Перспективы развития газовой отрасли республики Казахстан

Главной особенностью нефтегазовых месторождений Республики Казахстан является то, что практически все запасы газа располагаются в посолевых отложениях Прикаспийской впадины, характеризующихся сложностью извлечения газа из-за больших (свыше 5000 м) глубин, многокомпозитностью состава и, главное, повышенным содержанием сероводородных соединений. Поэтому одной из главных проблем развития газовой отрасли Республики Казахстан является решение задачи очистки добываемых нефти и газа от сернистых соединений с их последующей промышленной утилизацией.

В настоящее время в республике зарегистрированы около 130 месторождений с разрабатываемыми и предварительно оцененными запасами природного газа, из которых 21 – газовые, 9 – газоконденсатные, 23 – нефтегазоконденсатные, 31 – нефтегазовые, а оставшаяся часть газовые с малым содержанием природного газа. В промышленной эксплуатации находятся 44 месторождения, содержащие более 80% извлекаемых запасов углеводородных газов.

Анализ газосодержащих месторождений республики позволяет разделить все газовые ресурсы республики с учетом наличных запасов объемов добычи и рентабельности их извлечения на:

‑ стратегические запасы природного газа, расположенных на больших глубинах подсолевых отложений Прикаспийской впадины со сложными коллекторными свойствами и повышенным содержанием сероводородных соединений;

‑ месторождения в стадии сокращающихся объемов добычи со средними запасами газа на небольшой глубине добычи и не содержащие сернистых соединений;

‑ бесперспективные месторождения с крайне низкой рентабельностью, свободным содержанием природного газа и суммарным запасом не более 1,5% общих объемов газа.

При среднем росте добычи природного газа на 6-8% ежегодно в 2004 году общий объем добычи газа в республике составил свыше 14 млрд. м³ и более чем в два раза превысили уровень добычи газа в 1995 году. Эти результаты связаны, в первую очередь, с увеличением объемов добычи углеводородного сырья на Карачаганакском, Тенгизском и Жанажольском месторождениях.

Частичным решением региональной программы по обеспечению ресурсами газа в южном регионе является реализация в 2003 году проекта разработки первого из Жамбылской группы газовых месторождений Амангельдинского газового месторождения, с плановой годовой добычей около 700 млн. м³. С учетом выявленных запасов (утвержденные геологические запасы – более 25 млрд. м³ газа) месторождение имеет перспективы роста объемов газодобычи в ближайшие 20 лет до 1 млрд. м³ в год. Успешная реализация этого проекта позволит покрыть до 30% сложившегося баланса потребления газа в южном регионе Республики Казахстан и значительно снизить зависимость республики от импорта узбекского газа. Проект с общей сметной стоимостью порядка 146 млн. долларов США имеет большую социальную значимость и реализуется при финансовой поддержке государства [1].

В интересах достижения полной энергетической независимости южных областей Республики Казахстан по природному газу стратегическое значение может иметь завершение работ по разведке территорий Северного Приаралья, где по экспертной оценке перспективные ресурсы свободного газа могут составить более 300 млрд. м³ с возможной ежегодной добычей до 4 млрд. м³.

Остаточные извлекаемые запасы попутных и свободных газов по разрабатываемым месторождениям Южно-Тургайской впадины Арыскумского прогиба составляют 15,6 млрд. м³, а по перспективным месторождениям (Арыскум, Коныс и Бектас), находящимся на стадии разведки и подготовки к эксплуатации, составляют 18,7 млрд. м³. Реализация проекта по утилизации добываемого попутного газа с этих месторождений будет иметь важное социально-экономическое значение для региона Кызылординской области. Предполагается, что очищенный попутный газ с месторождений будет поставляться в г. Кызылорду в объеме до 250-300 млн. м³ для выработки электроэнергии на местной ТЭЦ после ее реконструкции, а также для частичного газоснабжения областного центра [2]. Кроме этого, предполагается направлять на выработку электроэнергии непосредственно на месторождениях для собственных нужд до 150 млн. м³газа.

