Добыча природного газа

Введение. 

Добыча природного газа человечеством на промышленном уровне с помощью бурения скважин  началась в прошлом веке. Хотя о  его залежах в недрах земли  было известно намного раньше. Природный  газ принадлежит к числу наиболее полезных ископаемых. В современном мире главное его использование, - как горюче топливо, а также в химической промышленности для синтеза полимерных материалов. Находится он под землей на глубине нескольких тысяч метров. Страны-лидеры по добыче данного ресурса, применяя современные технологи, могут добывать его из глубин в 6000 метров и даже глубже. Природный газ в земных недрах пребывает в газообразном состоянии: иногда как самостоятельное ископаемое, иногда как сопутствующее залежам нефти, а иногда растворенный в составе нефти или воды. При нормальном атмосферном давлении (101,325 кПа) и при температуре 20°С он всегда газообразен. Состоит из смеси различных газов. Но наиболее весомое его содержание составляет метан (СН4) (третий по встречаемости во Вселенной), поэтому не имеет запаха, как впрочем и цвета. А вот уже газ используемый нами в быту всегда имеет неприятный запах, потому что к нему добавляют немного вещества с сильным запахом (одорант), что позволяет вовремя выявлять утечку.

Между тем добыча природного газа очень трудоемкий и затратный процесс. Сперва производится разведка месторождения, потом пробное бурение, и лишь затем приступают к освоению залежей природного газа путем бурения многих других скважин. На вновь пробуренную скважину ставят регулирующий клапан (вентиль, задвижку) для его равномерного поступления, так как он находится в залежах под очень большим давлением, по сравнению с атмосферным и сам поднимается вверх. Добытый таким образом природный газ перерабатывают, чтобы удалить из его состава различные примеси, такие например, как пропан, бутан, сероводород, водяной пар и др., и лишь после этого транспортируют на большие расстояния по системе трубопроводов к потребителям. Для более прогнозированного использования и хранения добытого природного газа, создают хранилища, представляющие собой стальные емкости (газгольдеры) способные выдерживать большие избыточные давления (до 1.5 МПа и больше). Иногда этот ценный природный ресурс хранят в жидком состоянии, но для этого его нужно охладить до 160 градусов ниже нуля по Цельсию. Заслуживает внимания, также используемая в настоящее время, идея хранить добытый природный газ в земных пустотах ранее освоенных полезных ископаемых, куда его закачивают компрессорами. Такие хранилища служат для бесперебойной подачи потребителям при неравномерном расходе. Схема простая: при малом расходе хранилище заполняют, при большом производят дополнительный отбор - своего рода конденсатор.

Естественные  природные залежи газа могут встречаться  в различных местах земли. Особый интерес и перспективу добычи имеют месторождения находящиеся на дне морей, которых в настоящее время открыто и разведано не мало. Современная техника позволяет извлекать природный газ из морских месторождений глубиной до 300 метров. Специальную для этого установку буксируют к месту добычи, устанавливают с помощью выдвижных опор на морское дно. Иная, более сложная конструкция находится в притопленном состоянии, нижняя часть которой крепится стальными тросами и якорями, а все необходимое оборудование находится на плавучей части.

Интересно отметить, что совершенствование пирогенетической технологии шло по пути более полного использования топливного потенциала. При сухой перегонке типа коксования в газ переходит не более 30-40% теплоты топлива. При окислительной газификации с добавлением кислорода, воздуха, водяного пара можно добиться перевода в газ до 70-80% и более потенциальной теплоты. Практически при газификации твердого топлива в зольном остатке органических соединений не остается.  

Однако у газа, получаемого при окислительной  газификации, теплота сгорания ниже, чем у газа при коксовании. Поэтому при производстве городского газа комбинировали процессы коксования с газификационными. Впоследствии, уже в 20 веке, появилась возможность повысить калорийность бытового газа, включив в схему газификации операцию каталического метанирования – превращения части оксида углерода и водорода, содержащихся в газе окислительной газификации, в метан. Тем самым удалось достичь необходимой для нормальной работы горелок теплоты сгорания получаемого бытового газа не менее 16,8Мдж/м3 (4000 ккал/м3).  

Итак, газ заменил  другие виды топлива сначала для  освещения, затем для приготовления  пищи, отопления жилищ. Но почти столетие для этих целей использовался  практически только искусственный  газ, полученный из твердых топлив. А как же природный газ? Использование природного газа началось давно, но осуществлялось поначалу лишь в местах его естественных выходов на поверхность. В Дагестане, Азербайджане, Иране и других восточных районах с незапамятных времен горели ритуальные “вечные огни”, рядом с ними процветали за счет паломников храмы.

