Эволюция технических решений для Штокмановского ГКМ и современный взгляд на его обустройство

Проект освоения Штокмановского газоконденсантного месторождения продемонстрировал все сложности самостоятельной реализации крупных проектов на шельфе России в условиях новых технических и экономических реалий. Действуя в духе сделки 70-х годов «газ – трубы», базируясь на успехах и достижениях предшественников, сделав ставку на развитие системы трансконтинентальных газопроводов, предприятия, реализующие проект, столкнулись с жесткой конкуренцией на международных газовых рынках, которая будет только нарастать. Утверждение о том, что трубопроводный газ был и останется самым дешевым в Европе и Азии, основано исключительно на гигантской ресурсной базе и уверенности в получении прибыли даже в условиях запредельно низкой экономической эффективности управления, но не учитывает изменения стоимости его добычи, которая все более смещается в Арктику, и тренда в сторону «зеленой энергетики». Вопрос «Быть или не быть проекту освоения ШГКМ?» за 40 лет его развития трансформировался в вопрос «Cможет или не сможет российская газовая промышленность в разумные сроки вписаться в новую энергетическую картину мира?» Современные реалии показывают, что однозначного ответа на этот вопрос нет.

Штокмановское газоконденсатное месторождение

ШГКМ – одно из крупнейших газоконденсатных месторождений в мире. Расположено в Баренцевом море на север от Кольского полуострова в российской исключительной экономической зоне[1].

Месторождение расположено на расстоянии 550 км к северо-востоку от Мурманска. Ближайшая суша (около 300 км) - западное побережье архипелага Новая Земля.

Глубины моря в районе ШГКМ колеблются от 320 до 360 м.

Запасы ШГКМ по категории C₁ – 3,94 трлн м³ природного газа и 56,1 млн т газового конденсата. Продуктивными являются триасовые и юрские комплексы, нефтематеринскими – отложения пермо-триаса.

По запасам ШГКМ входит в первую десятку газовых месторождений мира.

Лицензией на поиск, геологическое изучение, а также добычу газа и газового конденсата на ШГКМ владеет ПАО «Газпром».

История освоения

Штокмановская структура была выявлена в 1981 г. в результате комплексных морских геофизических исследований Баренцево-Карского нефтегазоносного бассейна, проведенных специалистами Треста «Севморнефтегеофизика» с научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получила свое название[2].

В 1985 г. структура была подготовлена к оценке бурением.

В 1988 г. сотрудниками Производственного объединения «Арктикморнефтегазразведка» (Мурманск) с борта бурового судна ледового класса «Валентин Шашин» начато бурение первой поисковой скважины глубиной 3153 м, в результате были открыты две залежи свободного газа с газовым конденсатом.

В 1990 г. для освоения ШГКМ был организован международный консорциум «Арктическая звезда» (Arctic Star). Консорциум состоял из компаний Conoco, Norsk Hydro и Finnish Barents Group. Со стороны СССР туда входило Министерство нефтяной и газовой промышленности. «Арктическая звезда» планировала приступить к добыче газа уже в 1995 г. Оператором проекта освоения ШКГМ стало ПО «Арктикморнефтегазразведка».

В 1991 г. президент России Б. Ельцин отстранил от проекта ШГКМ и «Арктическую звезду» и Арктикморнефтегазразведку. Монопольное право на разработку Штокмановского ГКМ указом Б. Ельцина было передано специально созданному в 1992 г. ЗАО «Росшельф»[3], [4]. Тогда же декларировалось, что Штокмановский проект должен быть для европейских стран альтернативой разработке месторождения Troll в Норвежском море. Считалось, что из-за планируемого начала добычи на Troll в 1995 г. западные потребители надолго потеряют потребность в дополнительных поставках газа.

Но, в отличие от проекта ШГКМ, проект Troll был реализован и стал наглядным олицетворением технических достижений мировой морской нефтегазодобычи.

В 1995 г. по проекту ШГКМ было заключено соглашение между ПАО «Газпром», ЗАО «Росшельф», Norsk Hydro, Conoco, Total и Neste (Fortum).

Однако вскоре ЗАО «Росшельф» сообщило, что никаких реальных работ по проекту начато не будет из-за тяжелой экономической ситуации в стране и низкого спроса на природный газ в Европе ( через 15 лет этот же аргумент будет приведен как причина остановки проекта уже Shtokman Development AG). В 2001 г. срок соглашения истек.

В 2002 г. было создано ЗАО «Севморнефтегаз» – совместное предприятие ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «Газпром».

