Природный газ- запасы, месторождения

Потенциальные ресурсы газа в Республике Казахстан оцениваются в 8616 млрд. м³, из которых 1862 млрд. м³ – это разведанные запасы А+В+С, и категории С₂ -94,5 млрд. м³, перспективные и прогнозные запасы – 5656 млрд. м³.

Запасы газа категорий А+В+С распределяются на начальные и остаточные запасы (начальные – добыча = остаточные запасы) и составляют 2400 млрд. м^3.

Распределение запасов газа по областям следующее: ЗКО –и 1470 млрд. м³; Актюбинская область – 200; Атырауская – 450; Мангыстауская – 210; Южный Казахстан – 37; Центральный Казахстан – 10 млрд. м³.

В настоящее время на территории Казахстана имеются магистральные газопроводы: Средняя Азия – Центр; Оренбург – Новопсков; Бухара – Урал; Газли – Чимкент – Бишкек – Алматы. Общая протяжённость ≈ 10 тыс. км., 27 компрессорных станций с насосами общей мощности 2,4 млн. кВт., 85 газораспределительных станций и 2 подземных газохранилища – Базойское и Акыр- Тюбинское, ёмкостью 4 млрд. м³.

По данным “Вестник ФЭК России” прогноз добычи газа в РК – 95-5,9; 2000-15-18; 05-16-24; 2010-22-31 млрд. м³.

Месторождения делятся на: газовые, газонефтяные, нефтегазовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные. В Казахстане:

газовые: Чатырлы – Чум (Мангыстауская область);

газонефтяные: Узень, Каламкас (Мангыстауская область);

газоконденсатные: Имашевское (Атырауская), Амангельды (Жамбыл), Ракушечное (Мангыстауская область);

нефтегазоконденсатные: Жанажол, Урихтауское (Актюбинск), Карачаганак, Чинаровское (ЗКО), Тасбулат, Жетыбай, Прорва Западное (Мангистауская область).

По данным Казахстанского института стратегических исследований при Президенте РК наличие газа и газового конденсата составляет:

Таблица 3. Запасы природного газа в Казахстане

Практически все запасы газа находятся в растворённом состоянии в нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождениях. Почти 50% остаточных запасов разрабатываемых нефтегазовых месторождений относятся к трудноизвлекаемым.

Характеристики наиболее крупных месторождений:

1. Карачаганакское- 1,2 млрд.т. нефти и газоконденсата и > 1,35 трлн. м³ газа

2. Тенгизское – 3 млрд.т. нефти и > 1,8 трлн. м³ газа

3. Жалажольское-100 млн.т. нефти, 100 млрд. м³ газа и 26,5 млн. т газового конденсата

4. Жетыбайское – 70 млн. т. нефти, 17 млрд. м³ газа и 0,3 млн. т конденсата

5. Каламкаское- 100 млн. т нефти и 20 млрд. м³ газа,

В 2002 году в Казахстане добыто 11 млрд. м3 газа, из которых около 20% полезно используется, остальные 80% сжигаются.

Основные магистральные газопроводы Казахстана:

1. «Средняя Азия – Центр»

Связывает Туркменистан и Узбекистан с Россией. В нём 5 ниток, L (длина) -5215 км, пропускная способность 820 млн м³/сут. Связан с газопроводами “Макат – Северный Кавказ” и “Окарем - Бейпеу” – характеристики: “Макат – Северный Кавказ”– 371 км, 70 млн м³/сут, “Окарем - Бейпеу” – 473 км и 70 млн м³/сут.

2. “Бухара- Урал”:

Связывает Узбекистан и Россию. В нём 2 нитки, L -1175 км, пропускная способность 400 млн м³/сут. С ним связаны газопроводы Жалажол – Октябрьск – Актобе и Карталы – Рудный – Кустанай. Жалажол – Октябрьск – Актобе- 270 км, Карталы – Рудный – Кустанай -154 км.

