Экономичный способ освоения газоконденсатного месторождения «Штокмановское»

1

«Уверенность без доказательств никогда не бывает полной.Морис Дрюон 

Творческий союз изобретателей Санкт-Петербурга. Экономическая эффективность (жизнеспособность) проекта.

«Освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения (ШГКМ) посредством подводноподледных мобильных заводов сжиженного природного газа (СПГ) и метановозов»

Член творческого союза изобретателей (ТСИ) Санкт-Петербурга, акционер ОАО «Газпром». Валентин Алексеевич Абрамов, координатор инноваций Марина Валентиновна Абрамова

В статье рассматривается экономичный способ освоения газоконденсатного месторождения «Штокмановское» (ШГКМ) посредством заводов сжижения природного газа (СПГ) преимущественно подводного базирования, расположенных вблизи морской добывающей платформы, и создаваемых на базе криогенно-газовых машин (КГМ) Стирлинга и метановозов для вывоза СПГ на мировые рынки; отмечаются возможности запуска ШГКМ меньшим начальным стартовым капиталом, очередями, возможности отказа от услуг транзитеров ПГ в Европу, возможности исключения его хищения и шантажа странами-транзитерами, а также целесообразность использования при освоении ШГКМ возобновляемых источников энергии в виде холода морской воды и морских течений для получения электроэнергии.

Ключевые слова: заводы СПГ, КГМ Стирлинга, возобновляемые источники энергии

DEVELOPMENT OF THE SHTOKMANOVSKOYE CONDENSED GAS DEPOSIT (SCGD) REALIZED BY SUBSEA AND SUB-ICE NLG PLANTS AND NLG TANKERS

The article considers the economical way of the Shtokmanovskoye Condensed Gas Deposit Development (SCGD) realized by NLG plants. Based mainly underwater and situated near the sea extracting platform and created with help of using Stirling Cryogenic Gas Machines (SGM) and NLG tankers for transportation to world markets. The author marks the possibilities of SCGD launching with a less startup initial capital. In parts: the renounce of transit countries services to deliver NLG to Europe; the theft elimination and blackmail of transit countries, and also the reasonability to use the renewable sources of energy in the form of sea-water cold and sea currents while SCGD for receiving the electoral power.

Key word: NLG plants, Stirling, SGM, Renewable sources of energy.

Об условиях расчета и ограничениях производства СПГ на ШГКМ

Предлагаются к обсуждению разноэффективные проекты – предложения, решающие разными средствами одну и ту же задачу – поставки природного газа в Западную Европу, эффективность которых неодинакова.

Технико-экономический эффект изобретения – отражение конкретных результатов, полученных при использовании патентов РФ расчетным путем и степень готовности проекта с использованием обобщенных цифровых данных.

Необходимая законность расчета жизнеспособности обсуждаемого проекта «Разработка ШГКМ [1] посредством подводноподледных заводов сжиженного природного газа (СПГ) и метановозов» отвечает требованиям «Условий проведения расчетов экономического эффекта». Прахов Б.Г. Изобретательство и патентоведение. Словарь-справочник. «Вища школа», 1987.

Такими патентами являются в проекте патент РФ №2180305 «Комплекс Абрамова для промысловой разработки месторождений природного газа», патентообладатели Абрамов В.А., Абрамова М.В., [3,5]

Патент РФ №2219091 «Комплекс промысловой разработки месторождений природного газа Абрамова В.А», патентообладатели Абрамов В.А., Абрамова М.В.;

Патент РФ №2224193 «Комплекс Абрамова для сжижения газов», патентообладатель Абрамов В.А..

Экономический эффект рассчитать точно не представляется возможным вследствие отсутствия статистически обоснованных исходных и сравнительных данных.

Кроме того информация профилирующими организациями предоставляется только при условии заключения соглашения о конфиденциальности, которое может быть оформлено после проверки юридического лица службой безопасности предприятия.

