Программа развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2004-2010 годы


Тип работы:  Реферат
Бесплатно:  Антиплагиат
Объем: 18 страниц
В избранное:   

Программа развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2004-2010 годы

План:

Введение
1. Анализ современного состояния газовой отрасли
1. 1. Существующие и перспективные месторождения газа
1. 2. Действующие перерабатывающие мощности по производству газа
1. 3 Анализ потребления природного и сжиженного газа в Республике Казахстан
1. 4. Техническое состояние магистральных и распределительных газопроводов
1. 5. Международный рынок природного и сжиженного газа

Введение

В последние годы анализ мирового нефтегазового рынка показывает опережающее развитие газовой промышленности по отношению к производству и потреблению других видов энергоносителей. Предполагается, что доля углеводородного газообразного топлива в мировом энергобалансе к середине XXI века может составить до 30 %. Вследствие чего предстоящий период в развитии энергетики характеризуется экспертами как эпоха "метана".

Для Казахстана также все более перспективным энергоносителем становится природный газ, разведанные и оценочные запасы которого (с учетом открытых новых месторождений на Каспийском шельфе) составляют около 3, 3 трлн. куб. м, а потенциальные ресурсы достигают 6-8 трлн. куб. м.

При этом особенностью разведанных запасов газа в республике является то, что практически на всех месторождениях и, особенно, на вновь разрабатываемых крупнейших месторождениях добыча газа ведется попутно с добычей нефти и конденсата. Поэтому активное освоение этих месторождений и резкий рост объемов добычи нефти в последние годы диктуют необходимость утилизации все увеличивающихся объемов добываемого попутного газа.

Предпринятые в последние годы мероприятия по реформированию газовой отрасли, а также рост объемов международного транзита и внутреннего потребления природного газа, позволили добиться относительной финансовой стабилизации газотранспортных компаний, увеличения объемов работ по технической реконструкции магистральных и местных газопроводных систем.

Однако газовая составляющая нефтегазового комплекса представляет собой больше технологически и территориально разобщенную совокупность отдельных звеньев, чем отраслевую систему. В результате, не в полной мере осуществляется переработка добываемого газа, отсутствует возможность перераспределения природного газа с мест его добычи в регионы основного его потребления для покрытия потребностей страны за счет собственных ресурсов.

Все это обуславливает необходимость решения ряда задач, связанных с поиском новых путей утилизации добываемого попутного газа, введением новых мощностей по переработке и транспортировке газа, а также расширением традиционных рынков сбыта.

Ожидается, что в рамках Программы будут разработаны региональные программы, осуществление которых позволит на уровне государственных органов и хозяйствующих субъектов создать условия для реализации базовых проектов газовой отрасли, с привлечением необходимых прямых инвестиций и внутреннего финансирования.


1. Анализ современного состояния газовой отрасли

Для понимания основных направлений развития отрасли и выработки механизма достижения поставленных целей необходим подробный анализ существующих проблем и сдерживающих факторов в работе газотранспортных предприятий, а также выявление динамики развития отрасли. В последнее время, особенно после одобрения Концепции со стороны Правительства Республики Казахстан, были предприняты организационные меры с корректировкой ряда проектов, связанных так или иначе с добычей, переработкой и реализацией природного и сжиженного газа, что заметно улучшило функционирование отрасли в целом.
К примеру, важными для формирования газовой отрасли являются решения, принятые по второму поколению развития нефтегазового комплекса на Тенгизском месторождении. С началом разработки технико-экономического обоснования Карачаганакского газоперерабатывающего завода (далее - ГПЗ) практически началась реализация "Газового проекта" на данном месторождении. В октябре 2002 года приняты оценочные запасы морского месторождения "Кашаган", что почти в 1, 5 раза увеличило газовые ресурсы.

В 2002 году, при поддержке республиканского бюджета, началась работа по опытно-промышленному освоению Амангельдинского газового месторождения, имеющего важное социально-экономическое значение для стабилизации газоснабжения южного региона. Также с участием государственного финансирования началась реализация Проекта по утилизации попутного газа на месторождениях Южно-Тургайского прогиба. Проектом предусматривается ввод мощностей по выработке электроэнергии на месторождениях и в городе Кызылорда, а также газификация города.