Дело в том, что всерьез стали искать и  разрабатывать месторождения природного газа в 20-х годах 20 века. И лишь в 30-х  годах техника бурения на большие  глубины (до 3000 метров и более) позволила обеспечить надежную сырьевую базу газовой промышленности. Развитию новой отрасли помешала вторая мировая война. Тем не менее уже в 1944 году начались изыскательские работы по прокладке первого промышленного газопровода Саратов-Москва. Это был первенец, за которым в 50-х годах последовали Дашава-Киев, Шебелинка-Москва. В следующие десятилетия весь СССР пересекали мощные трассы, по которым в настоящее время передаются огромные количества природного газа. Именно поэтому газ становится постепенно энергоносителем номер один для коммунально-бытовых нужд и промышленных энергетических установок. Доля природного газа превысила 60-процентный рубеж в энергетике производства цемента, стекла, керамики, других строительных материалов, приближается к 50 % в металлургии и машиностроении. Применение природного газа в стационарных энергетических установках позволяет с учетом снижения расхода на собственные нужды электростанций увеличить их КПД на 6-7%.

Природный газ  находится в земле на глубине  от 1000 метров до нескольких километров. Сверхглубокой скважиной недалеко от города Новый Уренгой получен приток газа с глубины более 6000 метров. В недрах газ находится в микроскопических пустотах, называемых порами. Поры соединены между собой микроскопическими каналами — трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине. Движение газа в пласте подчиняется определённым законам. Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения. Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а так же преждевременное обводнение залежи. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.1 Ресурсный потенциал газовой промышленности  

Доля Республики Казахстан в общемировых запасах газа, по статистическим данным, составляет порядка 1,1%, в мировом рейтинге по запасам газа республика занимает  15  место.

Разведанные  запасы  природного  газа, с  учетом новых  открытых  месторождений  на  Каспийском  шельфе, и утвержденные Государственной комиссией по запасам, составляют 3,7 трлн. куб.м, в том числе: растворенного газа - 2,4 трлн. куб м, и свободного газа - 1,3 трлн. куб.м.,  потенциальные и прогнозные  ресурсы по газу достигают  6-8  трлн. куб.м, что связано с активным  освоением казахстанского шельфа Каспия.

Тем не менее, в   общемировом объеме добычи природного газа доля Казахстана составляет всего 0,9%. Кроме того, значительный объем добываемого газа  в республике приходится на  нефтегазоконденсатное  месторождение  Карачаганак,  доля которого составляет более 45%.

Следует отметить, что практически все наиболее крупные нефтегазовые месторождения  республики имеют в составе добываемой нефти растворенный  газ с  повышенным содержанием сероводорода и других сернистых соединений. Поэтому одной  из основных  проблем развития  газовой промышленности является  необходимость очистки добываемой нефти и газа от сернистых соединений  с последующей утилизацией получаемой  серы и доведения ее до  товарного состояния.

Доля попутного  нефтяного газа достигает 50% и продолжает увеличиваться, поэтому компании предпринимают  меры по обратной закачке газа в  продуктивные пласты месторождений  для поддержания давления и повышения эффективности извлечения жидких компонентов углеводородного сырья.

Особенностью  разведанных запасов газа в  республике  является  то,  что  практически  на  всех месторождениях  добыча  газа ведется попутно с добычей нефти и  газового конденсата.

Запасы свободного газа  промышленных категорий разведаны на более чем 70 газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождениях.  В разработке находится около 30 месторождений, с которыми связано 86% начальных запасов газа промышленных категорий.

При  этом  следует  отметить,  что  добыча газа составляет всего 5% от начальных извлекаемых запасов газа по  разрабатываемым  месторождениям.

Доля природного газа в топливно-энергетическом балансе  Казахстана составляет свыше 16%. В качестве исходного топлива природный  газ  обеспечивает  выработку  около  30% электроэнергии.

Основная часть  газовых ресурсов в Казахстане сосредоточена  на крупных разрабатываемых или  подготовленных к разработке месторождениях, в том числе нефтяных - Тенгизское, Кашаган, Королевское (Атырауская область), газоконденсатных - Карачаганак (Западно-Казахстанская область),Жанажол, Урихтау (Актюбинская область) и других.

