Сланцевий газ в енергетичному балансі України

Сьогодні у світі значна увага надається проблемі видобутку нетрадиційного газу із сланцевих товщ, так званого сланцевого газу. За останні роки з’явились окремі публікації та численні повідомлення щодо ресурсів сланцевого газу, що визначаються у трильйонах кубічних метрів на території США, Європи, у тому числі і на території України. Відповідно до опублікованих даних Європейського центру з питань безпеки енергетики і ресурсів (EUCERS) ресурси сланцевого газу у Європі становлять понад 17,67 трлн. м³ [1].

На відміну від традиційних скупчень природного газу, які утворюють у породі-колекторі суцільну фазу, сланцевий газ є переважно розсіяним газом, що приурочений до порово-тріщинних порожнин, пов’язаних з нашаруванням різних літологічних різновидів сланцевих товщ, включно з газом закритих пор і газом сорбованим мінеральною та органічними речовинами. При цьому необхідно розмежовувати такі поняття як природний сланцевий газ і синтетичний сланцевий газ. Останній добувають в результаті нагрівання (піролізу) бітумінозних сланців.

Найсприятливішими для пошуків сланцевого газу є породи з вираженою тонкою шаруватістю і сланцюватістю, так як газонасиченість таких порід є значно більшою в порівнянні з грубошаруватими чи масивними. Підвищена газонасиченість може бути пов’язана також із скритошаруватими породами.

Для сланцевих товщ характерним є «розщеплення» порід, тобто розділення їх на чітко видимі паралельні пластини різної товщини. У геологічній літературі використовується ряд термінів для визначення цього явища: сланцюватість, плитчастість, пластинчастість, листуватість.

Тонкошаруватий характер відкладів є важливою передумовою формування корисної ємності по ослаблених зонах нашарування порід окремих сланцевих пластин, а також на текстурних межах різних літотипів, що призводить до формування шарової тріщинуватості.

За умов формування зон мікротріщинуватості у розрізі сланцевих відкладів газ, а інколи і нафта може вміщуватись не тільки у пісковиках та алевролітах, але й у товщах аргілітів. Наявність різних за формою порожнин, у тому числі і літогенетичних тріщин у шаруватих (сланцюватих) товщах осадових басейнів, сприяло поступленню вуглеводневих газів із глибинних надр Землі і відповідно формуванню у них так званого сланцевого газу. Про участь глибинних газових потоків, на наш погляд, свідчать припливи газу з аномально високими тисками і температурами та підвищеним вмістом водню і гелію у складі сланцевого газу, отриманого із одного з найперспективніших у США родовища Хейнесвіл. При цьому не виключено, що у складі сланцевого газу є частка вуглеводневих газів, яка утворилась у процесі метаморфізації органічної речовини різновікових чорносланцевих товщ. Це підтверджується наявністю у складі газів, пов’язаних з закритими порами вказаних відкладів, невуглеводневих компонентів, таких як СО₂, N₂, H₂S, меркаптанів тощо. Останнє вказує на те, що у процесі катагенезу з органічною речовиною (ОР) виділяються не тільки вуглеводневі, але і значна кількість невуглеводневих газів. Тоді, якщо виходити тільки з органічної гіпотези, залишається не зовсім зрозумілим, чому у складі сланцевого газу, як правило, відсутні невуглеводневі компоненти.

При цьому необхідно відзначити, що сланцевий газ пов’язаний не тільки з чорносланцевими формаціями, збагаченими ОР (С_орг понад 5%), але і з сланцевими товщами з низьким вмістом ОР. Так, наприклад, сланцеві відклади родовища Барнет представлені щільними сіро-коричневими карбонатними глинистими мікрошаруватими породами, пористість яких становить від 0,5 до 6,0 % . Вміст гумусово-сапропелевої ОР складає від 1 до 5% (С_орг – 0,3-1,8). Формація Барнет представляє собою єдине гігантське родовище (мегарезервуар сланцевого газу), у межах якого виділяють центральну зону, де сконцентровані високодебітні свердловини, і дві облямовуючі її додаткові зони. На сьогодні Барнет – найбільше родовище сланцевого газу в США, з встановленими запасами 7·10¹¹ м³, на якому в 2009 р. видобуток становив 136 млн м³/добу, а плановий річний видобуток – 50 млрд м³. Аналогічна ситуація спостерігається і на родовищі Файєттвіл (штат Арканзас, США), де сланцевий газ пов’язаний з темно-сірими щільними глинами, вміст ОР у яких не перевищує 3%. На кінець 2008 р. з цього родовища видобуто 13,5 млрд м³ газу. Також варто звернути увагу на те, що запаси родовища Барнет дренуються 11817 горизонтальними і вертикальними свердловинами із середнім дебітом близько 10-15 тис м³/добу. Одним з вартих уваги фактів розробки цього родовища є те, що горизонтальні свердловини у порівнянні з вертикальними призводять лише до 31% приросту запасів на свердловину при збільшенні вартості свердловини у 2,5 рази.

Нині встановлено, що сланцевий газ пов’язаний з сланцевими глинистими і карбонатно-глинистими породами з різним вмістом ОР, ступінь катагенезу яких не перевищує градацій МК₄-АК₁, а переважно знаходиться у зоні ПК-МК₃.

З позицій осадово-міграційного формування вуглеводнів, в процесі катагенетичного перетворення сапропелевої органічної речовини у межах градацій МК₁-МК₂ у продуктах генерації значно переважають нафтові вуглеводні. Проте, незважаючи на наявність у складі чорносланцевих товщ крім гумусової органічної речовини і сапропелевої, нафтових вуглеводнів у складі сланцевого газу немає. Таким чином відсутня кореляція між типом вуглеводнів у сланцевих товщах, вмістом і типом органічної речовини та стадією їх метаморфізму.

На одній із досліджених дистанційним комплексом «Поиск» ділянок штату Техас (США) виявлено, що аномалії типу «поклад газу» фіксуються не по всій площі поширення сланцевих порід, а тільки на окремих ділянках з підвищеною тріщинуватістю порід і практично співпадають з контурами зон з підвищеними значеннями пластового тиску [6]. Ділянки підвищеної газоносності приурочені до тектонічних порушень.