Для решения вопросов экспорта природного газа важными стали договоренности с правительствами соседних стран о сотрудничестве по формированию Газового альянса и, в частности, с Правительством Российской Федерации о создании совместного предприятия ЗАО "КазРосГаз" для осуществления экспортных поставок газа.
Для вывода из кризисного состояния предприятий операторов местных газопроводов образовано новое акционерное общество "Региональная газотранспортная система" (РГС) с передачей ему региональных газотранспортных систем. Дальнейшему упорядочению функционирования газовой системы будет способствовать принятое Правительством Республики Казахстан решение о банкротстве бывших структур газовой системы, являвшихся цедентами в рамках Договора концессий на газотранспортную систему от 14 июня 1997 года, а также образование ЗАО "КапиталНефтеГаз" для управления государственным имуществом в рамках Соглашения о разделе продукции по Карачаганакскому месторождению.

Несмотря на принимаемые меры по совершенствованию нормативной базы отрасли, а именно, утверждение Правил по транспортировке природного газа, все более острой остается проблема несоответствия действующей правовой базы газовой отрасли складывающимся рыночным условиям. Так практически во всех странах, где производится добыча и потребление природного газа, вопросы газоснабжения регулируются специальными законами и другими подзаконными актами. Так в Великобритании монопольная деятельность компании "Бритиш Газ" определена и регулируется согласно Закону "О газе" с 1986 года, где определен порядок доступа к газотранспортной системе "Бритиш Газ", установлены полномочия компании в системе газоснабжения, роль государственных органов в регулировании цен на газ и тарифов на транспорт газа.

В США принят ряд специальных законодательных актов и решений Верховного суда по осуществлению государственного регулирования в каждом из секторов газоснабжения. К числу наиболее значимых законов относится Закон "О природном газе", принятый в 1938 году. Законом предусматривается порядок регулирования деятельности межштатных газотранспортных компаний, включая контроль за экспортом и импортом природного газа, транспортных тарифов, оценка стоимости основных фондов этих компаний, выдача разрешений на сооружение газопроводов и т. д.

Подобные законы действуют в Норвегии и Франции и регулируют деятельность операторов как в области разведки и добычи газа, так и транспортировки газа по трубопроводам. В России дополнительно к действующему Закону "О нефти и газе", который регулирует многие вопросы деятельности хозяйствующих субъектов, эксплуатирующих магистральные газопроводы, в 1999 году был принят Федеральный закон "О газоснабжении в Российской Федерации".


1. 1. Существующие и перспективные месторождения газа

Объемы разведанных запасов природного газа, учтенные в Концепции развития газовой отрасли до 2015 года, составляли 1, 8 трлн. куб. м. Однако на основании обновленных данных и Государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января 2002 года с учетом оцененных запасов газа по месторождениям казахстанского сектора Каспийского моря, суммарные запасы составляют около 3, 3 трлн. куб. м. К примеру, только по месторождению "Кашаган", согласно протоколу заседания Государственной комиссии по запасам от 20 октября 2002 года, запасы газа составили 969, 0 млрд. куб. м. При этом перспективные и прогнозные ресурсы газа оцениваются в 6, 0 - 8, 0 трлн. куб. м., что связано в основном с освоением ресурсов Каспийского моря.
Главной особенностью прогнозируемых ресурсов газа, имеющих базовое значение для развития отрасли, является то, что практически все эти запасы газа располагаются в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, характеризующихся сложностью извлечения из-за больших глубин (более 5 тыс. метров), многокомпонентностью состава, и главное, повышенным содержанием сероводородных соединений. В то же время газовые месторождения с небольшими глубинами и без содержания сернистых соединений располагают сравнительно небольшими запасами газа, имеющими больше локальное значение для газификации местных территорий, к примеру, Кызылординской, Жамбылской, Южно-Казахстанской областей.

По последним оценкам международных экспертов 37, 6 % доказанных мировых запасов природного газа (147, 5 трлн. куб. м) сосредоточено на территории бывшего Советского Союза. При этом Казахстан по разведанным запасам и прогнозным ресурсам природного газа находится в числе четырех ведущих стран Содружества Независимых Государств.

В настоящее время по всем категориям месторождений зарегистрировано около 130 месторождений с разрабатываемыми и предварительно оцененными запасами газа, из них: 21-газовые, 9-газоконденсатные, 23-нефтегазоконденсатные, 31-нефтегазовые и прочие с малыми содержаниями газа. При этом, в разработке находятся 44 месторождения, содержащие более 80 % извлекаемых запасов углеводородных газов (рисунок 1. 2 и таблица 1. 2) .