В 2004 г. ПАО «НК «Роснефть» продало ПАО «Газпром» свою долю в ЗАО «Севморнефтегаз».

В 2004–2005 гг. были подписаны девять меморандумов с крупнейшими мировыми энергетическими компаниями, которые представили предложения по реализации совместных проектов освоения ШГКМ.

В 2005 г. ПАО «Газпром» озвучило имена 5 претендентов на участие в разработке Штокмановского ГКМ. В список вошли Hydro и Statoil (Норвегия), Total (Франция), Chevron и ConocoPhillips (США). В течение полугода ПАО «Газпром» обещало сформировать финальный список из двух-трех компаний. Предполагалось, что к концу 2006 г. участники примут инвестиционное решение по проекту.

В 2006 г. ПАО «Газпром» объявило, что ни одна из этих компаний не смогла предоставить активы, «соответствующие по объему и качеству запасам Штокмановского месторождения»[5]. В связи с этим недропользователем месторождения будет выступать само ПАО «Газпром», а «авторитетные международные компании» будут привлекаться лишь в качестве подрядчиков.

Одновременно ПАО «Газпром» объявило, что газ с месторождения не будет поставляться СПГ-танкерами в США, как предполагалось ранее, а будет транспортироваться по «Северному потоку» (Nord Stream) в Европу.

В 2007 г. партнеры были выбраны. Ими стали Total и объединенная компания StatoilHydro.

В 2008 г. ПАО «Газпром» совместно с партнерами создало компанию-оператора Stokman Development AG для реализации фазы I (в этот же период проект был разделен на 3 фазы: фаза I с добычей 23,7 млрд м³, фаза II c добычей 47,4 млрд м³, фаза III с добычей 71,1 млрд м³ – полная проектная мощность). В том же году ПАО «Газпром» было создано ООО «Газпром добыча шельф», которое было назначено оператором II и III фаз освоения ШГКМ.

В 2012 г. ПАО «Газпром» признало, что состав участников проекта может измениться. Из проекта вышла Statoil (в 2018 г. переименована в Equinor). Shtokman Development AG и ПАО «Газпром» объявили о временной остановке проекта освоения ШГКМ, не указав ее сроки. Это сообщение было сделано в эпохальный день – завершения сварки второй нитки морского газопровода «Северный поток».

В 2014 г. Total предложил ПАО «Газпром» перезапустить Штокмановский проект на новых технических и технологических решениях. Однако договориться не удалось.

В 2015 г. Total из проекта вышел.

В 2019 г. по указанию правительства РФ ПАО «Газпром» было принято решение о прекращении деятельности и ликвидации компании Shtokman Development AG. Полностью процесс ликвидации планировалось завершить к декабрю 2020 года[6].

В настоящее время ПАО «Газпром» намерено вернуться к ШГКМ в 2028 г. при появлении более дешевых технологий или повышении цен на газ на рынке[7].

Формально ликвидация Shtokman Development AG была обусловлена тремя факторами:

· «сланцевой революцией» в США;

· выходом иностранных партнеров, что сделало нецелесообразным сохранение Shtokman Development AG, зарегистрированной в швейцарской юрисдикции,

· активной охотой украинского Нафтогаза на европейские активы ПАО «Газпром».

А не формально, в первую очередь – это результат низкого профессионализма в управлении проектом.

Скоропостижная «смерть» проекта (который сложно было назвать «живым» на протяжении всей его истории) наступила не только и не столько из-за «сланцевой революции» в США. Здесь следует специально отметить, что ПАО «Газпром» долго считало, что сланцевая революция в США – не что иное, как мыльный пузырь, что сланцевый газ не является конкурентом российскому голубому топливу.

ПАО «Газпром» упорно игнорировало современные тренды газового рынка, в первую очередь – развитие технологии производства СПГ, систем его транспортировки и его спотовых продаж. Подтверждением этого является проект «Ямал-СПГ», успешно реализованный ПАО «Новатэк» в гораздо более суровых природно-климатических условиях и имеющий гораздо более тяжелую морскую логистическую составляющую.

Эволюция технических решений

Штокмановский проект пытались реализовать несколько консорциумов. Однако ни одному из них не удалось значительно продвинуться. Их достижения в период 1991–2014 гг. (до объявления о переносе сроков реализации проекта) ограничились бурением одной поисковой скважины в 2006 г., проведением инженерных изысканий на предполагаемых площадках размещения объектов и по трассам трубопроводов, а также созданием нескольких вариантов ТЭО-обустройства. До остановки участники проекта не раз переносили принятие инвестиционного решения и сроки начала добычи, меняли конфигурацию продукции и способы ее транспортировки.