3. “Оренбург - Новопсков”:

Проходит через север РК. L -382 км, пропускная способность 170 млн м³/сут.

4. “Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек – Алматы”:

Узбекский газ идёт на юг РК. Имеет 2 нитки, L -1585 км, пропускная способность 36 млн м³/сут.

5. Газопровод “Газли - Шымкент” соединяет БГР – ТБА с магистралью Бухара- Урал. L -314 км и также обеспечивает газом Южноказахстанскую область. Этот газопровод идет через территорию Киргизии и чтобы исключить хищения газа со стороны соседей, нужно строить перемычку в обход братской страны (L – 150 км, 100 млн.$).

Основной источник доходов газовой отрасли Казахстана – это международный транзит газа, что является важным геополитическим рычагом, особенно при снижении добычи газа в России (с 92 до 72 млрд. м3).

Объём внутренней транспортировки газа в РК – 4,2 млрд. м³ в год.

Добыча природного газа: 2002г – 14,1; 2003г-16,6; 2004г-22,1; 2005г-25,0 млрд м3.

Динамика потребление газа в республике – 91 год-12,2; 99-5,1; 2002- 5,4; к 2015-15 млрд. м³/год.

Добыча природного газа в перспективе оценивается: в 2010 г. - 47 и в 2015 году - 50 млрд. м³, из которых 2/3 нужно будет экспортировать. Регионы поставки – рынки Россия, Европа, Азиатско- Тихоокеанский регион. Наиболее вероятна доставка по газопроводу “Средняя Азия - Центр” и системам “Газпрома”. Транзитом через Россию на экспорт может идти 15-20 млрд. м³ газа. Сейчас на границе с Россией, Казахстан продаёт 5 млрд. м³. Выход на Европу возможен через “Союз”- магистральный газопровод России.

Приоритетные направления газовой отрасли:

- строительство ГТУ в районах с избытком попутного газа (сжигается в факелах);

- строительство ГПЗ для производства сжиженного газа;

- развитие сети магистральных распределительных газопроводов в Западном и Северном Казахстане;

- развитие нефтегазовой промышленности.

Начато и предполагается строительство газотурбинных установок (Шнос – 55 МВт. Актобе…-48 МВт, Тенгизшевройл – 480 МВт и т. д.), что решает проблемы зависимости Запада РК от импорта электроэнергии из России и улучшает экологию Западного региона.

Попутный нефтяной газ можно транспортировать только после очистки, а затраты на неё таковы, что транспорт газа уже не рентабелен.

Сейчас в РК три газонефтеперерабатывающих завода по производству сжиженного газа – Казахский ГПЗ (Мангыстау), Тенгизский (Атырау), Жанажольский (Актюбинск), общей мощностью 6,2 млрд. м³/год. Освоение Тенгиза потребует переработки 8-10 млрд. м³/год и Карачаганака – 14 млрд. м³/год. Это требует расширения этих заводов и строительство новых, ожидаемой мощности.

Таблица 4. Производительность газоперерабатывающих заводов

Экспорт газа устойчив в мировой коньюктуре (это не нефть), цена газа на Европейском рынке – 150-200 $ за 1000 м³, а стоимость добычи ≈ 15-20 $ за 1000 м³, то есть в цене основное- транспорт газа.

Структура потребления природного газа – 58% преобразовано в другие виды энергии; 40% - в качестве топлива; 2% - сырьё для нефтехимии и нетопливные нужды. Структура потребления сжиженного газа: 80% - в качестве топлива; 13% на преобразование в другие виды энергии, 7%- на нетопливные нужды.

Таблица 5. Потребление природного и сжиженного газа в 2001г (по ранжиру):

Проблемы газовой отрасли:

-падение объёмов потребления газа в Казахстане с 13,0 в 1991г. до 5,4 млрд.м3 в 2001 по природному газу, и по сжиженному газу – с 853 до 350 тыс т.

