Энергетический сектор и промышленная деятельность вносят значительный вклад в глобальное потепление за счёт выброса парниковых газов. Согласно данным Росстата [1], в 2020 году энергетический сектор ответственен примерно за 78% глобальных выбросов парниковых газов от деятельности человечества. Большая часть этих выбросов приходится на сжигание ископаемого топлива для производства электроэнергии и транспорта, при этом основным парниковым газом (79,2%) является углекислый газ (CO2).
В энергосекторе больше 80% выбросов обусловлены сжиганием ископаемых топлив [1]. В нефтегазовой отрасли для энергоснабжения объектов часто применяется дизельное топливо и попутный нефтяной газ в случае морских объектов. Снижение доли энергетики в общей структуре выбросов CO2 возможно в том числе за счёт применения ВИЭ для энергоснабжения объектов нефтегазовой отрасли. Ярким примером этого является оффшорная ветроэлектростанция Hywind Tampen в Норвегии, мощностью 88 МВт. Данный проект ветроэнергетики поможет сократить использование энергии газовых турбин для морских месторождений Снурре (Snorre) и Гуллфакс (Gullfaks), а также сократить выбросы CO2 на 200 тыс. тонн и выбросы NOx на 1000 тонн в год [2].
Описание предмета исследования
Для анализа применения энергии ветра в нефтегазовом секторе было рассмотрено месторождение имени Владимира Филановского, являющееся крупнейшим нефтяным месторождением в российской части дна Каспийского моря. Оно обладает уникальным геологическим строением, представленным высокопроницаемым коллектором, что позволяет получать значительные начальные дебиты [3].
Потребление электроэнергии на оффшорной платформе месторождения имени Филановского в 2022 году составило 131101 тыс. кВт·ч. Основу энергетического комплекса составляют четыре модульные газотурбинные генераторные установки (ГТУ) Siemens, в частности, модель SGT-400, номинальная электрическая мощность каждой ГТУ составляет 12,4 МВт. Кроме того, на платформе установлена резервная дизель-генераторная установка мощностью 2 МВт. Совокупная мощность станции составляет 51,6 МВт [4].
Существующая система энергоснабжения месторождения, не оптимальна и приводит к значительным выбросам парниковых газов (табл. 1). Согласно [5], для месторождений нефти и газа актуальным являются три категории выбросов парниковых газов:
- стационарное сжигание газообразного, жидкого и твёрдого топлива;
- сжигание на факельных установках;
- проведение технологических операций, осуществляемых при разведке, добыче, переработке, подготовке, транспортировке, хранении нефти и газа.
Стационарное сжигание топлива
В данную категорию включены выбросы диоксида углерода (CO2) в атмосферу как последствие сжигания различных видов ископаемого топлива в турбинах различного типа. Необходимость сжигания топлива обусловлена потребностью организаций в выработке тепловой и электроэнергии. При этом в данной категории не учитываются потенциальные выбросы метана (CH4) и закиси азота (N2O).
Сжигание на факельных установках
При сжигании природного и попутного нефтяного газов на факелах в атмосферу выбрасываются метан и углекислый газ. На факел газ направляют при аварийных ситуациях, во время пуска и остановки производственных объектов, при техническом обслуживании и гидрогазодинамических испытаниях. Хотя сжигание газа на факеле в определённых ситуациях может быть необходимо, в целом оно считается нежелательной практикой из-за его негативного воздействия на окружающую среду. В этой категории выбросы закиси азота учёту не подлежат.
Проведение технологических операций, осуществляемых при разведке, добыче, переработке, подготовке, транспортировке, хранении нефти и газа
Данная категория также называется «фугитивными выбросами». В эту категорию входят как преднамеренные, так и случайные выбросы CO2 и CH4 в атмосферу, возникающие в результате различных технологических операций, связанных с добычей, транспортировкой, хранением и переработкой нефти, природного газа и подземной добычей угля. Технологические операции, способствующие образованию фугитивных выбросов в нефтегазовом секторе, включают продувку скважин, отвод газов из технологических трубопроводов и оборудования, процессы дегазации, а также запуск, остановку и изменение режима работы газоперекачивающих агрегатов.
В табл. 1 представлены рассчитанные по [5] удельные выбросы парниковых газов на 1000 м³ ПНГ.
Анализ эффективности применения ветроэнергетики для энергосистемы месторождения
Применение энергии ветра на рассматриваемом месторождении обусловлена высокими ветроэнергетическими ресурсами Каспийского моря. Согласно Global Wind Atlas, скорость ветра на высоте 100 м составляет 8,13 м/с [6].
В рамках проведённых исследований рассмотрено замещение ископаемого топлива за счёт применения сочетания дизельной генерации и ветрогенерации. При моделировании потребная мощность ветроэлектростанции составила 15 МВт, что покрывается за счёт двух ветроэнергоустановок Dongfang Electric Corp. мощностью по 7,5 МВт (диаметр ротора 186 м, башня размером 110 м).
Проведённые ранее исследования [7] показывают, что в условиях Каспийского моря оптимальным вариантом фундамента, сметная стоимость которого достигает 30% от общих капитальных затрат [8, 9], является применение висячих свай в количестве четырёх единиц.
Оценка выработки электроэнергии ВЭУ были выполнены на основе рассчитанных скоростей ветра на высоту оси ветроколеса по данным многолетних метеонаблюдений и кривой мощности ветроэнергоустановки. График распределения годовой мощности для одной ВЭУ представлен на рис. 1.
Годовая выработка ВЭС при заданных скоростях ветра с учётом потерь составит 56,3 млн кВт·ч. При этом расчётный коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) составит 42,8%. Освободившийся попутный нефтяной газ в полном объёме может быть отправлен на переработку на завод «Ставролен» в Ставропольском крае.
Применение ветровой энергетики приведёт к сокращению объёма выбросов CO2 на 55543 тонны в год, что, исходя из стоимости одной тонны CO2-эквивалента 2000 руб. [10], при реализации проекта как климатического даст возможность выпустить «зелёные сертификаты» на сумму 111,09 млн руб. в год.