В ближайшей перспективе имеются реальные возможности по обеспечению потребности в природном газе всей Актюбинской области за счет увеличения добычи нефти, а значит и газа, прежде всего, на нефтегазоконденсатном месторождении Жанажол с извлекаемыми запасами по нефти – 96,3 млн. тонн, по конденсату – 26,5 млн. тонн и растворенного газа– 132,6 млрд. м³. Оператор месторождения «CNPC-Актобемунайгаз» планирует в 2005 году увеличить объем газодобычи до уровня более чем 3 млрд. м³.

Газонефтеконденсатное месторождение Урихтау, расположенное в непосредственной близости от разрабатываемого месторождения Жанажол, является более газосодержащим месторождением и имеет запасы свободного газа около 40,0 млрд. м³. Общая стоимость проекта по разработке месторождения предполагает привлечение инвестиционных средств, что может составить около 250 млн. долларов США.

Нефтегазоконденсатные месторождения Алибекмола и Кожасай разрабатываются совместным предприятием, образованным ЗАО «КазМунайГаз» и компанией «Нельсон Ресурс» – АО «Казахойл-Актобе». Запасы газа по этим месторождениям составляют соответственно 5,9 и 6,8 млрд. м³. Общая стоимость разработки месторождений составляет около 500 млн. долларов США.

Чинаревское месторождение, разрабатываемое АО «Жаикмунай», расположено на территории Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, его доказанные запасы оцениваются в 17,7 млрд. м³. Тепловско-Токаревская группа газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с общей суммой доказанных запасов 24,9 млрд. м³, разрабатывается совместным предприятием ТОО «СП Степной Леопард».

Карагандинский угольный бассейн также представляет интерес, исходя из опыта добычи метана из газонасыщенных угольных пластов в других странах, для обеспечения местных потребителей газом метаном. Предполагается, что по данному бассейну имеются промышленные запасы метана. При этом решение вопросов дегазации и утилизации метана при разработке угольных месторождений в первую очередь является мерой по обеспечению безопасности работ и выполнению экологических требований. Так, если в 1992 году эмиссия метана в атмосферу составила около одного млрд. куб. м, то, согласно целевой Программе утилизации и дегазации метана, подготовленной ОАО «Испат-Кармет», предполагается сократить эти выбросы к 2008 году до 200 млн. м³ и, более того, получить годовой экономический эффект около 440 тыс. долларов США [3].

По оценкам экспертов ресурсы метана угольных месторождений в Центральном Казахстане составляют 1,1-1,4 трлн. м³, в том числе Карагандинского бассейна около 550 млрд. м³. Перспективным направлением его утилизации является производство электроэнергии. Проект реализации промышленного освоения шахтного метана может быть осуществлен в два этапа с общей стоимостью около 170 млн. долл. США.

Таким образом, реализация вышеуказанных проектов позволит создать реальные возможности для обеспечения энергетической независимости и покрытия внутренних потребностей страны в газе за счет собственных ресурсов добываемого и вырабатываемого товарного газа, а также значительно увеличить экспортный потенциал страны по поставкам природного газа.

В середине 2002 года было признано коммерческим открытие в казахстанском секторе Каспийского моря месторождения Кашаган с общими извлекаемыми запасами около 1 трлн. м³. Предполагается, что проект опытно-промышленной разработки месторождения будет включать три этапа, первый из которых предусматривает непосредственно опытно-промышленную разработку, второй и третий – полномасштабную разработку месторождения. На первом этапе освоения этого месторождения попутно с нефтью будет добываться до 6 млрд. м³ газа, а после отладки процесса добычи, разделения нефти и попутного газа, а также решения вопроса транспортировки газа, уровень добычи газа достигнет порядка 24 млрд. м³. Извлекаемые запасы нефти на месторождении в значительной мере зависят от уровня обратной закачки газа. Предполагается, что на первом этапе эксплуатации 80% добываемого газа будет закачиваться обратно в пласт. В качестве оптимального варианта предполагается закачка газа в пласт объемом около 3-4 млрд. м³ газа в год.

[1] План развития ЗАО «Национальная компания «КазМунайГаз» на 2003-2005 годы, утвержден решением Правления ЗАО «КазМунайГаз», протокол №29 от 12.09.2002г.

[2] Проект утилизации попутного газа месторождений Южно-Тургайской впадины.

[3] РГП Национальный центр по комплексной переработке минерального сырья РК «отходы: пути оптимизации и предотвращения». (Материалы семинара). – А., 2002 г.