Добыча природного газа

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.