На наш погляд, ступінь метанонасиченості сланцевих товщ залежить від інтенсивності глибинних дегазаційних потоків та їх охопленням пустотного простору, пов’язаного з особливостями нашарування сланцевих товщ і зонами дроблення у місцях трасування тектонічних розломів та їх взаємопересічення.

Виходячи саме з цих позицій можна вважати, що райони нагромадження сланцевого газу в осадових басейнах, як правило, приурочені до зон розвитку глибинних розломів, особливо їх взаємоперетину і підвищеної тріщинуватості осадового покриву. Найбільш перспективними в цьому відношенні є області розвитку рифтогенних структур, які часто перекриті синеклізними утвореннями або значними насувами, та передгірські прогини.

Періодична зміна напружень сприяє періодичному відкриттю і закриттю зон деструкції в тілі фундаменту, що є основним механізмом пульсаційно-послідовної міграції вуглеводневих систем глибинного генезису. Саме глибинні розломи сприяли розвитку в осадовому чохлі численних структурних форм (пасток) над-між-і прирозломного характеру, системи тріщин по яких відбувалась субвертикальна (вертикальна) міграція глибинних вуглеводневовмісних флюїдів. Активізація глибинних парогазофлюїдних потоків зумовила розущільнення порід, розвиток діапіризму і аномально високих пластових тисків, які часто фіксуються втратою кореляції на часових розрізах.

На сьогодні з’явилось багато різних повідомлень, в яких високо оцінюються перспективи видобутку сланцевого газу із бітумінозних сланцевих товщ нафтогазоносних регіонів України. Все частіше поширюється думка, що вказану проблему можна частково вирішити шляхом використання менілітових сланців Карпат, з якими інколи бездоказово пов’язують великі запаси сланцевого газу.

Менілітові сланці входять до складу карпатського флішу, де з піщано-алевролітовими відкладами пов’язана регіональна нафтогазоносність. Менілітові сланці Карпат є різновидністю бітумінозних порід олігоцену, які за технологічними параметрами близькі до низькосортних сланців. Природні розрізи менілітових відкладів дуже різні за складом і представлені перешаруванням сланців з різним вмістом ОР, пісковиків, алевролітів, аргілітів та інших порід і характеризуються складною тектонічною будовою з крутим заляганням складок. Детальними дослідженнями встановлено, що в менілітових сланцях вміст розсіяної ОР коливається від 3-5 до 30%, при цьому вона розміщена нерівномірно по площі та розрізу. Сланці з високим вмістом ОР (понад 10%) зустрічаються у вигляді дрібних лінз і невитриманих по простяганню прошарків або шарів товщиною від декількох сантиметрів до декількох метрів.

Враховуючи специфіку освоєння сланцевого газу, пов’язану з бурінням сотень-тисяч горизонтальних свердловин, багатостадійними штучними гідророзривами і застосуванням хімреагентів, відповідно з екологічними наслідками менілітові сланці Українських Карпат нами у розвиток поглядів не можуть розглядатись на сьогодні як одне з найперспективніших джерел природного сланцевого газу.

Першого липня 2011 р. сенат Франції прийняв постанову про заборону видобутку корисних копалин методом гідророзриву пластів. Таким чином Франція стала першою у світі державою, яка на законодавчому рівні заборонила видобуток сланцевого газу з екологічних міркувань. Адміністрація канадської провінції Квебек також призупинила на два роки видобуток сланцевого газу після опублікування звіту Бюро оцінки впливу на навколишнє середовище. Незадовго до введення цієї заборони мав місце інцидент у США. Там проблеми були пов’язані з водою, що закачують у свердловини для проведення гідророзриву, а потім частково викачують на поверхню і відправляють на заводи для очистки. Виявилось, що заводи зливали частину води у річкову систему та водойми. Крім цього виявилось, що частина викачаної після проведення гідророзриву води має підвищену радіоактивність, а також канцерогенні складники. У 2010 р. було представлено звіт про підвищення кількості землетрусів у районах видобування сланцевого газу. Зокрема у Арканзасі було тимчасово введено заборону на гідророзриви, так як досліджувався взаємозв’язок між видобутком сланцевого газу і сотнями землетрусів, які відбулися у цьому штаті за останні пів року.

При цьому необхідно також відзначити, що бітумінозні менілітові сланці Українських Карпат, які відносяться до низькосортних горючих сланців, не можуть розглядатись як джерело для видобування із них синтетичного сланцевого газу внаслідок нагрівання (піролізу). Останнє, разом з можливими екологічними наслідками детально розглянуто нами у роботі.

У Складчатих Карпатах, як і у зоні Кросно, на невеликих глибинах є газонасичені товщі спаської і шипотської світ нижньої крейди, з якими можна пов’язувати перспективи видобування сланцевого газу. Але при цьому також виникають певні екологічні наслідки і виникає потреба ще у проведенні цілеспрямованих додаткових дослідженнях.

На території України найперспективнішим регіоном для пошуків сланцевого газу вважається нижньопалеозойський басейн у межах Волино-Подільської плити. Щодо наявності сланцевого газу, то перспективними тут вважаються відклади кембрію, ордовику та силуру. Прямою ознакою газоносності розрізу є аномалії, які чітко простежуються на кривих газового каротажу. При випробування св. 1-Володимирівська з відкладів силуру було отримано приплив газу дебітом 1400 м³/добу.

Щодо Дніпровсько-Донецької западини, то тут, як відомо, є потужні сланцеві девонсько-кам’яновугільні товщі, які переважно залягають на великих глибинах. Ступінь їх метанонасиченості також буде залежати від інтенсивності тектонічного розчленування і, відповідно, вертикальних міграційних глибинних метанових потоків та їх поступлення у порожнинний простір, пов’язаний з зонами дроблення сланцевих порід та нашаруванням.

