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 группкол-во месторожденийместорождения балансовые запасы газа
месторождений по А+В+С1
величине запасов
всего, в % от
доказанные, запасов по
млрд.м³ РК
Республика Казахстан130 3011 100
1Гигантские (более 3 Карачаганак-НГТ 1370 45,5
300 млрд.м³) Тенгизское-Н 569 18,9
Кашаган-Н 227 7,5
2Крупнейшие 2 Жанажол-НГК 133 4,4
(100,1-300 млрд.м³) Имашевское-ГК 129 4,3
3Крупные (30,1-100 4 Жетыбай-НГК 99 3,3
млрд.м³) Тенге-НГК 45 1,5
Узень-ГН 43 1,4
Урихтау-ГНК 40 1,3
4Средние (10,1-100 8 Прорва-НГК 28 0,9
млрд.м³) Каламкас-ГН 27 1,9
Амангельды-Г 25 0,8
Тепловско-Токаревско25 0,8
е-ГН 23 0,8
Жетыбай Южный-НГК 20 0,7
Шагырлы-Шомышты-Г 17 0,6
Чинаревское-НГ 16 0,5
Королевское-Н 13 0,4
Тасбулат-НГК
5Малые (3,1-10 17 113 месторождений, 99 3,3
млрд.м³) различных по
фазовому типу
углеводородов
6Мелкие (1-3 млрд.м³)25 44 1,5
7Очень мелкие (до 1 71 20 0,7
млрд.м³)

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 Год ввода в Проектная мощность Фактически выработано вОжидаемая мощность
ГПЗ эксплуатацию 2002г. после реконстр. к
2010г.

По природ-ному газу, млн.м³ По сжиж. газу, тыс.т Природ-ного газа,
млн.м³ Сжижен. газа, тыс.т По природ-ному газу, млн.м³ По сжиж. газу,
тыс.т Казахский ГПЗ 1973 - 1-я очередь
1997 - 2-я очередь 2900 80 940 77,3 Предусматривается технологическая
модернизация завода без расширения мощности переработки Тенгизский ГПЗ
1995-1999 поэтапно 3 технологич. линии (КТЛ) 2550 90
1 линии пропан, бутан 2550 пропан, бутан До 6439 пропан, бутан 1330
Жанажолский ГПЗ 2003 1400 60 920 - 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 ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.