содержание (без сопутствующей инфраструктуры) понадо бится не менее $75 млрд. в ценах 2008 г.

О том, что сланцевый газ обходится гораздо дороже, чем заявляют добывающие компании, косвенно свидетельст вуют и их финансовые показатели. До падения в середине 2008 г. цены на природный газ в США порой превосходили на спотовом рынке $600 за 1 тыс. м3. Chesapeake Energy начала выходить на солидные объемы производства (миллиарды кубо метров в год) уже в 2005 г., но отнюдь не получала никаких сверхприбылей. Более того, по состоянию на начало 2009 г. у компании было свыше $14,4 млрд. долгов и очень скромные финансовые показатели за предыдущий отчетный период [58].

Сейчас производители сланцевого газа заявляют о том, что заключили форвардные контракты на продажу большей части добытого газа по ценам около $150-170 за 1 тыс. м3 и по этому не несут крупных убытков от резкого спада на рынке, од нако и сейчас эти компании, мягко говоря, не купаются в день гах. Вообще, по мнению некоторых комментаторов, нынешний ажиотаж вокруг сланцевого газа является результатом гра мотной пиар-кампании, за которой стоят Chesapeake Energy, Statoil и другие корпорации, уже вложившие в эти проекты не малые суммы и теперь нуждающиеся в притоке дополнитель ных средств.


Не все ладно и с экологическими аспектами. Добыча сланцевого газа требует использования больших объемов воды, которая смешивается с песком и химикалиями. Анализ, прове денный в американском штате Вайоминг, где находится одна из крупных залежей, показывает, что эти химические вещества способны проникать в подпочвенные воды. В частности, они были обнаружены в окрестных колодцах.

Наконец, эксперты обращают внимание на то, что это в Америке с ее просторами можно без особых проблем бурить десятки тысяч скважин на участках в тысячи квадратных кило метров. В густонаселенной Европе добывающие компании вряд ли смогут позволить себе подобную роскошь, что резко умень шает привлекательность проектов по добыче сланцевого газа.

Безусловно, сланцевый газ представляет собой весьма перспективный ресурс. Очевидно, его добыча в США будет расти, хотя и медленнее, чем считают оптимисты. Вероятно, к процессу присоединятся и другие страны.

Скорее всего, появление нового источника не приведет к обвалу мировых цен на газ, но и такими высокими, как в 2007 г.

и первой половине 2008 г., они, по-видимому, не будут еще очень долго. При этом надо учитывать, что расширение пред ложения относительно недорогого газа будет способствовать и росту его потребления, так что со временем рыночный баланс должен восстановиться.

Россия, очевидно, сохранит свой статус крупнейшего экс портера газа в мире, а в отдаленной перспективе, возможно, да же сумеет нарастить поставки в Европу, однако прежние сверх прибыли «Газпром» в обозримом будущем не увидит, а его до ля в европейском потреблении заметно снизится по сравнению с серединой текущего десятилетия.

Между тем, итоги работы газодобывающей отрасли в США за 2009 год свидетельствуют о кардинальных изменениях на мировом рынке топлива. Рост добычи сланцевого газа по зволил Соединенным Штатам отказаться от импорта сжи женного газа и обойти Россию по валовой добыче.

Украина располагает ресурсами углеводородов из сланце вых месторождений, но наши технологические и финансовые трудности не дадут добраться до сланцевого газа ранее, чем лет через семь. А вот воспользоваться новой ситуацией Киев, при желании, может значительно раньше.

Принципиальный вопрос, что называть сланцевым газом.

Под этим понятием в разных странах подразумевают не только газ, связанный с органическими сланцами, но и метан угольных пластов, газовые шапки метана и газ центральнобассейнового типа. Когда производилась оценка запасов в Донбассе – терри тории в 60 тыс. кв. км, – то украинские оценки и оценки экспер тов из США сильно отличались. Если, по нашим данным, там объем в 11,3 трлн. кубометров, то в США считают – 25,6 трлн.