Отличительная особенность прогнозируемых ресурсов газа заключается в том, что они  в основном располагаются в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, и характеризуются сложностью извлечения, прежде всего,  из-за больших глубин (более 5 тысяч метров), многокомпонентностью состава и повышенным содержанием сероводородных соединений.

В то же время  месторождения, расположенные на небольших глубинах и не содержащие сернистые соединения, имеют сравнительно небольшие запасы газа, что особенно важно для локальной газификации местных территорий.

Если сравнивать запасы газа в региональном разрезе, то значительная  часть ресурсов природного  газа сосредоточена в Атырауской  области  - примерно  43%,  затем  в Мангистауской - 29%, далее в Западно-Казахстанской-  19% и в Актюбинской области – 5%.

В таблице 1 приведены  основные углеводородные месторождения  природного газа, запасы в которых превышают 0,5%  от государственных запасов.  

Таблица 1  

Запасы природного газа  по основным месторождениям  

Вместе с тем, основная доля запасов природного газа около 65% приходится на месторождения Тенгизское и Карачаганак.  

1.2.Динамика  производства природного газа    

Как показывает анализ, объем производства газа в  Казахстане ежегодно растет.

Так, если в 2001 году  нефтегазодобывающими предприятиями было добыто 5,46 млрд. куб. м газа (в том числе свободного - 4,95 млрд. куб.м,  нефтяного попутного газа – 0,51 млрд. куб. м), то в 2009 году  производство природного газа (валовой выпуск) достигло  35,94 млрд. куб.м (109,3% к 2008 году).

Динамика производства природного газа в натуральном выражении  в Республике  Казахстан за период  2001-2010 годы показана  в таблице 2.

По прогнозным данным, в 2010 году объем газодобычи возрастет до 35 млрд. куб.м, к 2015 году - до 45-50 млрд. кубометров.

По предварительной  оценке Национальной компании «КазМунайГаз»  объем добычи природного газа к 2020 году увеличится до 114 млрд. куб.м, товарного газа - до 30 млрд.куб.м. Вместе  с тем согласно прогнозным данным ожидается,  что  потребление  газа  в  Казахстане  возрастет   до 18,7 млрд.куб.м.  к 2020 году.

Наиболее крупными предприятиями по добыче природного газа являются: Karachaganak Petroleum Operating B.V., KPO (48%), СП  ТОО «Тенгизшевройл» (24,4%), АО «СНПС-Актобемунайгаз» (9,8%), Толкыннефтегаз (4,2%), АО «Разведка Добыча «КазмунайГаз» (3,7%), СП «Казгермунай» (1,9%), АО «Мангистаумунайгаз» (1,3%) и АО «Амангельды Газ» (1,1%), в скобках указана доля компании  в добыче природного газа.  

Таблица 2  

Динамика производства природного газа в натуральном выражении

в Республике  Казахстан, 2001-2010 годы   

Дальнейший рост объемов газодобычи будет во многом зависеть от разработки крупнейшего  Карачаганакского месторождения, эксплуатируемогоKarachaganak Petroleum Operating.

На первом этапе  развития этого проекта, реализованного в 1995-1997годы, объем инвестирования составил  160 млн. долларов США. В 1998-2000 годах компании-участники консорциума (BG, Chevron, Eni и Лукойл) проинвестировали  строительство производственных объектов в объеме 4 млрд.долларов США.

В рамках реализации третьего этапа разработки Карачаганакского месторождения предусматривается  ввод в эксплуатацию дополнительных производственных мощностей непосредственно  на месторождении. Однако  реализация  газового проекта вначале была перенесена на 2005 год, затем на 2008 год. Оказывается, что более выгодным является переработка добываемого газа на Оренбургском газоперерабатывающем заводе, вместо того чтобы инвестировать  свыше 1,3 млрд. долларов США на строительство ГПЗ непосредственно на месторождении.

Совместное предприятие  ТОО «Тенгизшевройл»,  партнерами которого являются Chevron (50%), "КазМунайГаз" (20%), ExxonMobil (25%), Lukarko (5%), увеличило газовый потенциал за счет реализации масштабного проекта расширения –  завода второго поколения  и закачки сырого газа, что позволило удвоить производственную мощность Тенгиза.

АО "CNPC-Актобемунайгаз", контрольным пакетом которого владеет Китайская национальная нефтяная корпорация (CNPC), разрабатывающее месторождения «Кенкияк» и «Жанажол»,  запланировало  в 2009 году подготовить на Жанажолском нефтегазоперерабатывающем комплексе свыше 3 млрд. 553 млн. куб. м газа против 2 млрд. 970 млн. 197 тыс. кубометров в 2008 году.

В настоящее  время продолжается разработка Амангельдинской группы месторождений, расположенной в Жамбылской области. Эта группа месторождений  была введена в опытно-промышленную эксплуатацию в 2002 году, а в промышленную разработку – только в 2008 году. В настоящее  время  в эксплуатации этого месторождения, имеющего важное социально-экономическое значение для Южного региона, находятся 25 добывающих скважин.

В 2009 году показатели добычи газа на Амангельдинском месторождении составили  345 млн. куб. м природного газа и 25,7 тыс. тонн газоконденсата.

В соответствии с контрактом между Министерством  нефти и газа РК  и  НК "КазМунайГаз" предусматривается проведение разведки и добычи сырья на месторождении «Урихтау».. Для детального изучения геологического строения этого месторождения планируется провести сейсморазведочные 3D- работы и строительство 5 поисково-разведочных скважин. Добычу газа планируется начать в 2016 год в объеме  1,5-2 млрд. куб.м  ежегодно.

Перспективным является также  Имашевское месторождение, которое расположено восточнее Астраханского газоконденсатного месторождения,  через которое проходит линия государственной границы между Российской Федерацией и Республикой Казахстан. Сейчас на стадии согласования находится проект Соглашения между Правительствами РК и РФ о совместном геологическом изучении и разведке данного месторождения. Соответствующее соглашение будет подписано после завершения геологического изучения и разведки месторождения, постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс каждой из стран, а также определения экономической целесообразности его освоения.

Газпром поддержал  предложение КазМунайГаза о назначении совместного казахстанско-российского  предприятия "КазРосГаз" единым оператором по совместной разработке Имашевского месторождения.

В акватории  Каспия помимо Кашагана перспективной считается структура Центральная, расположенная на границе между Россией и Казахстаном в пределах российского сектора Каспия.

В конце мая 2008 года «ЦентрКаспнефтегаз", созданный  Лукойлом и Газпромом на паритетной основе, открыл здесь новое крупное нефтегазоконденсатное месторождение. Ожидается, что запасы этого месторождения составят около 2 млрд. баррелей нефтяного эквивалента, из которых 45% - приходятся  на газ, остальные 55% - на жидкие углеводороды.

19 декабря 2008 года президенты РФ и РК  совместным заявлением утвердили  План совместных действий двух  стран на 2009-2010 годы. В связи с  этим ведется комплекс подготовительных  мероприятий по созданию СП  между ЦентрКаспнефтегазом и  КазМунайГазом и осуществляется  подготовка к подписанию Соглашение о разделе продукции при пользовании  месторождения Центральное.

Добыча природного газа в Казахстане ведется в Актюбинской, Атырауской, Западно-Казахстанской, Кызылординской  и Мангистауской  областях. Основная  доля производства приходится на предприятия Западно-Казахстанской и Атырауской областей. Значительную часть  объема  добываемого  газа  составляет  попутный газ, на долю которого риходится около 50% валовой добычи.

Добыча природного газа (валовой выпуск)  в разрезе областей Казахстана, ранжированная по убыванию, показана в таблице 2.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.3. Производственные мощности  

В республике действуют  три газоперерабатывающих завода  (ГПЗ) : Казахский ГПЗ, Тенгизский ГПЗ и Жанажольский  ГПЗ  с общей  проектной  мощностью по переработке 6,85 млрд.куб.м  газа в  год. Однако производственные мощности действующих заводов не обеспечивают полной переработки добываемого  в  стране  газа.  
 

Таблица 3

Добыча природного газа (валовой выпуск)  в разрезе областей Казахстана, млн. куб.м  

Казахский газоперерабатывающий завод, расположенный в г.Жанаозень Мангистауской области, был построен для утилизации попутного газа месторождений Мангышлака и для обеспечения сырьем завода пластмасс в Актау.

Завод предназначен для переработки  попутного  газа  с местных  прилегающих  нефтяных  месторождений: Узень Восточный, Тенге, Западное, Жетыбай Южный, Тасбулат, Актас, Нормаул Восточный и другие. Проектная мощность ГПЗ составляет 2,9 млрд.куб.м газа в  год. В 1979 году  завод был модернизирован  с целью обеспечения сырьем нефтехимического  завода для производства полиэтилена  в г.Актау  со  строительством трубопровода для транспортировки этана.

Тенгизский ГПЗ расположен в районе нефтегазового  месторождения  «Тенгиз»,  проектная мощность завода составляет 2,55 млрд.куб.м газа в год. Вместе с тем попутный газ Тенгизского месторождения характеризуется большим содержанием пропан-бутановой фракции и отличается высоким содержанием сероводорода, наличием углекислого  газа и сопутствующих компонентов, требующих очистки и дополнительной переработки.

Предполагается, что после достижения полной производственной мощности завода около  трети добываемого газа будет закачиваться обратно в коллектор, а оставшиеся объемы будут использоваться для выпуска товарного газа, пропана, бутана и серы.

Жанажольский  ГПЗ   первоначально был  рассчитан на переработку 710 млн. куб.м  газа в  год. После реконструкции завода, выполненной компанией «CNPC-Актобемунайгаз»,  производственная мощность  его достигла 800 млн. куб.м. газа в год. В сентябре 2003 года  был  введен  в  эксплуатацию  второй Жанажольский  ГПЗ   мощностью   1,4 млрд. куб.м природного газа в год, а в 2007 году запущена первая очередь третьего Жанажольского ГПЗ. Завод обеспечит переработку 6 млрд.куб.м газа в год. Запуск в эксплуатацию второй очереди третьего ГПЗ ожидается в конце 2010 года, что значительно увеличит мощность этого завода по переработке природного газа.   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.4.Транзитный и экспортный потенциал природного газа   

Казахстанская газопроводная инфраструктура исторически  была  ориентирована на транзит, в основном среднеазиатского газа. Поэтому по  существующим газопроводам Средняя Азия - Центр, Бухара- Урал, Оренбург-Новопсков транзитный объем  составляет около 100 млрд. куб. м газа в год. Действующая схема газопроводов в основном обслуживает транзитные потоки природного газа из Средней Азии в европейскую часть России.

Однако, основываясь на принципах многовекторности поставок углеводородов на внутренние и внешние рынки, Казахстан стремится развивать экономически выгодные маршруты по транзиту и экспортным поставкам природного газа.

Сегодня Казахстан  делает большую ставку на газопровод Туркменистан-Узбекистан-Казахстан-Китай с пропускной способностью 30 млрд. куб.м в природного газа в год, который  введен в эксплуатацию в декабре 2009 года и  является крупнейшим инвестиционным проектом в нефтегазовой отрасли.

Что касается Прикаспийского газопровода, то еще в 2007 году Президенты России, Казахстана и Туркменистана подписали Совместную декларацию, а в дальнейшем правительства трех стран заключили  Соглашение о сотрудничестве. В 2008 году «КазМунайГаз», «Газпром» и «Туркменгаз» подписали Соглашение об основных принципах сотрудничества в строительстве Прикаспийского газопровода. Весной 2009 года это соглашение было ратифицировано Парламентом РК. После завершения технической документации, стороны будут  готовы приступить к  строительству этого важного газопровода.

Сегодня с ростом газового потенциала стран Центральной  Азии и Прикаспия усиливается  конкуренция среди маршрутных поставок топлива мировым потребителям. Прогнозируется, что к 2015 году основными направлениями  экспорта казахстанского природного газа станут Россия и Западная Европа.

Сегодня Евросоюз делает ставку на проект Nabucco, который является  символическим примером политической воли ЕС и существует пока только на бумаге. Для Казахстана же  главным параметром в выборе экспортных маршрутов является коммерческая составляющая и ресурсное обеспечение.

Следует отметить, что в план развития КазМунайгаза на 2010–2014 годы вошли проекты диверсификации нефтегазотранспортной инфраструктуры, в том числе строительство  магистрального газопровода Бейнеу–Бозой–Акбулак, формирование Казахстанской Каспийской системы транспортировки нефти и расширение КТК.

Что касается инвестиций, то в мае 2006 года АО «КазТрансГаз»  инвестировало в ООО «КазТрансГаз-Тбилиси» более 100 млн. долларов США. Основная часть этих инвестиционных ресурсов была направлена на модернизацию и ремонт газораспределительной системы Тбилиси, приобретение и установку приборов учета газа, что позволило снизить потери природного газа с 60 до 20%.

Однако,  несмотря на улучшение производственных показателей у «КазТрансГаз-Тбилиси» образовалась задолженность перед «Корпорацией нефти и газа Грузии» за поставленный газ. Главной причиной задолженности явилось несоблюдение государственными органами Грузии договоренностей в части повышения тарифов для «КазТрансГаз-Тбилиси» и содействия в снижении покупной цены на природный газ.