За результатами уже завершених робіт на вісімнадцяти перспективних ділянках у межах Західного та Східного регіонів України підготовлено та подано до державної служби геології та надр України проекти розпоряджень Кабінету міністрів України для надання (без конкурсів та аукціонів) Національній акціонерній компанії НАК «Нафтогаз» України спеціальних дозволів на користування надрами на сланцевий газ.

Проте, на наш погляд, при наданні таких дозволів в умовах Дніпровсько-Донецької западини необхідно проводити чітку ідентифікацію між родовищами сланцевого газу, родовищами газу центральнобасейнового типу, а також родовищами, які пов’язані з неструктурними пастками.

25. НАФТОГАЗОВИЙ КОМПЛЕКС УКРАЇНИ

Енергетична безпека є одним із визначальних факторів національної безпеки. Тому стан та перспективи розвитку енергетики мають бути предметом постійної уваги і турботи уряду, всього суспільства загалом. Істотним складником паливно-енергетичного комплексу країни є нафтогазовий комплекс (НГК). Достатньо сказати, що споживання вуглеводневих палив — природного газу та нафтопродуктів – становить дві третини від усіх органічних палив, причому в цій кількості частка природного газу – більше половини. Природний газ та нафтопродукти — це тепло і комфорт в оселях, електроенергія, мінеральні добрива та метал, машинобудівна продукція, сільськогосподарське виробництво, транспорт. Окрім того, багаторазове зменшення викидів у навколишнє природне середовище порівняно з використанням твердих палив, зрештою — це конкурентоспроможність держави, підґрунтя створення енергетично ефективних інноваційних технологій.

Основною метою функціонування НГК є забезпечення потреб національної економіки у вуглеводнях – поточних і перспективних, у надзвичайних ситуаціях, а також ефективне використання власних запасів нафти і газу. Ця мета досягається комплексом заходів економічного, науково-технічного та правового характеру, активною «енергетичною дипломатією».

Важливим завданням функціонування НГК є розробка запасів нафти і газу, збереження за Україною функцій транзитної держави між країнами-постачальниками та країнами-споживачами енергоносіїв, створення розвинених систем магістральних газо- і нафтогонів. Саме в ефективному використанні потужностей існуючих систем та їхньому розвитку мають бути зацікавлені споживачі природного газу як в Україні, так і в Західній Європі, оскільки це дає змогу стримувати зростання цін, зокрема на голубе паливо, порівняно з будівництвом нових магістралей.

Вітчизняна економіка є частиною світового ринку, що глобалізується, і це найбільш помітно на його енергетичній складовій. Тенденції світової енергетики тією чи іншою мірою позначаються на енергетиці України, зокрема на її НГК. Реалізація перспективних напрямів розвитку нафтогазового комплексу залежить від багатьох чинників, тому потрібно глибоко і всебічно опрацьовувати рішення, які приймаються у цій сфері, адже хибні можуть призвести до серйозних негативних наслідків.

Тенденції у світовому споживанні енергоресурсів залежать від змін у чисельності населення і темпів економічного зростання, особливо тих країн, що розвиваються. Населення планети у 1830 р. становило 1 млрд.. осіб, у 2001 р. — 6 млрд.., у 2030 р. очікується, що кількість землян сягне 8 млрд.. Експерти оцінюють збільшення споживання енергоресурсів у середньому на 2,1% на рік. Згідно з прогнозами Департаменту енергетики США (DOE), Комісії Євросоюзу та Міжнародного енергетичного агентства (International Energy Agency — IEA) споживання енергоресурсів у світі до 2030 р. зросте більш як на 60% порівняно з 2000 р. У результаті планується підвищити використання енергоресурсів з 9 млрд. т нафтового еквівалента (н. е.) у 2000 р. до 15-18 млрд. т н. е. у 2030 р., особливо в азійських країнах, зокрема в Китаї, який передбачає збільшити енергоспоживання на 60%.

Споживання вуглеводнів зростатиме ще вищими темпами: нафти — на 2,4%, а природного газу — на 2,3% щорічно. Прогнозується збільшення використання нафти на 60% — від нинішнього рівня 3,7 млрд. т/рік до 5,9 млрд. т/рік у 2030 р. Згідно з виконаними у США дослідженнями «USGS-2000» (United States Geological Survey) загальний обсяг усіх нафтових ресурсів дорівнює приблизно 390 млрд. т. Твердження, що вони вичерпаються через 40 років, є хибним. Легко обчислити, що на сьогоднішньому рівні споживання нафти вистачить на 110, а за рівнем 2030 року — майже на 70 років. За деякими іншими оцінками, пік її видобутку припаде на десяті роки наступного століття, навіть у 2150 році нафту викачуватимуть з надр у кількості 20—25% від нинішнього рівня. Дві третини покладів сконцентровані на території нафтодобувних країн Азії, які постійно нарощують експорт і ця тенденція збережеться і в майбутньому.

Споживання природного газу в світі до 2030 р. зросте майже вдвічі і становитиме 5 трлн м³/рік. За оцінками, виконаними компанією «ВР», і дослідженнями «USGS-2000», нині обсяг видобутку голубого палива дорівнює 2,53 трлн м³ за існуючих запасів 156 трлн. м³. До 2025 р. будуть розвідані нові запаси газу обсягом 440 трлн м³, тобто його вистачить приблизно на 90 років на рівні споживання 2030 р. Слід зауважити, що тут не враховуються величезні запаси газу у вигляді газових гідратів, які вдвічі перевищують усі наявні світові поклади вугілля, нафти і газу, разом узяті. Сьогодні науковці інтенсивно розробляють технології видобутку газу з газових гідратів. За відомостями Міжнародного газового союзу, на шельфі Японії, наприклад, ресурси газу у вигляді газових гідратів становлять 7,4 трлн м³, і вона планує у 2016 р. розпочати його комерційний видобуток.

Поклади голубого палива у гідратах на шельфі Чорного моря оцінюються у 8 трлн м³. Певну частку у видобуток газу внесе шахтний метан. Його запаси, за прогнозами, коливаються від 1,3 до 27 трлн м³, найбільш вірогідними вважаємо значення 3-4 трлн м³, а видобуток — 4-6 млрд. м³/рік. Більше половини світових ресурсів природного газу припадає на Росію, Іран і Катар. Частка нафти і газу в енергетичному балансі країн Європи у 2005 р. перевищила 60%: газу — 23,5%, нафти — 37,5%.