Эволюция технических решений для обустройства ШГКМ в полной мере отразила эволюцию технических решений для добычи нефти и газа в Мировом океане. Реализация проекта стагнировала и постоянно откладывалась, чего нельзя сказать о морской нефтегазодобыче в целом.

В 90-х годах прошлого века освоение ШКГМ планировалось с использованием железобетонных гравитационных платформ. Основные технические решения повторяли технические решения для месторождения Troll в Норвежском море (рис. 1, табл. 1). Предполагалось, что на месторождении будут установлены 2–3 подобные платформы. С них должно было проводиться кустовое бурение скважин. Предполагалась транспортировка сухого газа на берег по системе магистральных морских трубопроводов и далее по системе сухопутных трубопроводов Териберка – Волхов к потребителю. Отгрузка газоконденсата предполагалась на танкеры непосредственно с платформ.

Предлагаемые для использования при реализации проекта технологии не требовали значительных затрат на адаптацию к условиям Баренцева моря и были уже хорошо опробованы. Платформы могли быть построены в одной из бухт (фьордов) Кольского залива.

В начале 2000-х годов успех применения платформ типа SPAR для добычи газа в Мексиканском заливе вызвал трансформацию технических решений для ШГКМ в сторону их применения. Хотя нужные технические решения для SPAR, работающих в арктических водах, так до конца и не были разработаны, в 2018 г. произошла установка SPAR в полярных водах (относительно холодные воды без льда) на месторождении Aastra Hansteen за полярным кругом[10] (рис. 2).

При этом очевидным ограничением для применения платформ данного типа была относительно малая глубина моря в районе ШГКМ. К этому же периоду относится начало рассмотрения использования в сочетании с платформами подводных добычных комплексов (ПДК).

При этом метод транспортировки газа также перетерпел изменения. Стала рассматриваться возможность двухфазного потока в сторону берега. К этому же периоду относится предложение компании Statoil не прокладывать магистральную трубопроводную систему до мурманского берега, а осуществить ее поворот в сторону Норвежского моря и стыковку с системой магистральных морских трубопроводов, идущих вдоль норвежского побережья в Европу. Существенное влияние на проект в этот период оказали проекты Ormen Lange (рис. 3) и Snovit (рис. 4), реализованные на севере Норвегии. Тогда же возникла концепция Statoil о полностью подводной добыче (рис. 5).

В середине и конце 2000-х годов концепция освоения ШГКМ претерпела последнюю трансформацию.

Предполагалось использование на ШГКМ FPU (Floating Production Unit), которые должны были заменить платформы в сочетании с ПДК. При этом система морских магистральных трубопроводов сохранялась, но на берегу в дополнение к системе сухопутных магистральных трубопроводов должны были создаваться мощности для производства СПГ (аналогично проекту Snovit).

Таким образом, несмотря на существенный прогресс в технических решениях в морской нефтегазодобычи, одно в проекте ШКГМ оставалось неизменным – система морских магистральных и сухопутных трубопроводов. С упорством, достойным лучшего применения, ПАО «Газпром» методично игнорировало какие-либо новации.

Обустройство ШКГМ с учетом энергетического перехода

В попытки освоения Штокмановского месторождения впустую были вложены большие силы и средства. Но проект в 2028 г. уже не в первый раз придется начинать с нуля.

Очевидно, что технологии морской нефтегазодыбычи в последние десятилетия продолжали интенсивно развиваться, начался энергетический переход к низкоуглеродной энергетике.

Это дает возможность по-новому подойти к концепциям обустройства ШГКМ. И таких концепций может быть предложено две:

- строительство и установка на месторождении плавучего завода СПГ;

- строительство и установка на месторождении плавучего завода по производству водорода.

Как первая, так и вторая концепция подразумевают отказ от системы магистральных трубопроводов и транспортировку продукции исключительно газовозами.

Плавучий завод СПГ

Плавучие заводы СПГ относятся к Floating Production, Storage and Offloading (FPSO) – плавучим системам добычи, хранения и отгрузки. Как и предполагает название, FPSO не опираются и не связаны постоянно с морским дном, а спроектированы для швартования в заданном морском районе на длительный период времени.

Данные системы могут быть построенными с нуля или переоборудованными из существующего корпуса, как правило, списанного танкера, неся в себе ключевые изменения для повышения прочностного и усталостного сопротивления на отдельных участках. Каждый проект имеет свои особенности, и применение подобных плавучих систем зачастую позволяет учесть это наиболее полно.