Подготовить требования к тендерным документам без наличия контрольных цифр по земле, экспортным поставкам СПГ в Европу, утвержденных правительством РФ, для физических лиц — авторов патентов не представляется возможным, а многолетнее отсутствие источников финансирования, даже при наличии интеллектуальных ресурсов и опыта, руководители предприятий вынуждены необходимые разработки по проекту не планировать десятки лет. Например, высокоширотное расположение ШГКМ в Арктике, 73о30’СШ, сопряжено с 30% дефицитом кислорода в атмосфере, требует восстановления норм атмосферного воздуха для жизнедеятельности персонала завода и работы газовых двигателей приводов криогенногазовых машин Стирлинга в замкнутом пространстве. Такие работы не прорабатываются.

К ограничительным мерам развития ШГКМ относится и кредо ОАО «Газпром» — кредо устойчивого развития: «Газ не будет добыт, пока он не продан». Такую позицию ОАО «Газпром» занимает не только в связи с доказанными запасами месторождения (есть что продавать), но и прогнозам развития конъюнктуры ПГ и СПГ на мировых рынках [4], [8], с тем, чтобы не обрушить цены на них.

Ограничивающим фактором развития ШГКМ является его инженерная масштабность и технологическая непроработанность, криогенная отсталость стирлингостроения по сжижению природного газа, отсутствие проработки различных вариантов реализации энергообеспечения оборудования на подледноподводном заводе СПГ необходимых производств и создание флота метановозов в России [2].

Материал статьи предоставлен и оформлен в виде таблицы, как наиболее наглядной формы для понимания читателями. Таблица не требует комментариев и разъяснений, показывает возможную интенсивность затрат страной и напряженность работы по реализации ШГКМ на базе еще не созданной страной техники по отношению к другим экспортным проектам природного газа за время их существования и весь жизненный цикл природного газа: добыча, подготовка к транспорту и транспорт ПГ и СПГ, возможную регазификацию СПГ и ввод ПГ в газовую сеть европейских стран потребителям в обратном направлении с Запада на Восток.

Таблица статей расходов экспортных газовых проектов и расчет их жизнеспособности за предполагаемый срок функционирования 45 лет, в течение которого расходы по статьям в проектах затрачиваются кратно срокам службы оборудования.

Наименование экспортных газовых проектов России

NN

п/п

Содержание статей в проектах

Ямал-Европа

Сила Сибири -Китай, контракт

[7]

ШГКМ

1

Протяженность газопровода, км

2014 г.

2015 г.

2014 г.

2015 г.

5000

3200

2

Объем экспортных поставок ПГ по газопроводу или морским путем, в млрд.м3/год (для ШГКМ в миллионах тонн СПГ)

167

207,5

120 млн. тонн СПГ/год

155 млн. тонн СПГ/
год

3

Продолжительность функционирования проекта, лет

45

40

45

4

Количество ниток в газопроводе по отношению к проекту «Сила Сибири»

4,3

5,4

1

5

Коэффициент увеличения стоимости проекта по сроку службы

45/

40

45/

40

1

45/

40

45/

40

6

Коэффициент увеличения стоимости проекта Ямал-Европа относительности проекта Сила Сибири по протяженности газопровода

5000/

3200

5000/

3200

1

7

Коэффициент увеличения стоимости проекта Ямал-Европа по количеству замен оборудования

2

2

1

2

2

8

Стоимость топлива, расходуемого 500 шт. газовыми двигателями ГТД-10 РМ (Э) мощностью 10 МВт, расходом 2Т/час за 45 лет эксплуатации для приводов КГМ Стирлинга производительностью 10 Т СПГ/час по себестоимости $80/1000м3 на месторождении ШГКМ, в млрд. долларов.