Тенденції збільшення споживання енергоресурсів, в основному вуглеводнів, характерні і для європейського континенту. Особливо це стосується природного газу. За останні 30 років загальне споживання енергоресурсів у Західній Європі зросло на третину — тільки за рахунок природного газу, використання якого в абсолютному вимірі збільшилось у раза при зменшенні споживання нафти на 8%, а вугілля — в 1,3 раза. Міжнародне енергетичне агентство прогнозує збільшення споживання газу у країнах Європи, що входять до Організації економічного співробітництва і розвитку (OECD Europe), від 491 млрд. м³ у 2002 р. до 807 млрд. м³ у 2030 р.

Використання газу наростатиме у промисловості і побуті, але найбільше — у виробництві електроенергії: вдвічі до 2020 р. і в 2,4 раза — до 2030 р., попри очікуване подорожчання газу після 2010 р. Це пояснюється високою ефективністю виробництва електричної енергії у так званому комбінованому циклі, порівняно низькими капіталовкладеннями у будівництво електростанцій, що працюють на газі, його екологічними перевагами. Однак цей прогноз не є достатньо точним через невизначеність відносних цін на палива, великі витрати на спорудження нових електростанцій, неоднозначне ставлення урядів до будівництва АЕС та залучення відновлюваних джерел енергії. Європейська комісія прогнозує використання у 2020 р. 47 млрд. м³ газу як замінника рідких моторних палив з метою зменшення залежності країн Західної Європи від імпорту нафти і викидів в атмосферу парникових газів.

Згідно зі світовими та європейськими тенденціями на збільшення споживання газу спеціалістами НАК «Нафтогаз України» як базовий для України розглядається сценарій поступового зростання споживання газу — на 15-20% до 2030 р. Таке слабке зростання, порівняно з країнами Західної Європи, пов’язане з орієнтацією вітчизняної енергетики на переважне використання урану та вугілля, запровадження енергоощадливих технологій, структурні зміни суспільного виробництва. Вже сьогодні в Україні на душу населення споживається майже у півтора рази більше газу, ніж у середньому у країнах Західної Європи, і приблизно стільки, як у США.

Забезпечити потреби країни у природному газі передбачається за рахунок збільшення майже у півтора рази власного видобутку — завдяки прискореному освоєнню ресурсів нафти і газу, особливо у південному регіоні, ефективнішій розробці запасів цих енергоносіїв, видобутку частки природного газу за межами країни та його імпорту. Планується поступове нарощення видобутку вуглеводнів за межами України — у Лівії, Об’єднаних Арабських Еміратах, Єгипті, Калмикії, де НАК «Нафтогаз України» вже розпочав підготовчі роботи.

За цим сценарієм в Україні у 2030 р. прогнозується використання 49,5 млрд. м³ газу на рік. Реалізація такого сценарію пов’язана з докорінними змінами у виробництві, транспортуванні та споживанні електричної енергії, залученням нетрадиційних джерел енергії та широким впровадженням енергоощадливих техніки і технологій.

Власний видобуток газу здатний задовольнити потреби у ньому лише на 30%, але він дуже важливий, оскільки дає змогу державі забезпечувати населення та бюджетну сферу газом і теплом за платоспроможними цінами.

Збільшення власного видобутку вуглеводнів пов’язане, в основному, із ще не розвіданими запасами, які становлять: газу — 3845,5 млрд. м³, нафти — 900,6 млн. т і газового конденсату — 236 млн. т. Найперспективнішими регіонами для пошуків є Дніпровсько-Донецька западина та Азово-Чорноморський шельф, де потенційні ресурси вуглеводнів освоєні лише на 3%. Необхідна передумова нарощення запасів — це проведення геофізичних досліджень і пошуково-розвідувального буріння у таких масштабах, які б могли забезпечити прирости промислових запасів вуглеводнів, що в 2-3 рази перевищують обсяги їх видобутку. Існує пряма залежність між обсягами буріння та приростом запасів. Необхідно ширше застосовувати тривимірну сейсміку, горизонтальне буріння та інші сучасні технології розвідки й експлуатаційного буріння. Як твердять фахівці фірми Shell, за останні чотири роки завдяки використанню тривимірної сейсміки у Нідерландах вдалося втричі збільшити запаси газу, відновивши їх до рівня 1988 року.

Потреби України у нафтопродуктах до 2030 р. оцінюються у 27,1 млн. т: вони визначатимуться темпами приросту продукції в окремих галузях економіки, зокрема в агропромисловому секторі, збільшенням парку легкових автомобілів, а також зростанням вантажоперевезень.

Актуальним питанням є заміщення 4,5 млн. т нафтопродуктів стиснутим природним газом (СПГ). У розв’язання цієї проблеми значний внесок зробили Інститут газу та Інститут електрозварювання ім. Є.О. Патона НАН України, а також Дніпропетровський трубний інститут, ДК «Укртрансгаз», підприємства галузі. Розроблено конструкції і вже на фастівському заводі «Факел» та бердичівському машинобудівному заводі «Прогрес» розпочато виробництво металокомпозитних і суцільнометалевих полегшених балонів, розрахованих на тиск 200 бар. В Інституті газу НАН України створені і в невеликій кількості виготовляються малі гаражні автомобільні газонаповнювальні компресорні станції (АГНКС). Розроблені різні типи застосування стиснутого природного газу на транспортних засобах, у сільськогосподарських машинах та стаціонарних двигунах внутрішнього згоряння.

У світі заміщення рідких моторних палив СПГ набирає високих темпів. Тільки впродовж 2000-2004 років кількість автотранспортних засобів, що працюють на СПГ, зросла з 2,2 до 3,6 млн. одиниць і досягла: в Аргентині — майже 1,3 млн., у Бразилії — понад 772 тис., у Пакистані — близько 480 тис., в Італії — більше 380 тис., у Єгипті — 55 тис., у США — 130 тис.