Практически все крупные разрабатываемые нефтегазовые месторождения Республики Казахстан имеют в составе добываемой нефти растворенный газ с повышенным содержанием сероводорода и других сернистых соединений. К примеру, по Жанажол - Урихтауской группе месторождений содержание этого ядовитого газа колеблется от 2 до 6 %, на Карачаганакском месторождении - от 3 до 5 %, а на Тенгизском месторождении концентрация сероводорода достигает порядка 19 %.

Поэтому, одной из главных проблем дальнейшего развития газовой отрасли является проблема очистки добываемой нефти и газа от сернистых соединений с последующей утилизацией получаемой серы, с доведением до товарного состояния и реализация на внешних рынках сбыта. Одним из вариантов решений этого вопроса является осуществление мер по обратной закачке газа в продуктивные горизонты месторождений для поддержания пластового давления и повышения эффективности извлечения жидких компонентов углеводородного сырья.


Таблица 1. 2 Распределение месторождений по объемам запасов природного газа

:
характеристика групп месторождений по величине запасов: характеристика групп месторождений по величине запасов
кол-во месторождений: кол-во месторождений
месторождения: месторождения
балансовые запасы газа А+В+С1: балансовые запасы газа А+В+С1
: всего, доказанные, млрд. м³
характеристика групп месторождений по величине запасов: в % от запасов по РК
:
характеристика групп месторождений по величине запасов: Республика Казахстан
кол-во месторождений: 130
месторождения:
балансовые запасы газа А+В+С1: 3011
100
: 1
характеристика групп месторождений по величине запасов: Гигантские (более 300 млрд. м³)
кол-во месторождений: 3
месторождения: Карачаганак-НГТ
Тенгизское-Н
Кашаган-Н
балансовые запасы газа А+В+С1: 1370
569
227
45, 5
18, 9
7, 5
: 2
характеристика групп месторождений по величине запасов: Крупнейшие (100, 1-300 млрд. м³)
кол-во месторождений: 2
месторождения: Жанажол-НГК
Имашевское-ГК
балансовые запасы газа А+В+С1: 133
129
4, 4
4, 3
: 3
характеристика групп месторождений по величине запасов: Крупные (30, 1-100 млрд. м³)
кол-во месторождений: 4
месторождения: Жетыбай-НГК
Тенге-НГК
Узень-ГН
Урихтау-ГНК
балансовые запасы газа А+В+С1: 99
45
43
40
3, 3
1, 5
1, 4
1, 3
: 4
характеристика групп месторождений по величине запасов: Средние (10, 1-100 млрд. м³)
кол-во месторождений: 8
месторождения: Прорва-НГК
Каламкас-ГН
Амангельды-Г
Тепловско-Токаревское-ГН
Жетыбай Южный-НГК
Шагырлы-Шомышты-Г
Чинаревское-НГ
Королевское-Н
Тасбулат-НГК
балансовые запасы газа А+В+С1: 28
27
25
25
23
20
17
16
13
0, 9
1, 9
0, 8
0, 8
0, 8
0, 7
0, 6
0, 5
0, 4
: 5
характеристика групп месторождений по величине запасов: Малые (3, 1-10 млрд. м³)
кол-во месторождений: 17
месторождения: 113 месторождений, различных по фазовому типу углеводородов
балансовые запасы газа А+В+С1: 99
3, 3
: 6
характеристика групп месторождений по величине запасов: Мелкие (1-3 млрд. м³)
кол-во месторождений: 25
месторождения: 44
балансовые запасы газа А+В+С1: 1, 5
: 7
характеристика групп месторождений по величине запасов: Очень мелкие (до 1 млрд. м³)
кол-во месторождений: 71
месторождения: 20
балансовые запасы газа А+В+С1: 0, 7

Примечание: НГК - нефтегазоконденсатные, ГНК газонефтеконденсатные, Н - нефтяные, Г - газовые, ГН - газонефтяное.