- неразвитость внутреннего рынка и газотранспортной инфраструктуры;

- несоответствие запасов и потребителей по территории;

- отсутствие выходов на внешние рынки;

- износ оборудования;

- малые мощности ГПЗ;

- отсутствие нефтегазовых производств.

Направления развития газовой отрасли в Казахстане:

1. Модернизация системы магистральных газопроводов.

2. Увеличение международного транзита газа до 150 млрд. м³

3. Строительство новых газопроводов для экспорта газа РК.

4. Развитие газового передела – энергетика, газохимия.

2.3 Нефть – запасы, месторождения

Прогнозные геологические запасы нефти составляют 7 млрд.т, разведанные извлекаемые – 2,1 млрд. т.

В Атырауской, Мангыстауской, Актюбинской, ЗКО сосредоточено 113 из 122 месторождений, где сосредоточено 95% начальных и 98% остаточных запасов нефти. В Жезказганской области – 92.3 млн.т, Кзылординской области – 38.3 млн.т. На Западе Казахстана (Прикаспийская впадина) сосредоточено около 64% всех запасов нефти. Самые крупные – Тенгиз, Карачаганак, Жанажол, остальные месторождения имеют запасы более 100 млн.т. В Прикаспийской впадине, 90% нефти, 98% газа и 100% конденсата расположены в подсолевом слое на глубине 5-7 км. Порядка 60-70% запасов нефти РК являются трудноизвлекаемыми, затраты на добычу высокие, много парафина. Для добычи нефти закачивают горячую воду и пар для поддержания пластового давления.

Извлекаемые запасы нефти: Ирак – 5,5; Кувейт-8,9; Ливия- 3,2; ОАЭ – 4,3 млрд. т.

Нефть – горючая маслянистая жидкость, представляющая собой смесь жидких углеводородов (парафиновых, нефтяных, ароматических) в которых растворены газообразные и твёрдые углеводороды. Состав и свойства нефтей зависят от месторождений и обычно в нефти содержится 82-87% углерода, 10-14% водорода и до 0,5-5% прочих элементов. Плотность – от 0,65 до 1,05 кг/см³. Температуру застывания от +26 до -60 ˚С, температуру вспышки – ниже 0 ˚С, температура самовоспламенения - > 500 ˚С, тепловыделения при сгорании - 10500-11000 ккал/кг.

В зависимости от массовой доли серы нефти делятся на три класса – малосернистые (до 0,6%), сернистые (0,61-1,8%), высокосернистые (> 1,8%). Каждый класс по плотности делится на три типа – лёгкие (до 850 кг/м³), средние – (851-885 кг/м³), тяжёлые (> 885 кг/м³).

Процессы нефтепереработки принято делить на две группы:

- при первичной переработке нефть разделяют на две части, выкипающие в определённом интервале температур путём её испарения и последующего разделения паров на фракции (атмосферная или вакуумная перегонка). При этом состав нефти не изменяется.

- при вторичной переработке высококипящих фракций нефти под действием высоких температур происходит расщепление больших углеводородных молекул на менее крупные, входящие в состав лёгких топлив (термический и каталитический крекинг) . Применение вторичных процессов переработки увеличивает количество светлых нефтепродуктов, отбираемых из нефти. Для повышения стабильности и качества светлых дистиллятов применяют очистки фракций прямой перегонки или гидроочистки.

До 1993 года в Европе и США доля вторичной переработки нефти была невысока - 40%, но нефтяной кризис заставил углубить переработку из нефти. В результате цены на нефть снизились до прежнего предела, на 20-30% снизились общие объёмы переработки нефти.

Глубина переработки нефти в развитых странах составляет порядка 91%, а на НПЗ бывшего Союза доходила до 65%.

В Казахстане имеется три НПЗ:

- Атыраусский НПЗ с объемом переработки нефти 4,5 млн. т/год и глубиной переработки 55%, после реконструкции завода объем переработки возрастет до 6 млн.т.

- Казахстан Петролеум Продактс (ШНОС) с объемом переработки нефти 8, затем 12 млн. т/год глубиной переработки, соответственно, 59-85%.