FPSO особенно эффективны на отдаленных участках, где прокладка трубопроводов по дну моря экономически нецелесообразна.

Также преимуществом FPSO является мобильность, возможность увода в безопасные зоны (например, от айсбергов) и перевода на другие месторождения. Время отстыковки современных систем составляет всего около 30 минут (со штатным глушением скважин).

Кроме того, FPSO являются олицетворением новой колониальной политики. Их значительное число располагается в шельфовых экономических зонах развивающихся стран с нестабильными политическими режимами.

Подобная система дает возможность оператору в любой момент появления нестабильности или претензий со стороны местных властей сняться с месторождения и прекратить добычу, выведя добычную платформу в нейтральные воды на время или навсегда.

Эти системы просто использовать повторно. Их также просто утилизировать.

Обычно характеристики корпуса платформы типа FPSO близки к характеристикам танкеров соответствующего водоизмещения (но возможны и иные технические решения, например, в виде корпусов цилиндрической формы). Размер корпуса определяется объемом добычи, характером продукции, необходимым объемом емкостей хранения и системой отгрузки на танкера.

FPSO имеют большие площади палубы для размещения технологических модулей.

FPSO хорошо воспринимают вертикальную нагрузку от якорей и райзеров, но из-за относительной нестабильности положения при ветре и волнении используются с донной фонтанной арматурой или ПДК.

К настоящему моменту судостроением были разработаны высокотехнологичные швартовые системы и системы позиционирования, позволяющие FPSO работать безопасно и надежно.

Большинство судов, эксплуатирующихся в суровых погодных условиях, имеет центральное швартовое устройство, расположенное внутри корпуса в специальной башне, которое позволяет им свободно перемещаться вокруг точки швартовки в соответствии с изменениями погоды. Это устройство известно как погодный флюгер (или турель) и позволяет носу FPSO (если применяется решение в виде корпуса танкера) всегда быть направленным в сторону преобладающего направления ветра и течений, сокращая тем самым негативное воздействие природных сил.

Зачастую также для удержания позиции и регулирования положения FPSO используются подруливающие устройства.

Для ШГКМ интересны FPSO в виде FLNG (Floating Liquefied Natural Gas) – заводов по производству сжиженного природного газа.

Крупнейшим FLNG является Рrelude (рис. 6, табл. 2). Владелец судна – Royal Dutch Shell. Prelude FLNG было построено консорциумом Technip-Samsung в Южной Корее.

Prelude FLNG в 2019 г. начал добычу газа на бассейне Browse, примерно в 475 км к северо-востоку от г. Брум в Западной Австралии на глубине моря около 250 м. Добыча рассчитана на 25 лет, и после планового капитального ремонта FLNG сможет прослужить еще столько же.

Исходя из характеристик проекта можно констатировать, что FLNG Prelude может служить прямым аналогом для создания добычного комплекса на ШГКМ. Два таких FLNG могут полностью обеспечить реализацию фазы I проекта. При этом стоимость реализации фазы I может быть снижена как минимум на $10 млрд по сравнению с техническими решениями, предлагавшимися Shtokman Development AG, т.к. стоимость строительства Prelude FLNG оценивается в $14 млрд.[19] Кроме того, данное техническое решение существенно упрощает проект, избавляя его от необходимости строительства системы морских магистральных трубопроводов.

Природно-климатические условия Баренцева моря также не станут существенной преградой для подобного FLNG, т.к. Prelude FLNG был спроектирован на устойчивую работу в условиях урагана 5 категории.

С учетом того, что лед и айсберги в районе ШГКМ появляются эпизодически, работа FLNG может быть обеспечена системой управления ледовой обстановкой.

Плавучий завод по производству водорода

Впервые идея альтернативного использования природного газа ШГКМ была высказана академиком Е.П. Велиховым в 1999 г.[20]

Предлагалось использовать природный газ для работы компактной МГД-электростанции (КЭС) большой мощности (16 ГВт), а передачу выработанной электроэнергии на берег осуществлять с помощью подводного кабеля.

Электростанцию столь большой мощности оказалось целесообразно разделить на несколько автономных энергоблоков (табл. 3, рис. 7, 8). Компоновочные проработки показали, что оборудование КЭС может быть размещено в объеме 140х140х50 м³. Полный вес оборудования КЭС оценивался в 60 тыс. т.

Важно, что проектом предполагалась утилизация СО₂. Однако идея электрогенерации на ШКГМ оказалась слишком революционной для своего времени и воплощение в жизнь не получила.