Причинами, які спонукають країни до широкого використання стиснутого газу як моторного палива, є зменшення залежності від імпорту нафти, екологічні переваги природного газу, а також економічні фактори. Термін окупності за умови переведення транспортної одиниці на газ — від 0,5 до 1,2 року. Європейська комісія планує до 2020 року замістити 10% рідких палив природним газом, що відповідає 23 млн. одиниць транспорту на газі (з 220 млн.). Для цього, як зазначалося, використовуватиметься 47 млрд. м³ газу щороку.

В Україні на початок 2005 року на СПГ працює 60 тис. автомобілів; побудовано 146 АГНКС, із яких 89 належать ДК «Укртрансгаз» НАК «Нафтогаз України», а 57 — іншим відомствам та приватним власникам. У 2004 р. обсяг заміщення світлих нафтопродуктів досяг 400 тис. т. Як і в ЄС, в Україні прогнозується заміщення газом у 2020 р. 10% рідких палив, у 2030 р. - 14,4%. Для цього необхідно перевести на газ понад 700 тис. транспортних засобів, побудувати 4687 АГНКС, виготовити більше 2,8 млн. газових балонів. Зазначену кількість АГНКС не зможуть виробити українські заводи («Сумигазмаш», НВО ім. М.В. Фрунзе), тому частково їх потрібно буде імпортувати.

Для забезпечення потреб України у світлих нафтопродуктах перспективними можуть виявитися технології їх виробництва з вугілля (процес Coal to Liquid — CTL) або природного газу (Gas to Liquid — GTL). Виробництво з вугілля дорожче і у Південно-Африканській Республиці воно дотується державою. На трьох заводах фірми SASOL у ПАР із 47 млн. т вугілля зольністю 20—30% отримано 7 млн.. т бензину, тобто на 1 т бензину витрачається 6,7 т вугілля. Такої кількості вугілля в Україні немає, та й сам процес екологічно обтяжливий.

Перспективнішим вважається виробництво вуглеводнів з газу (технологія GTL). Нині у світі працюють три такі заводи: у Новій Зеландії, Південно-Африканській Республіці та Малайзії загальною потужністю 2,5 млн. т бензину. Кілька заводів планується спорудити у Катарі, Малайзії, де є дешевий газ, або в місцях, звідки транспортування його неможливе, зокрема у деяких регіонах Росії.

Існує кілька технологій GTL, які використовують фірми Shell, Texaco, Sasol, Mobile Oil, Syntroleum, але всі ці технології включають три основні стадії — парокисневу конверсію метану з отриманням синтез-газу, синтез із нього вуглеводнів за процесом Фішера-Тропша та доведення одержаної суміші до необхідних кондицій. Усі схеми подібні, відрізняються здебільшого каталізаторами. Ця тематика була би цікавою для інститутів хімічного та енергетичного профілів НАН України. На мою думку, доцільно запровадити в Академії таку науково-технічну програму, розраховану на перспективу.

Українська газотранспортна система (ГТС) — друга в Європі за потужністю після російської. Пропускна здатність системи на вході — 278, а на виході — 178 млрд. м³, зокрема 140 млрд. м³ до країн Центральної та Західної Європи і Туреччини. Ми маємо найбільші в Європі підземні газосховища активним об’ємом понад 32 млрд. м³, а встановлена потужність компресорних станцій (КС) сягає 5,4 млн. кВт. Резерв пропускної здатності вітчизняної газотранспортної системи — 20 млрд. м³, вона спроможна задовольнити на найближчу перспективу потреби країн Західної Європи у газі без будівництва обхідних газогонів. Стан української ГТС можна характеризувати як цілком надійний. Регулярно виконуються роботи щодо моніторингу лінійної частини газогонів із застосуванням сучасних технологій, відновлюються, за необхідності, її ділянки, ремонтується компресорне обладнання та замінюється на новіше.

Ефективність функціонування ГТС можна підвищити впровадженням когенераційних технологій, виробництвом електроенергії за рахунок використання перепаду тиску в детандерах. Відомча програма енергозбереження ДК «Укртрансгаз» передбачає будівництво установок когенерації на ряді компресорних станцій у західній частині України. Питомі капіталовкладення оцінюються в середньому в 540 дол./кВт встановленої потужності з терміном окупності близько чотирьох років. Загальний потенціал встановлених потужностей для виробництва електроенергії на КС України – понад 2 млн. кВт. Потенціал встановлених потужностей детандерних установок на КС та газорозподільчих станціях оцінюється у 300-500 тис. кВт, собівартість виробництва 1 кВт-год у 2,5 раза нижча, ніж на ТЕС, термін окупності — 5-6 років. Електроенергію в обох випадках одержують без витрат палива.

Як прорив у підвищенні ефективності транспортування газу можна розглядати створення установки за умовною назвою «Водолій», яка відрізняється вприскуванням водяної пари у камеру згоряння газотурбінної установки з подальшою її конденсацією. Установку введено у промислову експлуатацію на КС «Ставищанська» на газоперекачувальному агрегаті 16 МВт.

Цю технологію розроблено фахівцями Національного технічного університету України «КПІ», НВП «Зоря-Машпроект», ДК «Укртрансгаз» за участю Інституту газу НАН України, і вона не має аналогів у світовій практиці. Завдяки збільшенню кількості робочого тіла та його енергетичних характеристик ККД установки становить 43% порівняно з середнім – не більше 30% усіх КС газотранспортної системи України. Реальна економія паливного газу – 20%, якщо зіставити з кращими сучасними газотурбінними газоперекачувальними агрегатами, або 40% - порівняно з фактичними середніми витратами. Завдяки вприскуванню пари значно поліпшуються екологічні характеристики агрегата; вміст оксидів азоту у викидних газах зменшується у кілька разів. Позитивним фактором є те, що агрегат не тільки не використовує воду ззовні, а ще й видає чистий конденсат для зовнішніх потреб. Ця розробка цінна не лише для газотранспортної системи, вона може застосовуватися самостійно як високоефективний електро- і теплогенеруючий агрегат, особливо у маловодних регіонах.