- Павлодарский НПЗ – объем переработки нефти до 13 млн.т/год, глубина переработки 82%.

По данным Казахстанского института стратегических исследований при Президенте РК доказанные запасы нефти оцениваются: Ближний восток – 90 млрд.т; Северная Америка- 12,0; Латинская Америка – 9,3; Африка – 7,8; Азия – 6,2; Европа (без СНГ) – 2,5; СНГ – 22,7; Казахстан – 4,0 млрд.т (2,6%).

Таблица 6. Динамика добычи нефти в РК:

Таблица 7. Динамика добычи нефти и газового конденсата:

Таблица 8. Действующие нефтепроводы:

Перспективные нефтепроводы:

1. Тенгиз-Новороссийск (Каспийский трубопроводный консорциум-(КТК). Создан в 1992 году. В составе- Россия и Казахстан - по 25 %, Оман-50%. Протяженность 1450 км, объем транспортировки 50 млн. т/год, стоимость 2,2 млрд.$.

В 2001 году введена первая очередь до Новороссийска, что позволило экспортировать из Казахстана и России 15 млн. т/год. После ввода 2-ой очереди возрастёт до 60-75 млн.т (в том числе из Азербайджана). В 1996 году в Алматы были перераспределены доли участия в акциях КТК: Россия -24%, Казахстан-19%, Оман-7, Шеврон-15, Лукойл-12,5, Мобил-7,5; Роснефть-7,5; Аджин-2,4; Бритишгаз – 2%.

2. Тенгиз-Актау- Баку-Джейхан. Турция, заинтересованная в прикаспийской нефти, ограничила проход танкеров через Босфор в связи с опасностью аварий и загрязнения своих курортов (значительная часть дохода страны) и предлагает новый вариант транспортировки. Предлагаемый вариант: чтобы нефть Казахстана, Азербайджана, Армении поступала бы в нефтепровод Азербайджан- Грузия (работает), а далее по новой трассе через Турцию в порт Джейхан. Эта трасса идёт через горы, где часты землетрясения, нестабильная политика на Кавказе и у курдов в Турции.

3. Западный Казахстан – Иран (Персидский залив). Поток: месторождение Тенгиз→Актау→танкерами через Каспий→Иранский порт Рашти→нефтепровод 1500км→терминалы на остров Харг в Персидском заливе. Не очень привлекательный проект, так как в Персидском заливе 75% мировых запасов нефти с готовой добычей 900 млн.т и 10-20 млн.т нашей нефти не составляют конкуренции. Но эта нефть идёт на азиатский рынок, который сильно растет; удобный транспорт морем (дешевый); большой интерес Ирана.

4. Западный Казахстан – Западный Китай, протяженностью 3000 км; пропускной способностью 50 млрд.т/год, стоимостью 3,5 млрд $. Есть еще шанс по проекту- Западный Казахстан – Синьзян – Уйгурсукий автономный округ и входит в Китайский трубопровод. Для Китая очень важен, так как будет питать НПЗ в городе Урумчи. Они будут контролировать Казахстанский рынок даже в ущерб собственному производству. Китай владеет Актобемунайгаз и Озенмунайгаз, что может обеспечить перекачку 20 млн.т/год. Учитывая собственные потребности Казахстана в нефти на переработку 42-51 млн.т/год, то в этот трубопровод может пойти нефть Карачаганака и Кумколя. Здесь кроме экономических интересов есть факторы политического характера. Трубопровод находится в стадии строительства.

5. Порт Актау→Каспий (танкерами), Баку→ Поти, Новороссийск → Чёрное море (танкерами) →порт Констанца. Его терминалы (24 млн.т/год) обеспечат доставку нефти в Словению, Италию, Югославию. Румыны хотят перерабатывать нашу нефть на своих НПЗ. Объём экспорта ≈30 млн.т/год.

К 2010 году Казахстан может экспортировать 56-58 млн.т/год.