1 Классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и природного газа (Утверждена приказом Министра энергетики и природных ресурсов РК от 13 августа 1997 г. N 99) .
Предложенный анализ газосодержащих месторождений позволяет условно разделить газовые ресурсы Республики Казахстан по трем категориям - наличию запасов, объемам добычи и рентабельностью их извлечения:
- стратегические запасы природного газа расположены на больших глубинах подсолевого отложения Прикаспийской впадины со сложными коллекторными свойствами и повышенным содержанием сероводородных соединений;
- месторождения со средними запасами газа, имеющие небольшие глубины добычи и не содержащие сернистых соединений, находятся в стадии падающей добычи;
- месторождения со свободным содержанием природного газа в основном относятся к категории мелких, где суммарные запасы не превышают 1, 5 % от общих запасов газа, что делает разработку данных месторождений практически нерентабельным.


1. 2. Действующие перерабатывающие мощности по производству газа

На нефтепромыслах "Тенгиз" и "Королевское", в ходе проведенной комплексной проверки в 2003 году со стороны Министерства охраны окружающей среды Республики Казахстан, было выявлено 127 источников вредных выбросов и при анализе фактических выбросов в атмосферу вредных веществ установлено, что только за 2003 год на месторождениях было допущено прямое сжигание более 600 млн. куб. м газа, в том числе около 6 млн. куб. м без предварительной очистки от сернистых соединений, имеющих повышенный класс опасности. Предварительные расчеты показывают, что за этот период в атмосферу могло быть выброшено около 27 млн. условных тонн вредных веществ.

Анализ показывает, что подобная ситуация происходит и из-за того, что в нормативных документах вопрос сжигания газа на месторождениях, особенно содержащих вредные компоненты, остается не отрегулированным. К примеру, в "Единых правилах разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан" пункт 6. 2. 26 ограничивающих сжигание "При необходимости сжигания пластовой продукции (газа) с наличием сероводорода обеспечиваются условия, при которых концентрация их в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превышает санитарных норм". Таким образом, отсутствие более четкой регламентации в этом вопросе позволяет ОАО "Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз", СП "Казгермунай" и другим недропользователям Кызылординской области, в течение продолжительного времени сжигать попутный газ на факелах в значительных объемах. Это обосновывает необходимость принятия мер по расширению и строительству новых газоперерабатывающих мощностей.

В настоящее время в республике действуют три газоперерабатывающих завода (ГПЗ) общей проектной мощностью переработки 6, 85 млрд. куб. м газа в год (таблица 1. 3) .


Таблица 1. 3 Характеристика действующих газоперерабатывающих заводов РК

Наимено-вание ГПЗ: Наимено-вание ГПЗ
Год ввода в эксплуатацию: Год ввода в эксплуатацию
Проектная мощность: Проектная мощность
Фактически выработано в 2002г.: Фактически выработано в 2002г.
Ожидаемая мощность после реконстр. к 2010г.: Ожидаемая мощность после реконстр. к 2010г.
Наимено-вание ГПЗ: По природ-ному газу, млн. м³
Год ввода в эксплуатацию: По сжиж. газу, тыс. т
Проектная мощность: Природ-ного газа, млн. м³
Фактически выработано в 2002г.: Сжижен. газа, тыс. т
Ожидаемая мощность после реконстр. к 2010г.: По природ-ному газу, млн. м³
По сжиж. газу, тыс. т
Наимено-вание ГПЗ: Казахский ГПЗ
Год ввода в эксплуатацию:

1973 - 1-я очередь

1997 - 2-я очередь

Проектная мощность: 2900
Фактически выработано в 2002г.: 80
Ожидаемая мощность после реконстр. к 2010г.: 940
77, 3
Предусматривается технологическая модернизация завода без расширения мощности переработки
Наимено-вание ГПЗ: Тенгизский ГПЗ
Год ввода в эксплуатацию: 1995-1999 поэтапно 3 технологич. линии (КТЛ)
Проектная мощность: 2550
Фактически выработано в 2002г.:

90

1 линии пропан, бутан

Ожидаемая мощность после реконстр. к 2010г.: 2550 пропан, бутан
До 6439 пропан, бутан
1330
Наимено-вание ГПЗ: Жанажолский ГПЗ
Год ввода в эксплуатацию: 2003
Проектная мощность: 1400
Фактически выработано в 2002г.: 60
Ожидаемая мощность после реконстр. к 2010г.: 920
-
4400
150

Казахский газоперерабатывающий завод (КазГПЗ), расположенный в городе Жанаозень, построен в 1973 году (первая очередь) . Завод предназначался для переработки попутного газа с местных прилегающих нефтяных месторождений, так называемого Узеньского куста (Узень Восточный, Тенге Западное и т. д. ) и Жетыбайского куста (Жетыбай Южный, Тасбулат, Актас, Нормаул Восточный) с мощностью переработки 2, 9 млрд. куб. м газа в год. В 1979 году завод был модернизирован с целью обеспечения сырьем нефтехимического завода для производства полиэтилена в городе Актау со строительством трубопровода для транспортировки этана.