Розвиток газотранспортної системи України стимулюється збільшенням споживання газу Центральною та Західною Європою, необхідністю залучення для цього природного газу із країн Прикаспійського регіону. За оцінками Міжнародного енергетичного агентства імпорт газу у 2030 р. в Європу може сягнути майже 650 млрд. м³. Для задоволення цих потреб Росія не зможе постачати свою частку газу без залучення голубого палива країн Прикаспійського регіону. Найкоротший шлях звідти пролягає через територію України, мається на увазі насамперед будівництво газогону Новопсков-Ужгород та збільшення пропускної спроможності ділянок газогонів Торжок-Долина та Івацевичі-Долина.

Реалізація цих планів є амбітним і водночас реалістичним сценарієм розвитку ГТС України, що дасть змогу підвищити її транзитний потенціал до 160 млрд. м³ на рік. Слід зауважити, що розвиток національної ГТС можливий тільки в рамках газотранспортного консорціуму. Вже кілька років ведеться дискусія стосовно доцільності створення такого консорціуму та участі в ньому нашої країни.

Вважаємо, що він потрібен Україні, але за умови реалізації у багатосторонньому форматі.

У цьому випадку перевагами участі у консорціумі є унеможливлення прийняття під політичним тиском економічно неефективних рішень, а також:

• підвищення прозорості управління;

• залучення вітчизняних фахівців до міжнародних газових проектів;

• будівництво газогону Новопсков-Ужгород, ділянки Долина-Ужгород та гарантії їх завантаження, а також завантаження ділянок газогонів Торжок-Долина та Івацевичі-Долина;

• розподіл ризиків експлуатації;

• зменшення ризику прокладання обхідних газогонів.

Складається враження, що роботи зі створення консорціуму призупинилися, принаймні, про це немає достатньої інформації. Міжвідомча група щодо опрацювання документів з даного питання припинила свою роботу. Однак, на нашу думку, існує низка проблем, що стосуються створення такого консорціуму. Це організаційно-правові питання – форма власності, податковий режим, розподіл прибутків, дослідження ресурсної бази, ринкового потенціалу, оцінка вартості ГТС з урахуванням наявності ресурсу та напрямків потоків; а також технічні питання.

Для підвищення ефективності функціонування нафтотранспортної системи головні завдання — це збільшення її завантаження від 47 до 75%, реалізація Євроазійського нафтотранспортного коридору, але це вже більше політичне питання.

З погляду енергетичної безпеки України найважливішим завданням є диверсифікація джерел та шляхів надходження нафти і газу. Питання щодо нафти розв’язується простіше, оскільки у басейні Чорного моря її у достатній кількості можна отримати з різних джерел та існує транспортно незалежний шлях постачання нафтопродуктів на ринок України. У цьому контексті важливо виробити стратегію розвитку нафтопереробної промисловості та цінову політику з метою регулювання ринку нафтопродуктів.

У постачанні природного газу Україна нині, на жаль, цілком залежить від Російської Федерації. З погляду ресурсних і транспортних можливостей диверсифікація імпорту голубого палива пов’язана з необхідністю будівництва потужних газогонів з Ірану або Туркменистану в обхід території Росії. Можливі маршрути постачання газу в Україну, наприклад з Ірану, — через територію Туреччини і далі — через Грузію і Чорне море від Супси до Феодосії, або через Туреччину від мису Синоп до Феодосії. Протяжність цих маршрутів — 3060 та 3150 км відповідно (довжина труб — 4839 та 3788 км); оцінка капіталовкладень — 13,3 та млрд.. дол. США, зокрема через Чорне море від Супси до Феодосії на рівні 4,7 млрд. дол. Терміни окупності, залежно від ціни газу в Україні на рівні 110-135 дол./1000 м³, становлять 17-22 роки. Близькі показники мають газогони з Туркменистану.

З огляду на реалістичність диверсифікації постачання газу слід усвідомити, що: принаймні до 2015-2020 рр. окремий, незалежний від Росії, маршрут, навіть за участю країн-постачальників і країн-споживачів, реалізований не буде; вже майже 15 років на різних рівнях розглядається питання про спорудження газогону з Ірану через Туреччину до Західної Європи, але він так і не прокладений; диверсифікацію слід здійснювати поетапно.

На першому етапі найперспективнішим уявляється диверсифікація джерел енергоносіїв. Тобто до існуючих — Росія і Туркменистан — слід приєднувати Казахстан і, можливо, певною мірою Узбекистан. Потрібно зміцнювати маршрут Середня Азія — Центр від Туркменистану і через Казахстан, який декларує досягнення експортного потенціалу у 100 млрд. м³ 2015 року, далі — через територію Росії .

На другому етапі необхідно опрацювати варіант заміщення джерел енергоносіїв. Заміщення відбувається вже нині: газ, який ми купуємо в Туркменистані, частково заміщується російським. Так само можна купувати газ для тих країн Європи, куди постачає його Росія, з інших джерел — Алжиру, Єгипту, Нігерії або країн Перської затоки, заміщуючи його російським. Очевидно, ціна такого газу відповідатиме європейській. Заміщення у багатьох випадках є, власне, єдиним варіантом, оскільки протитоки у будівництві газогонів — нонсенс. І тільки на третьому етапі можна розглядати питання про будівництво окремого газогону.

Україна є привабливою для нафтогазодобувних країн не тільки як транзитер енергоресурсів, а й як їх істотний споживач. Зміни, які відбулися в останні роки на внутрішньому ринку нафти і нафтопродуктів, стабілізували ситуацію, в основному завдяки зрівнянню внутрішніх цін на нафтопродукти зі світовими та створенню конкурентного ринку.

Упевненість щодо постачання газу у необхідних кількостях навіть за існуючих умов транспортування зміцніє після створення ринку природного газу в Україні з формуванням цін на нього відповідно до цін на європейських ринках. Це можливо здійснити поступово, з розробкою нормативних документів функціонування ринку природного газу, зберігши адресні дотації бідним верствам населення та державному секторові економіки, жорстку фінансову дисципліну, із забезпеченням певних преференцій іншим галузям економіки для широкого використання високоефективних енергозберігальних технологій.

