Структурная схема промысловой переработки попутных нефтяных газов Газовые перспективы Казахстана

 
 

СОДЕРЖАНИЕ 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ВВЕДЕНИЕ 

    Три четверти мировой добычи газа сосредоточено  в 10 крупнейших странах мира. Лидирующее положение занимают Россия и США - 47,5% мирового объема добычи. Из 71 страны, добывающей газ, РК занимает 33-е место. Разведанных запасов природного газа в Казахстане - 1,8 трлн куб.м, газового конденсата 0,7 млрд тонн. Прогнозные ресурсы на суше и казахстанской части шельфа Каспия оцениваются экспертами в 5,9 трлн куб. м природного газа и 1,6 млрд тонн газового конденсата. Потенциально извлекаемая ценность нефтяных месторождений оценивается в $222.5 млрд. Как видим, цифры весьма обнадеживающие, однако нынешняя экономическая ситуация, а также существовавшая система газоснабжения после распада СССР породили проблемы на юге страны.

    Крупнейшие  нефтяные месторождения находятся  на территории Атырауской области, старейшем  нефтегазодобывающем регионе Казахстана. Разведанные запасы промышленной категории - 929,2 млн тонн нефти. Из 75 разрабатывается 39 месторождений, продолжается разведка еще 24-х. На втором месте Мангыстауская область - 66 месторождений. Из них разрабатывается лишь 27. Почти 70% месторождений относится к категории трудноизвлекаемых, что требует значительных капвложений. Среди извлекаемых запасов промышленной категории: газа - 172,3 млрд м3, конденсата - 5,6 млн тонн. Известные месторождения - Узень, Жетыбай, Каламкас, Каражанбас.

    Западно-Казахстанская  область также богата запасами: из 13 месторождений 7 - нефтегазоконденсатных. Однако углеводородный потенциал области осваивается неактивно: эксплуатируется лишь Карачаганак. Извлекаемые запасы конденсата - 631,3 млн тонн, свободного газа - 1 353 млрд м3. Кроме этого, крупные запасы имеются в Жамбылской и Южно-Казахстанской областях, где разведано шесть мелких и средних месторождений газа со значительным содержанием азота и гелия. Потребление природного газа по областям Казахстана в 1999 году, по данным ЗАО "Интергаз Центральная Азия", составило 4 176 133 тыс. м3 (диаграмма). Закупочная цена газа колеблется в пределах $12 - 40, продажная - $30 - 55 за 1000 куб. м.

    Анализ  реализации Программ утилизации газа и обеспечении газом потребителей Мангистауской области выявил их фактический срыв недропользователями области. Практически всеми компаниями реализация Программ проводится с серьезным отставанием. На  сегодняшний день  мероприятия по Программе утилизации попутного газа  выполнены в полном  объёме только  на двух  предприятиях, - ТОО «Тасбулат Ойл Корпорэйшн» и ТОО «Хазар Мунай». Четыре крупных предприятия области АО «Мангистаумунайгаз», ТОО «Каракудукмунай», ТОО «Бузачи оперейтинг Лтд.» и СП «Арман» подали ходатайство о продлении срока реализации своих программ [1,2].

    В целях обеспечения  газом  внутренних  потребителей  и улучшения экологической обстановки установливается жесткие сроки по исполнению  мероприятий  Программы по утилизации попутного газа всеми предприятиями –недропользователями.

          Основной потребитель газа и  производитель электроэнергии, тепла и воды  ТОО «МАЭК-Казатомпром» для того, чтобы не остановить работу вынужден вести непрерывные переговоры с несколькими поставщиками газа.  При этом его стоимость постоянно повышается. Уже с января 2009 года поставщики повысили тарифы на поставляемый газ на 33%, что отразится на всех ценах производимых в области товаров и услуг. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    ФАКТОР  ПОПУТНОГО ГАЗА 

    По  данным Журнала Нефть и Газ, по состоянию на январь 2010 года, доказанные запасы природного газа в Казахстане составили 85 триллионов кубических футов (2,4 трлн. м3). Добыча природного газа в Казахстане практически целиком осуществляется как добыча попутного газа. Большая часть запасов природного газа сосредоточена в западной части Казахстана, при этом более половины этого объема приходится на нефтегазовое месторождение Карачаганак, доказанные объемы запасов на котором составляют, по имеющимся данным, 48 триллионов кубических футов (1,36 трлн. м3). Казахстан начал переход от чистого газового импортера к чистому газовому экспортеру с балансом в 134 миллиарда кубических футов (3,8 млрд. м3) в 2009 года [1].