кубометров газа метаноугольных пластов. Для сравнения: запа сы такого газа в США составляют 11,7 трлн. кубометров. А ес ли добавить к этому Центральный бассейн, где, по оценкам, трлн., Волынь и часть Подолья – более 3 трлн. и газ сланцевых песков – еще не менее 8 трлн. кубометров. Вместе с шахтным газом всего получается не менее 30 трлн. кубометров. Но эта цифра после подробного изучения может увеличиться вдвое [8].

Инвестируют в новую отрасль британская BP и итальян ская Eni (партнер «Газпрома» по Южному потоку, кстати).

Специалисты европейских компаний работают в США, и в ближайшем будущем будут использовать приобретенный за океаном опыт для разработки месторождений в ЕС. Сами аме риканские нефтегазовые гиганты также интересуются сланце выми залежами на территории Польши, Швеции и Германии.

Разведочное бурение уже ведется в Германии и Венгрии, в Польше активнее других ведет себя ConocoPhilips – ее работы пока на этапе сейсморазведки.

Украинским сланцевым потенциалом интересуются фран цузская Total совместно с польскими партнерами из Юрогас Польска» – пока на уровне переговоров и планов. В нашей стране есть значительные залежи сланцев, но вот назвать, хотя бы приблизительно, объем промышленных запасов сланцевого газа эксперты не решаются. Директор энергетических программ Центра им.Разумкова Владимир Сапрыкин уверен, что точных цифр сегодня нет ни у кого. «Исследования велись еще в СССР.

При тогдашней цене природного газа о добыче сланцевого речь не шла» [79].

Есть и еще один эффект резкого роста добычи сланцевого газа: в США и на мировом рынке возник излишек сжиженного природного газа (СПГ), который поставляется танкерами по морю. Он является реальной альтернативой российскому тру бопроводному сырью. Избыток СПГ ставит под сомнение не только европейский проект Набукко, но и российский Южный поток.

Время сейчас работает на Украину. Финансовые риски Северного и Южного потоков сохранят интерес к украинской газотранспортной системе и у российских поставщиков, и у ев ропейских потребителей. Падение спроса на российский газ в Европе вследствие сланцевых и сжиженных альтернатив неиз бежно. Уже сейчас тональность Москвы на переговорах с евро пейскими покупателями российского газа изменилась – «Газ пром» вынужден прислушиваться к требованиям европейских партнеров. Они уже добились права покупать 10-15% объемов по ценам спотового рынка, которые в 1,5 раза ниже цены долго срочных контрактов [2].

Одно из самых значительных последствий сланцевой ре волюции – ликвидация формульной привязки цены природного газа к стоимости нефтепродуктов на мировом рынке. В США это уже произошло, Европа – на очереди. Сейчас в ЕС (а с года, по газовому контракту Тимошенко – Путина, и в Украине) действует привязка цены газа к цене нефтепродуктов, потреб ляемых в Европе, с временным лагом в 9 месяцев. Нынешние многочисленные заявления высших должностных лиц в Киеве о титанических усилиях по снижению цены российского газа вы глядят бессмысленными: в это же время европейские компании договариваются с «Газпромом» об изменении принципов отно шений покупателей и продавцов на рынке газа. Да, в Украине нет терминалов, позволяющих принимать сжиженный газ из Катара. У нас пока не добыто ни одного кубометра сланцевого газа, который мог бы стать альтернативой российскому. (По мнению бывшего специального уполномоченного президента Украины по энергетическим вопросам Богдана Соколовского, Украина сможет начать такую добычу не раньше чем через 5- лет). Однако на мировом рынке происходят тектонические сдвиги – трубопроводные поставки газа уже не могут служить инструментом политического и экономического шантажа. Эра диктата поставщиков энергоресурсов в Европе на наших глазах уходит в небытие.