Визначальною є вартість газу у точці споживання. Як свідчать матеріали Форуму США з природного газу, який відбувся у червні 2004 р., вартість газу у Штатах того року сягла 222 дол./1000 м³, що спричинило деструкцію у промисловому секторі і змусило американські хімічні компанії переносити виробництва ближче до джерел газу — у Катар, Трінідад і Тобаго, Нігерію, Австралію. Україні такі дії не під силу.

Ціна на газ сьогодні значною мірою є не ринковою, а політичною. За багаторічними спостереженнями Міжнародного енергетичного агентства ціни на газ у світі впродовж 1887—2004 років становили від 0,5 до 1,2 залежно від ціни нафти. Для України в ринкових умовах підвищення ціни на газ є неминучим. У нашій економіці частка природного газу надто висока з-поміж інших видів енергоносіїв. Витрати його на душу населення в 1,5 раза, а на 1 долар ВВП — у 5,5 раза більші, ніж у середньому в Європі.

Як свідчить аналіз, існує значний потенціал скорочення споживання голубого палива в усіх галузях виробництва та у комунально-побутовому секторі. Так, витрати газу на власні потреби галузі перевищують 7,5 млрд. м³ і можуть бути зменшені на 1-1,5 млрд. м³ за рахунок модернізації компресорних станцій та вдосконалення процесів керування потоками газу. Наведу деякі приклади енергозберігальних технологій, розроблених у НАН України, зокрема в Інституті газу.

В електроенергетиці майже 4,5 млрд. м³ газу використовується для «підсвітки» під час спалювання низькокалорійного вугілля; значну частку (половину) з цієї кількості можна зекономити завдяки вдосконаленню процесу факельного спалювання вугілля та використанню котлів з киплячим шаром. В Інституті газу НАН України розроблено систему сумісного спалювання газу та вугілля, яка впроваджена на паровому котлі ТП-15 Дарницької ТЕЦ потужністю 220 т пари на годину з прямоточними пальниками та рідким шлаковидаленням, що працює на вугіллі АШ.

За рахунок створення потужної рециркуляційної зони у прикореневій частині факела та «всмоктування» у цю зону пиловугільних частинок подовжився час їх перебування у топці та ступінь вигоряння органічної маси. Вміст горючих речовин у виносі зменшився з 35 до 11,6%, втрати теплоти з механічним недопалом — з 16 до 4,6%, ККД котла підвищився з 80-82 до 87,8%, а витрати газу скоротилися з 4 до 2 тис. м³ на годину. З урахуванням цього досвіду персонал Трипільської ТЕС здійснив аналогічну реконструкцію пальникового пристрою.

У чорній металургії споживається близько 10 млрд. м³ газу (9,9 млрд. у 2004 р.), з них майже 3 млрд. м³ — для вдування у доменні печі. Цей газ можна замінити на вугільний пил, тим більше, що таку технологію вперше розроблено в Україні. Значно скоротяться витрати газу після заміни на конверторне мартенівського виробництва сталі, яке у нас становить близько 50%.

Майже 4 млрд. м³ газу витрачається у прокатному та допоміжних виробництвах. Впровадження розроблених Інститутом газу НАН України нових систем опалення нагрівальних печей прокатного виробництва та інших агрегатів металургійних підприємств і використання у них коксового газу замість природного, а також вторинних енергоресурсів може зменшити витрати голубого палива у галузі на 1,5 млрд. м³, тобто на 4,4% від споживання всією промисловістю. Як приклад — розроблений у нашому інституті спосіб непрямого радіаційного нагрівання металу, який широко практикувався в колишньому СРСР та за кордоном (Алжир, Угорщина, Болгарія). Тільки за рахунок заміни пальників на сучасні цей спосіб забезпечує 15% економії газу у методичних печах.

Більше 43% усього газу, а це понад 33 млрд. м³, споживається у комунально-побутовому секторі, в основному для опалення. На це тільки підприємства теплокомуненерго витрачають 14 млрд. м³ щороку. Підвищення ККД котлів, заміна їх на сучасніші за умов централізованого опалення, зниження втрат під час транспортування теплоносія, а також широке впровадження когенераційних технологій і децентралізованого обігрівання житлових та виробничих приміщень може зменшити споживання газу на 2 млрд. м³.

В Інституті газу розроблені котли та інші теплові установки для децентралізованого опалення житлових і виробничих приміщень. Це прямоточні котли з ККД 92-94%, газові нагрівачі інфрачервоного випромінювання для обігрівання виробничих приміщень, котли з конденсацією водяної пари з продуктів згоряння. ККД цих котлів у розрахунку на нижчу теплоту згоряння – понад 100%, на вищу – 95-96%. Використання такого котла дало змогу інституту в 2,5 раза зменшити фінансові витрати на опалення основного майданчика порівняно з отриманням тепла від районної котельні.

В основі функціонування нафтогазового комплексу України лежить НАК «Нафтогаз України» - найбільша компанія України. НАК здійснює переробку природного газу, нафти і газового конденсату на п'яти українських ГПЗ (газопереробний завод), що є власністю компанії. Таким чином компанія виробляє скраплений газ, палива та інші нафтопродукти. Частка нафти і природного газу в загальному балансі використання первинних енергоресурсів України становить 61%. Пріоритетний енергоресурс - природний газ, його частка в енергобалансі - 41-43%. Україна відноситься до країн з дефіцитом власних природних вуглеводневих ресурсів та задовольняє потреби в газі за рахунок власного видобутку на 23-25%, у нафті - на 12-15%. У 1991 споживання газу на Україні становило 118 100 000 000 м³ і вона займала 3-е місце за його споживанням у світі, поступаючись США і Росії. За останні 20 років споживання газу скоротилося більш ніж у два рази і в 2012 становило 54700000000 м³.