    Наметилась  тенденция увеличения объема коммерческой добычи природного газа с 162 миллиардов кубических футов (4,59 млрд. м3) в 1999 году до 387 миллиардов кубических футов (10,96 млрд. м3) в 2009 году. При этом общий валовой объем добытого газа в 2009 году составил 1,26 триллиона кубических футов (35,68 млрд. м3). 69 % добытого в 2009 году газа, то есть 870 миллиардов кубических футов (24,64 млрд. м3), были закачены обратно в пласт для повышения добычи нефти. Два крупнейших газовых месторождения, являются одновременно крупнейшими нефтедобывающими месторождениями. 

 
 

      По имеющимся сведениям, в 2009 году объем добычи газа на  нефтегазовом месторождении Карачаганак составил 558 миллиардов кубических футов (15,8 млрд. м3), что приблизительно равнялось половине от всего добытого объема газа в Казахстане.  Консорциум, занимающийся разработкой Карачаганакского месторождения, ожидает, что уровень добычи  достигнет 900 миллиардов кубических футов (25,49 млрд. м3)к 2012 году. В то время, как первая и вторая фазы проекта  сконцентрированы на увеличении добычи конденсата, то во время третьей фазы предполагается резко нарастить добычу природного газа, что позволит Казахстану выйти в число крупнейших мировых производителей и экспортеров газа.   

    В свою очередь на нефтегазовом месторождении  Тенгиз в 2008 году было добыто 494 миллиарда  кубических футов газа (14 млрд. м3). При  этом, консорциум, занимающийся разработкой  месторождения заявляет, что может нарастить  уровень добычи до 780 миллиардов  кубических футов (22,09 млрд. м3)к 2015 году. Остаток добычи газа приходится на более мелкие месторождения. Сообщается, что Казахстан намерен довести уровень добычи до 2,5 триллионов кубических футов  (70,8 млрд. м3) к 2015 года, а уровень экспорта до 1,4-1,6 триллионов (39,6 – 45,3 млрд. м3)как только развитие трубопроводной инфраструктуры позволит экспортировать возрастающий объем добываемого газа [1].

    Разработка  месторождения Амангельды, является важным для обеспечения энергетической безопасности Казахстана, поскольку  добыча газа с этого месторождения обещает  перевести Казахстан на самобеспечение газом.  Месторождение расположено на юге Казахстана и разрабатывается совместно КМГ и испанской Repsol. По имеющимся данным уровень добычи в 2010 году составил 35 миллиарда кубических футов (1 млрд. м3), а объем  извлекаемых запасов оценивается в 883 миллиардов кубических футов (25 млрд. м3).

    Импорт  и экспорт природного газа.

    В Казахстане существует две несвязанные системы распределения природного газа: одна – на западе, обсуживающая добывающие месторождения, а вторая – на юге, обеспечивающая подачу газа в регионы потребления. Отсутствие внутренних трубопроводов, соединяющих газодобывающий западный регион с промышленным поясом страны, проходящим через Алматы и Шымкент, оказало негативное влияние на развитие газовой отрасли Казахстана. Южный Казахстан получает основные поставки газа  из Узбекистана через газопровод Ташкент-Шымкент-Бишкек-Алматы, при том, что Казахстан экспортирует газ из западного региона. Контроль и управление газопроводами Казахстана, осуществляется компанией КазТрансГаз – дочерним предприятием КМГ.

      В настоящее время Казахстан,  в основном, является транзитной  страной для транспортировки природного газа из Узбекистана и Туркменистана в Россию и Китай.  Тем не менее, в 2009 году, экспорт впервые превысил импорт на 134 миллиарда кубических фута (3,80 млрд. м3), что вывело Казахстан в число чистых экспортеров газа.