В настоящий момент наиболее развитые страны мира, в том числе ЕС, приняли решение о переходе к «углеродной нейтральности» к 2050 г. Одним из локомотивов такого перехода может стать водород[21].

Использование водорода в качестве топлива было придумано дальновидным французским писателем Жюлем Верном, который также описал подводные лодки и космические путешествия почти 150 лет назад: «Я верю, что когда-нибудь вода будет использоваться в качестве топлива, что водород и кислород, составляющие ее, дадут неисчерпаемый источник тепла и света [...] Вода будет углем будущего»[22].

Водород представляет собой значительный неиспользованный потенциал в качестве возобновляемого источника энергии. Последние разработки в области технологии топливных элементов способствовали тому, что водород стал привлекательным для транспорта и бытового потребления. При этом водород рассматривается и как энергоноситель, и как средство накопления избыточной электроэнергии, вырабатываемой возобновляемыми источниками энергии (ВИЭ) в периоды активного солнца и ветра, когда ее производство превышает спрос потребителей.

На базе водорода могут быть созданы цепочки создания прибавочной стоимости, аналогичные созданным на базе СПГ.

На рубеже 2010-х годов в Канаде, США, Испании, Греции, Японии стали развиваться проекты по производству водорода с использованием электроэнергии, получаемой ветрогенераторами.

Одной из первых широко обнародованных концепций производства водорода у побережья Японии стал проект Jidai (2015 г.)[23], [24] (рис. 9). Концепция использует плавучие морские ветряные турбины для производства электроэнергии и полупогружную морскую платформу (SemiSub) для производства водорода из очищенной морской воды с помощью процесса электролиза. Извлеченный водород сжимается и хранится в готовности к транспортировке танкерами на берег.

Отметим, что в настоящее время существуют две основные технологические схемы производства водорода. Первая – это электролиз воды («зеленый» водород, по терминологии Евросоюза (ЕС)), вторая – паровой риформинг метана SMR (steam methane reforming) («серый» водород). Вторая технология может быть модифицирована в производство «голубого» водорода, когда производство «серого» водорода осуществляется в комбинации с технологиями по улавливанию, использованию и хранению углекислого газа (SMR + CCS – carbon capture and storage / CCUS – carbon capture utilization and storage)[26], [27] .

Электролиз воды рассматривается как самый перспективный для зависимых от импорта энергоресурсов стран ЕС, хотя он и наиболее дорогой из-за наибольшей энергоемкости[28].

Для сокращения издержек производства водорода методом электролиза (и одновременно для компенсации неравномерности производства солнечной и ветровой электроэнергии и балансировки ее пиковых значений относительно графика электрической нагрузки) предполагается использовать «избыточную» электроэнергию ВИЭ по нулевым или отрицательным ценам, чтобы уменьшить (сократить до нуля) энергетическую компоненту издержек. Для снижения издержек также предлагается использовать «эффект масштаба», или «эффект концентрации мощности». Для этого ставится задача освоить производство и использование промышленных электролизеров в ЕС и других странах (Северная Африка, Украина и др.) с сегодняшних уровней единичных мощностей, измеряемых киловаттами, до уровней, измеряемых сначала мегаваттами (то есть тысячами киловатт), а затем и гигаваттами (то есть миллионами киловатт). Считается, что электролизеры гигаваттной мощности, установленные вблизи ветровых и солнечных электростанций, смогут конкурировать с производителями «голубого» водорода (1,5–2 евро/кг) к 2025 г. и «серого» водорода, производимого из органического топлива без улавливания CO₂ (1–1,5 евро/кг), к 2030 г.

Для транспортировки водорода потребуется либо создание специализированной магистральной сети, либо использование существующей газотранспортной сети для транспортировки метано-водородной смеси до пунктов назначения с разделением этих двух газов уже на выходе из трубопровода. По оценке ООО «Газпром экспорт», в современных газопроводах типа «Северный поток» достижимо ограничение доли подмешивания водорода в природный газ в 70 %[29]. Но, по мнению ПАО «Газпром», обе схемы ведут к удорожанию водорода по сравнению с его производством в местах потребления.

SMR и (или) автотермический риформинг ATR представляет собой сегодня наиболее развитую технологию получения водорода, которая значительно дешевле технологии «зеленого» водорода. Однако этот процесс сопровождается выбросами CO₂ и поэтому требует использования технологий улавливания CCS/CCUS), что добавляет по меньшей мере 20–40 % к себестоимости водорода, производимого методом SMR.