Сьогодні в НАКу налічується:

· родовищ в експлуатації – 234;

· експлуатаційний фонд свердловин (газових / нафтових / нагнітаючих) - 2568/2494/312;

· протяжність газопроводів високого тиску, тис. Км - 38,2;

· кількість компресорних станцій / цехів - 73/110;

· потужність компресорних станцій, МВт - 5450;

· протяжність газорозподільних систем, тис. Км - 347;

· кількість підземних газосховищ - 13;

· протяжність магістральних нафтопроводів, тис. Км - 4,7;

· кількість насосних станцій - 28;

· потужність насосних станцій, МВт - 357;

· кількість газопереробативающіх заводів - 5;

· кількість автомобільних газонаповнювальних компресорних станцій (АГНКС) - 91;

· кількість працівників, тис. чол. - 172;

Основними видами діяльності НАКу є:

· розвідка і розробка родовищ.

· буріння.

· транспортування та зберігання нафти й газу.

· постачання газу споживачам.

До складу НАК «Нафтогаз України» входить три дочірні компанії (ДК), п'ять дочірніх підприємств (ДП), два державні акціонерні товариства (ДАТ) та два відкриті акціонерні товариства (ВАТ). Діяльність компанії ведеться за 4 основними напрямками:

· видобуток і переробка;

· транспортування;

· розподіл і реалізація;

· забезпечення виробництва.

Дочірніми компаніїми НАК «Нафтогаз України» з видобутку і переробки нафти і газу є:

· ДК «Укргазвидобування».

· ДАТ «Чорноморнафтогаз».

· ВАТ «Укрнафта» (найбільша нафтовидобувна компанія України і найбільший український виробник скрапленого газу).

Дочірніми компаніїми НАК «Нафтогаз України» з транспортування нафти і газу є:

· ДК «Укртрансгаз» (управляє 13 підземними сховищами газу (ПСГ) загальним обсягом понад 32 млрд. м ³, які є частиною газотранспортної системи України і призначені для забезпечення безперебійної поставки газу в європейські країни за рахунок накопичення запасу в літні місяці з подальшим використанням в зимовий період).

· ВАТ «Укртранснафта».

· ДАТ «Укрспецтрансгаз».

Розподіл та реалізація проводиться такими компаніями:

· ДК «Газ України»

· ДП ВЗП «Нафтогаз»

· СП «Укргазенерго» (володіє 50% акцій)

· ДП «Нафтогазмережі»

Забезпечення виробництва виконують:

· ДП «Укрнафтогазкомплект»

· ДП «Науканафтогаз»

· ДП «ЛИКВО»

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

1. Абдурашитов С. А., Тупиченков А. А. Трубопроводы для сжиженных газов. – М.: Недра, 1965.- 215 с.

2. Бобрицкий И. В., Юфин В. А. Основы нафтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1988.-200 с.

3. Бобровский С. А., Яковлев Е. И. Газовые сети и газохранилища. – М.: Недра, 1980. – 413 с.

4. Бородавкин П. П., Березин В. Л. Сооружение магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1987.-471с.

5. ГавриловВ.П. Черное золото планеты. – М.: Недра, 1990. – 160 с.

6. Гужов С. С. Как ищут и добывают нафть и газ. – М.: Недра, 1973. – 144 с.

7. Зорькин Л. М., Суббота М. И., Стадник Е. В. Метан в нашей жизни. – М.: Недра, 1986.-151 с.

8. Калинин А. Г., Левицкий А. 3., Никитин Б. А. Технология бурения разведочных скважин на нафть и газ. – М.: Недра, 1998. – 440 с.

9. Короткий Р. М., Лобанов В. А., Нейдинг М. М. Рудники Нептуна. – Л.: Судостроение, 1986.- 152 с.

10. Кострин К. В. Почему нафть называется нафтью. – М.: Недра, 1967. – 158 с.

11. Кострин К. В. Человек соревнуется с природой. – Уфа.: Башкнигоиздат, 1975. – 183 с.

12. Межирицкий Л. М. Оператор нафтобазы – М.: Недра, 1976. – 239 с.

13. Нафть и газ. Мировая история / Гл. редакторы И. И. Мазур, А. Г. Лобов. – М.: Изд. дом «Земля и человек XXI век», ИЦ «ЕЛИМА», 2004. – 896 с.

14. Нечваль М. В., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И. Последовательная перекачка нафтой и нафтопродуктов по магистральным трубопроводам. – М.: Недра, 1976. – 221 с.

15. Плитман И. Б. Справочное пособие для работников автозаправочных и автогазо- наполнительных станций. – М.: Недра, 1982. – 189 с.

16. Рыбаков К. В., Митягин В. А. Автомобильные цистерны для нафтопродуктов: устройство и особенности эксплуатации. – М.: Транспорт, 1989. – 400 с.

17. Середа Н. Г., Муравьев В. М. Основы нафтяного и газового дела. – М.: Недра, 1980. – 287 с.

18. Техника и технология транспорта и хранения нафти и газа / Ф. Ф. Абузова, Р. А. Алиев, В. Ф. Новоселов и др. – М.: Недра, 1992. – 320 с.

19. Трубопроводный транспорт нафти и газа / Р. А. Алиев, В. Б. Белоусов, А. Г. Немудров и др. – М.: Недра, 1988, – 368 с.

20. Хотимский Б. Г. Топорский В. Г., Махолин О. А. Нафть вчера и сегодня. – Л.: Недра, 1977. - 175 с.

21. Цыркин Е. Б., Олегов С. Н. О нафти и газе без формул. – Л.: Химия, 1989. – 160 с.

22. Элияшевский И. В. Технология добычи нафти и газа. – М.: Недра, 1976. – 256 с.

23. Бурштар М. С. Основы теории формирования залежей нефти и газа. – М.: Недра, 1973.

24. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатногазовых месторождений. – М.: Недра, 1986.

25. Генезис нефти и газа. – М.: ГЕОС, 2003. – 432 с.

26. Енергетична безпека держави: високоефективні технології видобування, постачання і використання природного газу / Є.І. Крижанівський, М.І. Гончарук, В.Я. Грудз [та ін.]. – К.: Інтерпрес ЛТД. – 2006. – 286 с.