 
 

ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ ПОПУТНЫХ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ 

    В настоящее время наблюдается  устойчивый рост интереса к переработке  природного и попутного нефтяного  газа. В последнем случае особенно актуальна задача переработки его  в удобный для транспортирования  продукт непосредственно на месте добычи. Наша компания занимается этими вопросами начиная с 2000 года, и за прошедшее время был предложен и опробован ряд технических решений, позволяющих существенно упростить и удешевить процесс переработки газа в товарный продукт.

      Особенность попутного газа заключается  в том, что он является побочным  продуктом нефтедобычи. По геологическим  характеристикам различают попутные  газы газовых шапок и газы, растворённые в нефти. Для эффективного  использования попутного газа  необходимо не допустить его потерь, связанных с неподготовленностью инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки, отсутствием потребителя. В этом случае попутный газ просто сжигается на факелах. Нефтяной попутный газ – это смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации. Обычно нефтяной попутный газ рассматривается как иcтoчник cыpья для пpoизвoдcтва pяда xимичеcкиx продуктов, источник получения дешевой электрической и тепловой энергии. Мы предлагаем комплексную технологию, включающую кроме перечисленных аспектов использования попутного газа его переработку в широкую гамму топливных, моторных компонентов, а также компонентов нефтяных потоков.

    Утилизация попутного нефтяного газа и всех его составляющих должна быть направлена на выcoкoтеxнoлoгичнoе ocвoение меcтopoждений нефти, для ликвидации неблагоприятных последствий и возврата в оборот углеводородного сырья. Возможны два направления утилизации попутного газа – это энергетическое и нефтехимическое. Применение современных технологий позволяет использовать конечный продукт утилизации попутного газа в качестве топлива для получения электроэнергии на газотурбинных электростанциях и тепла. Обеспечивая подготовку и утилизацию попутного газа нефтедобывающая компания не только избегает штрафов за сжигание попутного газа, но и обеспечивает свою компанию качественной электроэнергией, теплом, сохраняя при этом имидж социально-ответственной организации. Современные технологии утилизации попутного газа предоставляют возможность полностью использовать попутный нефтяной газ на месторождениях, получать дополнительную электроэнергию, тепло и углеводородные газомоторные топлива.

      Как известно, основным компонентом  природного и попутного нефтяного газа (ПНГ) является метан. Однако, в отличие от «сухого» природного газа, содержащего 90-98% CH4, ПНГ насыщен более тяжелыми углеводородами – летучими компонентами нефти. В зависимости от месторождения в составе ПНГ может содержаться до 60% С2+ углеводородов, причем значительная часть этого количества (до 15%) представляет собой легкую бензиновую фракцию С5+. Также, ПНГ содержит значительное количество пропан-бутановой фракции, которая является ценным сырьем для нефтехимии. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    МЕТОДЫ  ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗА 

      Условно методы переработки газов  можно разделить на три большие  группы:

     - физико-энергетические;

     - термо-химические;

     - химико-каталитические методы. 

1. Физико-энергетические методы.

 

      В основе существующих газоперерабатывающих производств лежат физико-энергетические методы сжатия газов, физические методы их разделения с применением больших разностей энергетических потенциалов, создаваемых мощными холодильными и нагревательными установками. Главной проблемой является удешевление процесса за счет использования более дешевых энергетических агрегатов. Особенно это необходимо в условиях применения данных методов переработки на месторождениях. Для этих целей ЗАО "Национальная газовая компания" разработаны технологии газоразделения с применением для сжатия газов вместо дорогостоящего компрессорного оборудования установок двухфазного эжектирования с использованием серийных нефтяных насосов. Использование насосов вместо компрессоров само по себе дает значительную экономию капитальных затрат. Часто в условиях месторождений использование технологий, основанных на применении насосов, является единственной возможностью при наличии запаса этого распространенного нефтяного оборудования при минимальных затратах провести необходимые технологические разработки.