Программа развития газовой отрасли Республики Казахстан (2004-2010): состояние, ресурсы, переработка и потребление

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

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

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

---

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

• Информатика
• Банковское дело
• Оценка бизнеса
• Бухгалтерское дело
• Валеология
• География
• Геология, Геофизика, Геодезия
• Религия
• Общая история
• Журналистика
• Таможенное дело
• История Казахстана
• Финансы
• Законодательство и Право, Криминалистика
• Маркетинг
• Культурология
• Медицина
• Менеджмент
• Нефть, Газ
• Искуство, музыка
• Педагогика
• Психология
• Страхование
• Налоги
• Политология
• Сертификация, стандартизация
• Социология, Демография
• Статистика
• Туризм
• Физика
• Философия
• Химия
• Делопроизводсто
• Экология, Охрана природы, Природопользование
• Экономика
• Литература
• Биология
• Мясо, молочно, вино-водочные продукты
• Земельный кадастр, Недвижимость
• Математика, Геометрия
• Государственное управление
• Архивное дело
• Полиграфия
• Горное дело
• Языковедение, Филология
• Исторические личности
• Автоматизация, Техника
• Экономическая география
• Международные отношения
• ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда