Повышение роли газа как перспективного энергоносителя, обеспечивающего решение важных социально-экономических задач в Казахстане

Отмечается, что природный газ играет, и будет играть в будущем, важную роль в удовлетворении растущего спроса на экологически чистую электроэнергию. Подчеркивается, что на долю Казахстана приходится около 1 % мировых запасов газа.

Делается вывод, что для республики стратегически важной задачей является эффективное использование попутных нефтяных газов. Уделяется особое внимание Генеральной схеме газификации страны до 2030 года. Анализируются данные, связанные с повышением уровня газификации населения в регионах республики и увеличением объема инвестиций для реализации Генеральной схемы газификации Республики Казахстан. 

В развитых странах мира природный газ играет, и будет играть в будущем, важную роль в удовлетворении растущего спроса на экологически чистую электроэнергию. Современные газовые электростанции имеют значительно меньше вредных выбросов в атмосферу, чем угольные в пересчете на киловатт-час произведенной электроэнергии. В странах, отказавшихся от строительства новых атомных станций или ограничивающих их использование, газ в силу изобилия запасов и экономической рентабельности рассматривается не как переходный вид топлива, но даже как основной.

Республика Казахстан по объему разведанных запасов газа и газового конденсата занимает на сегодняшний день 15е место в мире [1; 23-24]. На долю республики приходится около 1 % мировых запасов газа.

В Казахстане разведанные запасы природного газа оцениваются в 2-2,5 трлн. кубометров, потенциальные запасы могут составить 10 трлн. кубометров [2; 15-20]. В 2009 г. Государственным балансом РК были учтены 216 нефтяных, 191 газовое и 55конденсат ных месторождений [3; 63-67]. Суммарный объем всех утвержденных соответствующим Комитетом запасов газа категории АВС1 составляет 5 трлн. кубометров. Из них в Госбаланс включено 3,7 трлн. кубометров свободного и 2,4 трлн. кубометров попутного растворенного газа.

Предварительно-оценочные запасы газа (категория С2) по 16 морским проектам Казахстанского сектора Каспия оценены в 617 млрд. кубометров. Из них более 70 % содержится в двух структурах – «Хвалынской» и «Аташской». Перспективные и прогнозные морские ресурсы (категории СЗ и D1-2) могут содержать еще 8 трлн. кубометров газа.

В настоящее время по всем категориям зарегистрировано около 130 месторождений с разрабатываемыми и предварительно оцененными запасами газа, из них: газовые (Г) – 21 %; газоконденсатные (ГК) – 9; нефтегазоконденсатные (НГК) – 23; нефтегазовые (НГ) и прочие с малым содержанием газа – 31. В разработке находятся 44 месторождения, содержащие более 80 % извлекаемых запасов углеводородных газов [4].

По величине запасов газа месторождения разделены на группы, млрд. м3: гигантские – более 300; крупнейшие – 100,1-300; крупные – 30,1-100;средние – 10,1-30; малые – 3,1-10; мелкие – 1-3; очень мелкие – меньше 1.

Перечень месторождений с указанием их групповой принадлежности, категории (Г, ГК, Н, НГК, НГ) и запасов газа может быть представлен следующим образом, млрд. м3 [5; 93]:

  • гигантские: «Карачаганак» (НГК) – 1370; «Тенгиз» (Н) – 569; «Кашаган» (Н) – 227;крупнейшие: «Жанажол» (НГК) – 133;«Имашевское» (ГК) – 129;крупные: «Жетыбай» (НГК) – 99;«Тенге» (НГК) – 45; «Узень» (НГ) – 43;«Урихтау» (НГК) – 40;
  • средние: «Прорва» (НГК) – 28;«Каламкас» (НГ) – 27; «Амангельды» (Г) – 25;«Тепловско-Токаревское» (НГ) – 25; «Жетыбай Южный» (НГК) – 23; «ШагырлыШомышты» (Г) – 20; «Чинаревское» (НГК) – 17; «Королевское» (Н) – 16; «Тасбулат» (НГК) – 13;
  • малые – 17;
  • мелкие – 25;
  • очень мелкие –

Наличие попутного газа в нефтяном месторождении характеризуется так называемым газовым фактором, который представляет собой количество кубометров газа, извлекаемого вместе с тонной нефти. Газовый фактор имеет достаточно широкий диапазон значений – от 25 до 800. Состав попутного нефтяного газа зависит от месторождения и содержит, %: метан – 58-80; этан – 5-15; пропан – 6-12; бутан

  • 2-6; пентан – 1-2; углекислый газ – 0,26; азот
  • 0,62, а также жидкие и твердые примеси. Именно эта неоднородность и наличие примесей не позволяют транспортировать (по причине быстрого выхода из строя газопровода) и использовать попутный газ в качестве готового топлива (снижение КПД и срока эксплуатации установок).

По прогнозу МЭМР, к 2025 г. Казахстан будет добывать до 100 млрд. кубометров сырого газа, в том числе и попутного. Однако до 70 % этих объемов не планируется для коммерческой реализации, а будет закачиваться обратно в нефтяные пласты для повышения уровня нефтедобычи [6; 78-80].

В структуре общей добычи газа доля попутных нефтяных газов составляет около 50 %. Эффективное использование такого газа является стратегически важной задачей для Казахстана, поскольку в общих разведанных запасах газа, оцениваемых в 3,7 трлн. кубометров, попутный газ составляет 75 %.

С момента полного запрета в 2011 г. сжигания попутных нефтяных газов недропользователями в Казахстане сделано немало.

В последние 5 лет наблюдается позитивная динамика уменьшения объемов сжигания газа. В настоящее время достигнута следующая степень утилизации попутного нефтяного газа: 17 недропользователей перерабатывают его полностью, 6 – более 90 % и 17 – более 70 % [5; 94].

На ближайшие годы ключевые задачи предприятий нефтегазового комплекса определены необходимостью переработки попутного нефтяного газа. В зависимости от цели дальнейшего применения его переработка производится несколькими способами [7; 806]:

  • ¨-разделение на компоненты с получением сухого отбензиненного газа – аналога природного газа для дальнейшей транспортировки по газопроводам и широкой фракции легких углеводов для переработки на предприятиях нефтехимической отрасли;
  • ¨-закачка обратно в пласт для повышения внутрипластового давления при падающей добыче нефти (сайклинг-процесс);
  • ¨-использование газа на нефтепромыслах в качестве источника теплои электроэнергии (сжигание в энергетических установках – газопоршневых и газотурбинных электростанциях);
  • ¨-получение сжиженного газа, пользующегося устойчивым спросом на мировом рынке и являющегося более дешевым топливом в сравнении с бензинами;
  • ¨-переработка по методу ФишераТропша (GTL–технология) с получением синтетической нефти, а из нее – авиационного и автомобильного топлива с высоким октановым числом, а также разнообразных полимерных материалов.

Сочетание всех перечисленных способов позволяет утилизировать до 95 % попутного газа. Каждый из способов имеет свою эффективную область применения и его выбор во многом зависит от конкретных условий нефтяного месторождения. В качестве сырья попутный газ может использоваться в различных отраслях промышленности и прежде всего в нефтехимии. В результате его переработки возможно получение целого ряда ценных продуктов: сухого отбензиненного газа, этана (для производства этилена), смеси пропана и бутанов, стабильного газового бензина, широкой фракции легких углеводородов, являющейся сырьем для пиролиза и далънейшего производства различных мономеров.

Относительно экспорта своего газа Казахстан пока не строит больших планов, поскольку в последнее время приоритетной стала задача газификации насленных пунктов. Дело в том, что в настоящее время в республике газифицировано девять областей из четырнадцати, причем, не только за счет отечественного газа, но он импортировался из соседних стран по схемам замещения. После введения с 9 января 2012 г. Закона РК «О газе и газоснабжении» была поставлена задача обеспечения бесперебойных поставок товарного газа на внутренний рынок и комплексное развитие газотранспортных сетей республики. Законом также предусматривалась разработка Генеральной схемы газификации территории Республики Казахстан и стимулирование развития рынка сжиженного природного газа.

Тогда же в числе приоритетных были обозначены проекты строительства нитки «С» первого участка магистрального газопровода Казахстан-Китай, строительства магистрального газопровода Бейнеу-Бозой-Шымкент и строительства 2-й и 3-й очередей Жанажольского ГПЗ. С 1 августа 2012 г. были начаты строительно-монтажные работы по второму участку газопровода Казахстан-Китай по маршруту Бейнеу-Бозой-Шымкент. Прорабатывался также проект строительства газопровода Тобол-Кокшетау-Астана для газификации Астаны и северных регионов страны на основе природного газа российского происхождения, поставляемого по СВОП – операции с месторождений Западного Казахстана. Рассматривалась и возможность поставок газа с планируемого Карачаганакского газоперерабатывающего завода. Газификация ВосточноКазахстанской области предполагалась через строительство газопровода СарыбулакЗимунай, который должен был проложен согласно соглашению между РК и КНР 10 декабря 2012 г. Таким образом, обсуждавшиеся ранее четыре проекта: магистральных газопроводов Бейнеу-Бозой-Шымкент, КазахстанКитай, Сарыбулак-Зимунай» Тобол-КокшетауАстана должны решить вопросы обеспечения трубопроводным газом казахстанских населенных пунктов, использующих пока уголь или сжиженный газ [8; 43].

На сегодня уровень региональной газификации остается не равнозначным: от 6 % в Алматинской области до 98 % в Мангистауской области. Поэтому Президентом РК было поручено Правительству доработать Генеральную схему газификации страны до 2030 г. Согласно разработанному документу, начиная с 2015 г., в Казахстане планируется газифицировать свыше 1600 населенных пунктов в 13 областях с ожидаемым охватом населения порядка 12 млн. человек. Согласно разрабатываемому плану, уровень газификации населения в 13 областях Казахстана будет увеличен с текущих 32 до 56 % к 2030 г. Такую задачу Глава Государства назвал чрезвычайно актуальной. Пока эти регионы используют другие виды топлива. Как правило, это уголь, сжиженный газ и электричество, которое также вырабатывается на угольных станциях.

По данным отраслевого ведомства, потребление газа в разрезе регионов вырастет с текущих 10,9 млрд. до 18 млрд. кубометров к 2030 г. В рамках Генеральной схемы планируется строительство новых газопроводов и доведение их суммарной протяженности с 28,5 до 57,5 тыс. километров. По предварительным оценкам, объем инвестиций для реализация Генеральной схемы газификации Республики Казахстан до 2030 г. составит 656 млрд. тенге [8; 44].

Обобщая вышесказанное следует отметить, что Казахстан пересматривает роль добываемого природного и попутного газа, как приоритетного социального фактора и диапазон его использования в различных сферах экономики.

 

ЛИТЕРАТУРА

  1. Бабак В. Нефтегазовый сектор Казахстана // СА & СС Press RAB Издательский дом (Швеция). – 2006. – № 4 (46). – С. 23-24.
  2. Аванян Э. А. Газовый потенциал Центрально-Азиатских государств // Нефть, газ и бизнес. – 2011. – № 1. – С. 15-20.
  3. Виноградова О. Газ Казахстана – 2010 // Нефтегазовая вертикаль. – 2010. – № 19. – С. 63-67.
  4. Программа развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2004-2010 годы: Утверждена постановлением Правительства Республики Казахстан от 18. 04. № 669.
  5. Тасекеев М., Васильянова Л. Утилизация нефт яного газа // Промышленность Казахстана. – 2014. – № 1 (82). – С. 93-95.
  6. Лукин О. Попутный отбор // Нефтегазовая вертикаль. – 2010. – № 19. – С. 78-80.
  7. Фейгин В. И., Брагинский О. Б., Заболотский С. А. и др. Исследование состояния и перспектив направлений переработки нефти и газа, нефтеи газохимии РФ. – М.: Экон-информ, – 806 с.
  8. Масштаб и значимость: в поисках оптимального сценария // Промышленность Казахстана. – 2014. – № 5 (86) – С. 40-45.
Год: 2015
Город: Костанай
Категория: Экономика