40

9

Тоже по п.8 расходуемого 645 шт. газовыми двигателями

51

10

Стоимость газовых 500 шт. двигателей ГТД-10 РМ (Э), 10 МВт, ОАО «НПО» Сатурн», в млрд. долларов

1

11

Стоимость газовых двигателей 645 шт., ГТД-10 РМ (Э), 10 МВт, ОАО «НПО «Сатурн», в млрд. долларов

1,3

12

Тоже п.10 или 11 при четырехкратной замене в течение 45 лет эксплуатации заводов СПГ, в млрд. долларов

4

5,2

13

Тоже по п.10 касательно 500 шт. КГМ Стирлинга ОАО «МЗ «Арсенал» 10 ТСПГ/час

4

14

Тоже по п.13 при четырехкратной замене КГМ Стирлинга в течение 45-летней эксплуатации заводов СПГ

16

15

Тоже по п.13 645 шт. КГМ Стирлинга ОАО «МЗ «Арсенал» производительностью 10 ТСПГ/час

5,2

16

Тоже по п.15 при четырехкратной замене 645 шт. КГМ Стирлинга ОАО «МЗ «Арсенал» производительностью 10 ТСПГ/час

20,8

17

Тоже по п.10 совместно с п.13 и стоимостью охладителей природного газа морской водой минус 2оС, трехпоточных вихревых труб, детандеров и др. технологического оборудования охлаждения и сжижения природного газа, в млрд. долларах

5

18

Тоже по п.11 совместно с п.15 и стоимостью охладителей природного газа морской водой минус 2оС, трехпоточных вихревых труб, детандеров и др. технологического оборудования охлаждения и сжижения природного газа, в млрд. долларах

6,5

19

Суммарная стоимость по п.17 с учетом четырехкратной замены включаемого оборудования при его эксплуатации в течение 45 лет, в млрд. долларов

20

20

Тоже по п.11 и п.16 с учетом четырехкратной замены в течение 45 лет эксплуатации подледноподводного завода СПГ и включенного оборудования: охладителей природного газа морской водой минус 2оС, трехпоточных вихревых труб, детандеров и др. технологического оборудования охлаждения и сжижения природного газа, в млрд. долларах

26

21

Стоимость 4 шт. подледноподводных заводов СПГ, в млрд. долларов

6

22

Стоимость 5 шт. подледноподводных заводов СПГ, в млрд. долларов

7,2

23

Стоимость 40 метановозов вместимостью 200 тыс. м3СПГ по цене $200 млн. за шт., сроком службы 45 лет и вывозом 120 млн. тонн СПГ/год

8

24

Стоимость 50 метановозов вместимостью 200 тыс. м3СПГ по цене $200 млн. за шт., сроком службы 45 лет и вывозом 155 млн. тонн СПГ/год

10

25

Стоимость топлива ПГ или СПГ, расходуемого двигателями 40 метановозов вместимостью 200 тыс. м3СПГ с расходом 2Т/час за 45 лет эксплуатации, в млрд. долларов

7,2

26

Тоже по п.25 – стоимость топлива, расходуемого двигателями 50 метановозов вместимостью 200 тыс. м3СПГ за 45 лет эксплуатации, в млрд. долларов

9

27

Стоимость терминалов регазификационной мощности 167 млрд. м3ПГ/год в течение 45 лет и сроком службы терминалов 20 лет, в млрд. долларов

25

28

Стоимость терминалов регазификационной мощности 207,5 млрд. м3ПГ/год в течение 45 лет и сроком службы терминалов 20 лет, в млрд. долларов

31

29

Стоимость 10 морских добывающих платформ производительностью 17…22 млрд. м3ПГ/год и сроком службы 45 лет, в млрд. долларов

20

20

30

Стоимость добычи ПГ объемом 167 млрд.м3/год по цене (себестоимости) $80/1000м3 за 45 лет, в млрд. долларов

585

31

Стоимость добычи ПГ объемом 207,5 млрд.м3/год по цене (себестоимости) $80/1000м3 за 45 лет, в млрд. долларов

725

32

Стоимость аренды земли (промышленности, лесной, сельскохозяйственной и др.) на 45 лет под газопровод из 5,4 ниток, шириной полосы 45 м протяжённостью 3500 км  в пределах евростран (БР, Украины, Польши, Словакии, Австрии, Германии) по цене превышающей среднюю цену $500/ м2 по Ямало-Ненецкому автономному округу (ЯНАО) на $1000.