Пока украинские чиновники вместо того, чтобы присое диниться к «европейскому фронту» потребителей газа, выказы вают всяческую готовность в обмен на снижение цены пустить Москву к стратегическим отраслям и объектам – газовым хра нилищам, атомной энергетике, гидрогенерации. Есть основания предполагать, что нынешняя правительственная команда не бу дет спешить с освоением отечественных месторождений слан цевого газа. Железный аргумент всегда под рукой – защита ок ружающей среды. Ведь добыча газа из сланцевых месторожде ний требует отведения под промыслы значительных площадей, а кроме того – закачки в недра химических растворов.

3.4. Газ-метан угольных месторождений как альтернатива добычи природного газа Наличие метана в угольных пластах было известно с неза памятных времен, и этот горючий газ всегда был главным вра гом шахтеров. Ежегодно приходят сообщения о взрывах метана в шахтах, уносящих человеческие жизни. Для уменьшения этих опасностей на угольные пласты бурят скважины, откачивают метан, а иногда используют его для отопления своих объектов.

Долгое время низкие дебиты метана из угольных скважин не позволяли добывать газ целенаправленно, компримировать и подавать на газоснабжение. Ситуация изменилась в последние 10 лет с развитием (и некоторым удешевлением) горизонталь ного бурения и многоступенчатого гидроразрыва пластов (ГРП). Такие скважины создают в пласте систему преимущест венно вертикальных трещин, их заполняют песком или другим сыпучим материалом, что приводит к многократному росту продуктивности.

Не все угли пригодны для добычи метана. В бурых углях его содержится мало, в антрацитах – много, но зато их прони цаемость ничтожно мала. Поскольку средняя газонасыщенность углей составляет 30-40 м3/т, а мировые запасы угля насчиты вают 826 млрд. т, то суммарные геологические запасы уголь ного метана можно в первом приближении оценить в 32 трлн.

м3. Разумеется, есть еще угли, залегающие на больших глуби нах, есть пласты малой мощности, из которых добывать уголь экономически невыгодно, и они в состав запасов не включают ся. Но и эффективность добычи метана из таких пластов пока не доказана, ибо продуктивность скважин в них будет сущест венно ниже. Вот почему нам не совсем понятна часто упоми наемая оценка мировых ресурсов угольного метана в размере 260 трлн. м3, что в 1,4 раза превышает мировые доказанные за пасы природного газа (185 трлн. м3) [93].

Однако добыча угольного метана быстро растет. В США, которые располагают крупнейшими в мире запасами угля ( млрд. т), за последние 15 лет она выросла в 12 раз, с 5 до млрд. м3. К 2030 году планируется увеличить ее до 350 млрд.

м3, но даже и в этом случае она составит менее половины всего потребляемого в стране газа. А нынешняя доля угольного мета на в общемировой добыче газа пока не превышает 3 %.

Самым сложным вопросом является экономически оправ данный коэффициент извлечения угольного газа. Он зависит от степени трещиноватости и проницаемости пласта, удаления района добычи от основных потребителей, системы налогооб ложения и многих других факторов. Практически ни на одном из угольно-метановых месторождений он еще не достигнут. Но если принять его на уровне 60%, то мы имеем шансы в бли жайшие 20 лет получить в мировом масштабе прирост в трлн. м3, что составляет 11% мировых запасов газа и является неплохим подспорьем [90].

Высокая теплотворная способность позволяет использо вать шахтный газ для отопления жилых помещений, для про изводства электроэнергии и как топливо для автотранспорта.

Как показывает мировой опыт, экономически эффективно ис пользовать угольный и шахтный метан в качестве топлива на теплоэлектростанциях совместно с углем. Безусловно, положи тельным следствием станет и уменьшение при этом загрязне ния атмосферы.

Чтобы успешно реализовать проекты по угольному мета ну, необходимо не просто собирать его и сжигать, но и исполь зовать для получения тепловой и электрической энергии. По расчетам специалистов, наиболее перспективным направлени ем является использование когенерационных установок на ос нове газопоршневых двигателей. Это новая технология для комбинированного производства электроэнергии и тепла на ос нове автономных двигателей и системы рекуперации тепла, в которой энергия охлаждающей воды и отработанных газов ис пользуется для нужд теплоснабжения потребителей. Если шах ты сумеют обеспечить себя теплом и электричеством, то себе стоимость добычи угля сократится до 30% (в зависимости от доли затрат на электричество в себестоимости). Так, на шахте «Ментон» (Великобритания) генераторная установка, работаю щая на метане, полностью обеспечивает потребности шахты в электроэнергии. В Германии на начало 2006 г. только в Рурском угольном бассейне работали более 130 контейнерных ТЭС на шахтном газе с установленной мощностью более 200 МВт элек троэнергии.