В SMR высокотемпературный пар (700–1000° C) используется для производства водорода из источника метана (например, природного газа, этанола, пропана)[30]. Метан реагирует с паром под давлением 3–25 бар в присутствии катализатора с образованием водорода, монооксида углерода и относительно небольшого количества диоксида углерода (CH₄ + H₂O (+ тепло) → CO + 3H₂). Паровая конверсия является эндотермической, то есть для протекания реакции в процесс необходимо подводить тепло.

Впоследствии в так называемой «реакции конверсии водяного газа» монооксид углерода и водяной пар (при 340 °С) реагируют с использованием катализатора с образованием диоксида углерода и большего количества водорода (CO + H₂O → CO₂ + H₂ плюс небольшое количество тепла). На заключительном этапе процесса, называемого «адсорбция при переменном давлении», диоксид углерода и другие примеси удаляются из газового потока, оставляя практически чистый водород[31].

Возможно также получение водорода из метана без доступа кислорода (пиролиз и ряд других методов – третьи технологии) и, следовательно, без выбросов CO₂, то есть чистого водорода.

Так как в трансграничной производственно-сбытовой газовой цепи Россия – ЕС 80 % выбросов парниковых газов происходит на стороне потребителя, ПАО «Газпром» считает, что наиболее рациональным для обеих сторон является декарбонизация газа (производство водорода из него) в местах будущего конечного потребления водорода и использование существующей (единой для России и ЕС) газотранспортной системы для доставки газа как сырья для производства водорода к местам его производства, максимально приближенным к потребителям. Декарбонизацию предлагается сделать в три этапа («трехходовка Аксютина»)[32]^,[33].

Первый этап – замещение угля газом в электроэнергетике и жидкого топлива компримированным и (или) СПГ на транспорте. Это структурная декарбонизация (далее следует двухэтапная технологическая декарбонизация).

Второй этап – на основе производства метано-водородной смеси на компрессорных станциях и ее использование в качестве топливного газа вместо метана на них самих, что позволит снизить выбросы CO₂ примерно на треть.

Третий этап – глубокая декарбонизация на основе перехода к производству водорода из метана без выбросов CO₂.

Очевидно, что ПАО «Газпром» предлагает такой вариант декарбонизации с целью продлить срок службы, существующей экспортной трансграничной капиталоемкой стационарной газовой инфраструктуры в пределах ЕС, в основе которой лежат трубопроводы. Компания боится схлопывания спросовой ниши для российского газа в Европе. Цель ПАО «Газпром», как и в случае с ШКГМ, – сохранить «трубу».

Но цель ЕС – получение «возобновляемого», или «зеленого», водорода (производимого электролизом на основе ВИЭ). Точнее целью является замена «грязных» импортных молекул (в том числе, молекул «свободы»), пусть это даже наиболее чистый из всех видов органического топлива природный газ из России, США, Катара или др. стран, на «чистые» произведенные в ЕС электроны[34].

Кроме того, в ЕС вряд ли с энтузиазмом воспримут идею тотальной газификации транспорта вместо его электрификации, а также идею масштабного производства водорода из природного газа непосредственно в местах его потребления. Свободных земель в Европе не очень много, а местное население вряд ли будет очень радо появлению объектов, несущих дополнительную экологическую нагрузку. ЕС вряд ли будет играть в сомнительные игры, а будет самостоятельно двигаться в уже ясно обозначенном направлении.

Поэтому логичным шагом в развитии Штокмановского проекта может стать производство водорода непосредственно в районе добычи на плавучем заводе FPSOH (Floating Production, Storage, Offloading Hydrogen) /FLH (Floating Liquefied Hydrogen) и его транспортировка танкерами потребителю (рис. 10). При этом для производства водорода может быть использован как электролиз, так и технология SMR + CCS. Генерация электричества для электролиза может вестись аналогично генерации для производства СПГ, а CO₂ может закачиваться обратно в выбранные пласты непосредственно в районе добычи.

В пользу такого решения говорит то обстоятельство, что технологию SMR + CCS активно развивает Equinor с партнерами, включая улавливание CO₂ с промышленных установок, расположенных на побережьях Северного и Балтийского морей, с последующей его доставкой и закачкой в выработанные североморские месторождения. Норвежский нефтяной директорат уже предлагает выработанные нефтяные и газовые пласты североморских месторождений для утилизации CO₂. Там под воздействием высокой температуры и давления CO₂ вступает в физико-химическую реакцию с горной породой и минерализуется[35],[36].