1,7

тыс.

1,7

тыс.

 

 

 

33

Итого за 45 лет, в млрд. долларов

~4,3 тыс.

~4,3 тыс.

~731

~905

34

Экономическая эффективность проекта ШГКМ по сравнению с проектом «Ямал-Европа» по затратам

в 4,8 раза

в 4,8 раза

Вывод

В связи с необязательностью присутствия в расчете статей 27 и 28 проекта «Разработка ШГКМ посредством подледноподводных мобильных заводов СПГ и метановозов» экономический эффект по затратам за 45 лет их эксплуатации в объемах экспорта природного газа в 2014 – 2015 годах составляет 500%. Задача проекта – получение наибольшей прибыли с наименьшими затратами и потерями для собственника месторождения.

При этом в затраты по проекту «Сила Сибири» включены расходы, оцениваемые по транспортному тарифу $6 за 1000 м3  ПГ на 100 км [7] на аренду земли (лесной фонд, земли промышленности за 20 лет) по цене $500/ м2  в ЯНАО в течение 45 лет; стоимость труб диаметром 1420×21,7 марки стали К65 с внутренней и наружной изоляциями на основе полиуретановых покрытий производства, например, ООО «Копейский завод изоляции труб (КЗИТ)», сроком службы труб 20 лет, по цене 90 тыс. руб./тонна, на 15 июля 2014 г.; создание и обслуживание постов линейных обходчиков (ПЛО) с производственными участками на газопроводе; создание дожимающих компрессорных станций (ДКС) 32 шт.; оплата труда персоналам ПЛО и ДКС; потери на перекачку ПГ 8% [6] по трассе за 30 лет транспортируемого ПГ, хищение ПГ на трассе; потери ПГ при авариях, пожарах (7,8%). Однако доходы от торговли СПГ при существующих ныне дороговизне добычи природного газа на ШГКМ и дешевизне нефти в мире делают ШГКМ рентабельным на 480% относительно затрат на проект Ямал-Европа.

 

Список литературы

  1. Грамберг И.С., Супруненко О.И., Таныгин И.А., и др. Штокмановское уникальное газоконденсатное месторождение (Баренцево море), с. 660-663, РАН Океанология, Министерство природных ресурсов, «Российская Арктика»: СПб, 2002 г.
  2. Зайцев В.В., Коробанов Ю.Н. Суда-газовозы – Л, Судостроение, 1990, 304 с.
  3. Абрамов В.А., Андреев И.Л., Толчинский А.Р. АО «ЛенНИИХиммаш» (Россия). Проблемы создания и использования плавучих заводов ожижения природного газа (ПЗ ОПГ) при освоении шельфа арктических морей. Вторая международная конференция «Освоение шельфа арктических морей России». Тезисы докладов. Санкт-Петербургский государственных технических университет, 1995 г.
  4. Мировой рынок сжиженного природного газа. Интертехно. Международный научно-технический журнал. Январь-Март 2002 г.
  5. Абрамов В.А. Освоение газоконденсатного месторождения (ГКМ) «Штокмановское» криогенными метановозами даст импульс отечественному судостроению и криогенному машиностроению. Вестник Инжэкона, Серия: Экономика – Выпуск 5 (40), 2010, с. 191…195.
  6. Brecht Chr. Forschung und Entwicklung im Gasfach.-Gas-Warme Int., 1984, 33, №1, S.8-12
  7. «Сила Сибири» задерживается, газета «Ведомости» от 07.08.2015, 1.1-1.3;

www.Vedomosti.ru

  1. Майорец М., Симонов К. Сжиженный природный газ-будущее мировой энергетики. М. Альпина Паблишер, 2013 г.-360 с.

 



1 комментарий

  1. Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 году. Оно расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря, примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м.

Оставить отзыв