Широкому применению угольного метана для выработки электроэнергии и тепла способствует и появление на мировом рынке нового типа двигателей – двигателей Стирлинга. Ранее угольный метан использовался в карбюраторных и дизельных двигателях внутреннего сгорания (ДВС). Однако для этих типов двигателей требовалась существенная очистка угольного мета на, поддержание постоянного процентного соотношения ком понентов газа, проведение частых регламентных работ и уста новка дополнительных фильтров для удовлетворения требова ний экологических норм.

Двигатель Стирлинга относится к классу двигателей с внешним подводом теплоты (ДВПТ). В связи с этим, по сравне нию с ДВС, в двигателях Стирлинга процесс горения осуществ ляется вне рабочих цилиндров. Поэтому двигатели Стирлинга идеально соответствуют технологии использования добычи угольного метана. Применение энергетических модулей с дви гателями Стирлинга позволяет использовать напрямую как угольный метан из скважины, так и каптируемый шахтный газ.

Опыт использования двигателей Стирлинга на угольном метане в Китае позволил на порядок сократить выбросы окси дов азота без какой-либо дополнительной обработки выхлоп ных газов и свести к минимуму расходы на сопровождение ге нерирующего оборудования. Стирлинг-генераторы очень эф фективны с точки зрения преобразования химической энергии топлива в полезную электрическую энергию, в том числе и на очень низкокалорийных топливах. Современные двигатели Стирлинга достигают электрического КПД более 40%, а в коге нерационном цикле с утилизацией тепла выхлопных газов сум марный КПД составляет более 90%.

Поскольку содержание метана в шахтном газе может со ставлять до 98%, этот газ может быть использован в качестве моторного топлива для автотранспортных средств.

Однако угольный метан, как и другие газовые топлива, имеет низкую объемную концентрацию энергии. При нормаль ных условиях теплота сгорания 1 л угольного метана составляет 33-36 КДж, в то время как теплота сгорания 1 л бензина состав ляет 31400 кДж, т. е. в 1000 раз больше, чем у угольного мета на. Поэтому угольный метан может применяться в двигателях автомобилей как моторное топливо либо в компримированном (сжатом), либо в криогенном (сжиженном) состоянии.

О практике применения сжатого (до 20 МПа) угольного метана в качестве моторного топлива для автомобилей известно достаточно давно. По оценкам зарубежных специалистов, уже в 1990 г. в США, Италии, Германии и Великобритании на уголь ном метане работали свыше 90 тыс. автомобилей. В Великобри тании, например, он широко используется в качестве моторного топлива для рейсовых автобусов угольных регионов страны.

Анализ результатов исследований токсичности газобал лонных автомобилей, проведенных за рубежом, показывает, что при замене бензина на угольный метан выброс токсических со ставляющих (г/км) в окружающую атмосферу снизился: по ок сиду углерода в 5-10 раз, углеводородам – в 3 раза, окислам азота – в 1,5-2,5 раза, ПАУ – в 10 раз, дымности – в 8-10 раз, в зависимости от типа автомобиля [66].

Еще более перспективной технологией является использо вание сжиженного угольного метана. Сжижение уменьшает объем газа, занимаемый в обычных условиях, почти в 600 раз, что позволяет, по сравнению со сжатием газа, значительно сни зить массу и объем системы хранения угольного метана на ав томобиле.

Одним из перспективных направлений является использо вание угольного метана в химической промышленности. Из не го можно производить сажу, водород, аммиак, метанол, ацети лен, азотную кислоту, формалин и различные производные – основу для производства пластмасс и искусственного волокна.