Транспортировка водорода осуществляется уже на протяжении десятилетий. Для нынешних масштабов рынка водорода эти технологии являются хорошо отработанными и обязательно найдут свое применение в будущем. Вместе с тем многократный рост рынка потребует новых решений, работающих с большими объемами водорода и дальними расстояниями (в том числе межконтинентального масштаба).

Морской транспорт возможен для водорода разнообразных видов – сжатого, сжиженного и химически связанного. Для создания глобального рынка водорода как энергоносителя потребуются технологии, сравнимые с индустрией СПГ – например, крупнотоннажные морские танкеры с сжиженным водородом общим объемом 150–200 тыс. м³, которые бы использовали испарившийся водород для судовых двигателей. Разработки подобных судов начались в 1980–1990-х годах, но первые водородные танкеры появятся к середине 2020-х в рамках японско-австралийского проекта Hydrogen Energy Supply Chain[37].

Транспорт сжиженного водорода в целом более затратен, чем СПГ, из-за большей стоимости танкеров, затрат энергии на сжижение и необходимости поддержания гораздо более низкой температуры.

Заключение

Нельзя не согласиться, что постпандемический восстановительный рост экономики ЕС будет основываться на модели низкоуглеродной энергетики, еще более «зеленой», чем планировалось до пандемии COVID-19[38]. Это будет означать меньшую, чем в прежние времена, востребованность российского природного газа рядом традиционных отраслей. Однако трудно согласиться с тем, что COVID-19 позволит формировать новую сферу спроса на него в качестве сырья для производства водорода непосредственно в странах ЕС.

Более вероятной видится картина появления спотового рынка водорода, аналогичного рынку СПГ. Возможно, Россия, наконец смирившись тем, что ее глобальная газотранспортная система постепенно уходит в прошлое сделает решительный шаг в будущее – к производству водорода, в том числе на арктическом шельфе.

---

[1] Штокмановское газоконденсатное месторождение. – URL: https://ru.wikipedia.org/wiki/Штокмановское_газовое_месторождение.

[2] Вокруг газа. История попыток освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения. Материалы 19.12.2012 // Электронный журнал Бочка без дна. – URL: http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/bochka-bez-dna-istorija-popytok-osvoenija-shtokmanovskogo-me....

[3] Merkushev A. Yeltsin Awards Arctic Energy Contract to Russian Consortium АР. November 25, 1992. – URL: https://apnews.com/article/5971839bacb28f7c7825e27ce5d1ed4f.

[4] Штокмановское месторождение в руках оборонного комплекса. «Известия» от 26 ноября 1992 г. – URL: https://yeltsin.ru/day-by-day/1992/11/26/19819.

[5] Вокруг газа. История попыток освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения. Материалы 19.12.2012 // Электронный журнал Бочка без дна. – URL: http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/bochka-bez-dna-istorija-popytok-osvoenija-shtokmanovskogo-me....

[6] «ШТОКМАН ДЕВЕЛОПМЕНТ АГ» ликвидируется – URL: http://www.shtokman.ru/press/news/2019/287/.

[7] «Газпром» ожидает ввод в разработку Штокмановского месторождения в 2029 году. – URL: https://www.finam.ru/analysis/newsitem/gazprom-ozhidaet-vvod-v-razrabotku-shtokmanovskogo-mestorozhd....

[8] GlobalData: В Норвегии появятся значительные запасы нефти как результат проектов восстановления добычи. – URL: troll-a-platformphoto-oyvind-hagen-statoil_0.jpg (3000 2002)(pro-arctic.ru)

[9] Нефтяной Тролль – URL: ucrazy.ru.

[10] Aasta Hansteen – Norway’s deepest field development. – URL: https://www.equinor.com/en/what-we-do/norwegian-continental-shelf-platforms/aasta-hansteen.html.

[11] Norway’s Trump Card Oil & Gas. – URL: https://siteselection.com/theEnergyReport/2018/jan/oil-andgas-norways-trump-card.cfm/.

[12] AASTA HANSTEEN Leirvik AS. – URL: leirvik.com.

[13] Shell to increase Ormen Lange output. https://www.upstreamonline.com/online/shell-to-increase-ormenlange-output.

[14] Ormen Lange (gas field). ormen-lange-gas-fielde5b8df9d-00b1-48cf-b80c-e5086ecd19f-resize-750.jpg (736 509) (alchetron.com).

[15] Scan-con.dk: Sn hvit (scan-con.dk).

[16] Abb to power subsea gas and oil field within the deep norwegian ocean. asgard-web.com.