Тенгизский газоперерабатывающий завод (Тенгизский ГПЗ), расположенный в районе нефтегазового месторождения "Тенгиз", достиг годовой производительности по получению в год до 2, 5 млрд. куб. м очищенного газа. В последующие годы увеличение объемов добычи нефти и, как следствие, рост объемов добываемого газа требует строительства второй очереди завода. Попутный газ с Тенгизского месторождения характеризуется большим содержанием пропан-бутановой фракции и отличается особенно высоким содержанием сероводорода, а также наличием углекислого газа и сопутствующих компонентов, требующих очистки и переработки.

Жанажольский газоперерабатывающий завод (ЖГПЗ) был первоначально рассчитан на переработку 710, 0 млн. куб. м в год. Мощность завода после реконструкции компанией "CNPC - Актобемунайгаз" достигла 800, 0 млн. куб. м. в год. Однако, получаемый после очистки газ не соответствует требуемым стандартам по содержанию сернистых соединений и превышает установленный по ГОСТу уровень 0, 036 г/куб. м в 5-8 раз. Дальнейшая реконструкция ГПЗ, по мнению китайских специалистов, не улучшит работу завода.

В сентябре 2003 года был введен в строй второй Жанажольский ГПЗ с мощностью выработки до 1, 4 млрд. куб. м природного газа в год, и в 2004 году намечено начать строительство третьего завода с вводом его в эксплуатацию в 2005 году. Это обеспечит полную утилизацию все возрастающих объемов добычи попутного газа с последующей поставкой его на экспорт. Вырабатываемый в последнее время газ использовался в основном на собственные нужды компании "CNPC - Актобемунайгаз" для выработки электроэнергии и, только частично, газ в объеме до 360 млн. куб. м в год по сниженным ценам (из-за не соответствия его стандартным требованиям), продавался потребителям Актюбинской области.

Таким образом, мощности трех газоперерабатывающих заводов явно не обеспечивают полной переработки добываемого в стране газа. Развитие Тенгизского месторождения в перспективе потребует переработки до 8-10 млрд. куб. м, Карачаганакского - дополнительно к добывающим объемам до 10 млрд. куб. м и освоение Кашаганского месторождения потребует переработки не менее 5-6 млрд. куб. м газа в год. Все это в перспективе требует расширения действующих и строительства новых газоперерабатывающих заводов с одновременным сооружением специальных установок по очистке газа при разработке малых нефтегазовых месторождений.


1. 3 Анализ потребления природного и сжиженного газа в Республике Казахстан

... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Программа развития газовой отрасли Республики Казахстан
Газовая отрасль Казахстана
Перспективы развития нефтегазовой отрасли Республики Казахстан: стабилизация внутренних поставок нефти, увеличение производства сжиженного газа и модернизация магистральных газопроводов как факторы обеспечения энергетической безопасности страны
Рациональное использование недр: государственное регулирование и перспективы развития нефтегазовой отрасли в Республике Казахстан
Развитие Нефтегазового Сектора Республики Казахстан: Основные Цели и Достижения
Проблемы и тенденции развития газовой отрасли в Республике Казахстан
Правовое Регулирование Нефтегазовой Отрасли Республики Казахстан: Тенденции и Перспективы
Месторождение Алибекмола, теоретические основы оценки эффективности инвестиционных проектов в нефтегазодобывающей отрасли
Комплексное исследование трубопроводов для нефтегазовой отрасли: особенности применения, условия эксплуатации и перспективы развития в Республике Казахстан
Состояние и перспективы развития нефтеперерабатывающей отрасли Казахстана: проблемы производства и потребления автомобильного бензина, авиационного топлива и нефтехимической продукции
Дисциплины



Реферат Курсовая работа Дипломная работа Материал Диссертация Практика - - - 1‑10 стр. 11‑20 стр. 21‑30 стр. 31‑60 стр. 61+ стр. Основное Кол‑во стр. Доп. Поиск Ничего не найдено :( Недавно просмотренные работы Просмотренные работы не найдены Заказ Антиплагиат Просмотренные работы ru ru/