Так, в Китае работает крупный сажевый завод, потребляющий 150 тыс. куб. м/сут. угольного газа, дающий более 10 т сажи. В Японии из угольного метана получают аммиак, а из него – кар бамид. С каждым годом области утилизации угольного метана расширяются, разрабатываются новые эффективные способы его переработки и использования.

Дебаты о перспективности промышленного использова ния шахтного газа велись еще в советские времена, но дармовая стоимость традиционных топливных ресурсов не оставляла шансов этому затратному делу. Вместе с тем уже в 1990-х го дах в Донбассе всерьез нацелились на развитие метанового бизнеса. К примеру, корпорация Индустриальный союз Дон басса, создав в структуре своего бизнеса метановое направле ние, пыталась адаптировать на донецкой земле американский опыт. Но то ли наши горно-геологические условия подкачали, то ли суммы капвложений требовались более значительные, но дело, несмотря на громкие заявления первых лиц корпорации, особо не продвинулось.

На территории Донецкой области работает 95 предпри ятий по добыче угля, из которых систему дегазации имеют 28, используют шахтный метан 11. В 2009 году на предприятиях области каптировано метана 177 млн. кубометров, утилизиро вано – 103 млн. кубометров.

Кстати, большая часть этих шахт – частные. А в отноше нии государственных сегодня есть соглашение между прави тельством, угольщиками и Донецкой облгосадминистрацией, куда включено тринадцать госпредприятий, где системы дега зации будут модернизированы за счет бюджетных средств.

Газ метан утилизируется на котельных шахты им. Засядь ко, шахты Красноармейская – Западная №1, Бажанова, Хо лодная балка, им. Кирова, Коммунарская, Щегловская Глу бокая. Обогрев стволов производится на шахте Щегловская, в шахтоуправлении Донбасс и Чайкино госпредприятия Макеевуголь, выполняются работы на шахтах Комсомолец Донбасса и Красноармейская – Западная Шахта им. Засядько первой из украинских предприятий в рамках Киотского протокола осуществила продажу своих квот на выбросы парниковых газов, полученных в результате реализации проекта совместного осуществления (Joint Implementation).

Недавно шахта запустила канадскую буровую установку и приступила к бурению скважины до глубины 3250 метров. Для этого применяются новые технологии бурения с использовани ем специального инструмента американской фирмы Halliburton.

Цель – определить газоносные горизонты на глубине до метров, а также пути возможной миграции газа из более глубо ких горизонтов.

При помощи агентств, финансируемых правительством США, в области в 2010 году подготовлено технико экономическое обоснование на разработку месторождений шахтного газа. Местная власть уверена, что теперь инвесторы начнут выстраиваться в очередь, чтобы вложить деньги в мета новый бизнес. Сегодня, когда есть технологии, есть опыт, ин весторы найдутся, сегодня сужается рынок, куда можно вло жить инвестиции, поэтому деньги придут, – говорит замести тель губернатора Донецкой области Александр Хохотва.

Действительно, не только местный, но и зарубежный биз нес не прочь заработать на метановых проектах. Кроме этого, частный капитал смущает законодательная неурегулирован ность земельных отношений. Я думаю, что препятствия для промышленного использования метана в Украине точно такие же, как и в других странах, и в США. Законодательные, юриди ческие, например, кто является собственником, кто является владельцем прав на добычу. Есть также технические барьеры, например, недостаток информации по проектам по разработке метана. Также есть финансовые препятствия. Я думаю, введе ние зеленого тарифа – мощный толчок, чтобы в Украине это развивалось, – сказала представитель Агентства по охране ок ружающей среды США Фелиция Руис.

Несмотря на весь ажиотаж, доходность метанового бизнеса оценить невозможно, поскольку подсчет нужно вести в каждом конкретном случае, учитывая все нюансы того или иного проек та. Но в любом случае, уверяют эксперты, при цене природного газа 300 долларов эти затраты окупятся. А если учитывать еще и экологическую составляющую проектов по использованию ме тана, их целесообразность вне всяких сомнений [41].



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.