[17] Shell запустила крупнейший в мире плавучий СПГ-завод в Австралии. – URL: https://energybase. ru/news/industry/shell-zapustila-krupnejsij-v-mireplavucij-spg-zavod-v-avstralii-2018-12-30.

[18] Technip Oceania PPU Win For EnerMech In Australia. – URL: https://www.ynfpublishers.com/.

[19] Савосин Д. С Prelude FLNG отгружена 1-я партия СПГ. Neftegaz.RU. – URL: https://neftegaz.ru/news/transport-and-storage/453662-s-prelude-flng-otgruzhena-1-ya-partiya-spg/.

[20]Велихов Е.П. и др. Компактная МГД-электростанция на природном газе. Тезисы IV междунар. конф. «Освоение шельфа арктических морей России (RAO-99): Санкт-Петербург, 23-26 сент. 1999» – СПб: ЦНИИ А.Н. Крылова, 1999.

[21] Harrison K.W., Remick R., Martin G.D. Hydrogen Production: Fundamentals and Cas Study Summaries. Preprint National Renewable Energy Laboratory A. Hoskin Natural Resources Canada. To be presented at the 18th World Hydrogen Energy Conference Essen, Germany May 16–21, 2010. – 21 р. – URL: www.nrel.gov/docs/fy10osti/47302.pdf.

[22] WHAT IS THE NEXT STEP? Offshore production of renewable hydrogen. DNV GL SUMMER PROJECT 2015. – URL: http://production.presstogo.com/fileroot7/gallery/DNVGL/files/original/9af5ee9d44454df49592fddbe5c95....

[23]Hydrogen production from offshore wind power. https://windeurope.org/confex2019/wp-content/uploads/files/networking/tlf/day-1/13.30-14.00-Denis-Thomas-Hydrogenics.pdf.

[24]Smalley J. A new era for hydrogen energy unveiled by students at DNV GL. www.windpowerengineering.com/a-new-era-for-hydrogen-energy-unveiled-by-students-at-dnv-gl/.

[25] WHAT IS THE NEXT STEP? Offshore production of renewable hydrogen. DNV GL SUMMER PROJECT 2015. – URL: http://production.presstogo.com/fileroot7/gallery/DNVGL/files/original/9af5ee9d44454df49592fddbe5c95....

[26] Конопляник А. Чистый водород из природного газа // Газовая промышленность. – 2020. – № 9. – С. 2–11.

[27] Митрова Т, Мельников Ю., Чугунов Д., Глаголева А. Водородная экономика – путь к низкоуглеродному развитию. Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО. – 2019, июнь. – 63 с. – URL: energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/Research/SKOLKOVO_EneC_Hydrogen-economy_Rus.pdf.

[28] Bermudez J.M. IEA: The Future of Hydrogen // IEA Webinar «The Swiss Army knife of the Circular Carbon Economy: hydrogen has the potential to Reduce, Reuse, Recycle and Remove carbon emissions», 3 June 2020. – URL: https://www.iaee.org/documents/2020/Webinar_kapsarc_Bermudez.pdf.

[29]Blue Fuel – Gazprom Export Global Newsletter / 2018, Issue 48.

[30] Hydrogen Production: Natural Gas Reforming. – URL: https://www.energy.gov/eere/fuelcells/hydrogen-production-natural-gas-reforming.

[31] Получение водорода. – URL: helpiks.org/2-47205.html.

[32] Aksyutin O. Future role of gas in the EU: Gazprom’s vision of low-carbon energy future. // 26th meeting of GAC WS2, Saint-Petersburg, 10.07.2018 – URL: www.minenergo.gov.ru; www.fief.ru.

[33] PJSC Gazprom’s feedback on Strategy for long-term EU greenhouse gas emissions reduction to 2050. – URL: ec.europa.eu.

[34] Конопляник А. Чистый водород из природного газа // Газовая промышленность. – 2020. – № 9. – С. 2–11.

[35] North Sea Troll-area well to investigate carbon dioxide storage. – URL: https://www.offshore-mag.com/drilling-completion/article/14072892/north-sea-trollarea-well-to-invest....
[36] Equinor hopes for a dry well near Troll, for potential CO₂ storage. – URL: https://www.worldoil.com/news/2019/11/28/equinor-hopes-for-a-dry-well-near-troll-for-potential-co-st....

[37] Kawasaki Hydrogen Road. – URL: //global.kawasaki.com/en/hydrogen/index.html.

[38] Конопляник А. Чистый водород из природного газа // Газовая промышленность. – 2020. – № 9. – С. 2–11.