Попутный газ. Ситуация в Казахстане

размер шрифта: Aa | Aa

altКазахстан, в том числе при поддержке Ассоциации KAZENERGY, в течение последних нескольких лет добился значительных успехов в ходе реализации национальной политики по повышению экологической устойчивости нефтегазовой отрасли. Особое место здесь занимает меры, направленные на снижение выбросов и сжигания попутного газа.

Проблема, что делать с газом, фракция которого почти всегда есть в нефтяных месторождениях и который растворен в нефти и выделяется при ее первичной обработке на скважинах, либо плановых продувках, существует давно.

Для Казахстана это во многом обуславливается геологической спецификой значительной части нефтегазовых месторождений страны.

К примеру, по данным за 2009 год, из 3,7 трлн куб. м природного газа, включенных в Госбаланс, примерно 2,4 трлн куб. м приходилось именно на попутный растворенный газ. Как следствие, нефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения отличаются высоким газовым фактором: в зависимости от района добычи на 1 тонну извлеченной нефти приходится от 25 до 1 тыс. куб. м попутного газа.

При этом в процессе технологической разработки месторождения основная масса попутного газа либо закачивается обратно для поддержания пластового давления, либо сжигается в случае отсутствия перерабатывающих мощностей. В настоящий момент для каждой добывающей компании устанавливаются индивидуальные нормативы и лимиты выбросов.

В условиях отработанности логистической и транспортной инфраструктуры, наряду с сохранением высоких цен на нефть на мировых рынках, попутный газ в состоянии стать одним из важных источников дохода для нефтегазовых компаний. Об этом свидетельствует и мировой опыт, который в последнее время активно адоптируется и производителями углеводородов в Казахстане.

Отметим, что после переработки ПНГ может применяться совместно с магистральным газом, для получения сжиженного газа, а также в качестве сырья для нефтехимической промышленности. Без переработки он может использоваться в качестве низкосортного топлива для выработки электрической или тепловой энергии. Практикуется и сжигание ПНГ на теплоэлектростанциях, работающих в простом или сложном (когенерация) циклах и обеспечивающих нужды объектов в районе нефтепромысла.

Но создание соответствующих технологических мощностей, особенно строительство крупных ГПЗ, требует достаточно больших инвестиций, которые в ряде случаев не могут быть осуществлены мелкими производителями нефти, в то время как процесс переработки может быть недостаточно рентабельным для компаний, находящихся в удаленных районах добычи сырья.

Основной причиной не полной утилизации ПНГ является в ряде случаев слабая экономическая целесообразность его использования ввиду того, что:

•             ПНГ изначально содержит в себе значительные примеси в виде влаги, газоконденсата и нефти, в связи с чем, газ без дополнительной очистки неприемлем для использования;

•             цена применяемого сепарационного оборудования и его установки высока;

•             разрабатываемые скважины не привязаны к коммуникационным сетям в связи, с чем транспортировка газа требует, больших капитальных вложений, окупаемость которых, без детального анализа скважины, сомнительна.

Стоит учитывать, что основные потери нефтяного газа формируются в основном за счет мелких, малых и средних удаленных месторождений, доля которых остается высокой. Организация сбора газа с таких месторождений по схемам, предложенным для строительства крупных газоперерабатывающих заводов, является весьма капиталоемким и неэффективным мероприятием.

Альтернативным выходом в разрешении ситуации с утилизацией факельного газа является и необходимость привлечения специализированных управляющих сервисных компаний, способных реализовывать подобные проекты без привлечения финансовых средств недропользователей.

Вместе с тем, ряд промышленных операций в нефтегазовой отрасли предусматривает, что в определенных ситуациях сбрасывание избыточных объемов газа для сжигания на факеле является неизбежным.


alt

Рис. 1. Динамика изменения объемов сжигания газа в Казахстане, млрд куб. м.
Источник: Министерство нефти и газа РК, данные нефтегазовых компаний

Цель – нулевые выбросы ПНГ

Казахстан, в ходе реализации политики развития нефтегазового комплекса, уже в течение нескольких лет уделяет первостепенное внимание рассматриваемой проблеме. Это обуславливается как сопутствующими экологическими рисками, так и причинами макроэкономического характера.

К примеру, Казахстан, согласно оценкам Министерства нефти и газа РК, планирует добыть в 2015 году 59,3 млрд куб. м сырого газа против 37,4 млрд куб. м в 2010 году – для осуществления этого прогноза значительную роль должен сыграть и попутный газ.

Вместе с тем, как показывает практика, казахстанский нефтегазовый комплекс продолжает сталкиваться с экологическими нарушениями. Одним из наиболее распространенных экологических нарушений является именно сверхнормативное сжигание попутного газа, которое оказывает выраженный негативный эффект на экологическую устойчивость районов, прилежащих к центрам добычи сырья.

К примеру, по данным Министерства охраны окружающей среды РК, в 2010 году было проведено 10,5 тыс. проверок соблюдения экологического законодательства нефтегазовыми компаниями. В ходе них было выявлено более 8,5 тыс. нарушений, по итогам рассмотрения которых наложен 8,3 тыс. административных штрафов на общую сумму 5845,079 млн тенге ($39,6 млн).

Выбросы, образующиеся при сжигании попутных нефтяных газов, могут достигать до 10% суммарных атмосферных выбросов Казахстана (для сравнения, в России – менее 2%). По некоторым оценкам, ежегодный ущерб от фактических объемов сжигаемого попутного нефтяного газа на порядок превышает штрафные выплаты и составляет не менее $2,5-3 млрд.

Особенно актуальной при этом проблема утилизации ПНГ видится на фоне ратификации Казахстаном Киотского протокола.

Разработанные законодательные нормы серьезно ужесточили условия, при которых возможно осуществление сжигания попутного газа, так и ответственность компаний-нарушителей. К примеру, Закон РК «О недрах и недропользовании» (ст.86) и Закон РК «О недрах и недропользовании» (ст.66, п.3) так или иначе запрещают промышленную разработку нефтегазовых месторождений без переработки и (или) утилизации попутного газа (исключение – контракты, заключенные до 1 января 2004 года).

В совокупности, предпринятые на государственном уровне мере позволили, согласно официальной статистике, значительно снизить объемы сжигания газа нефтегазодобывающими предприятиями (с 3,13 млрд куб. м в 2006 году до 1,73 млрд куб. м в 2009 году). По итогам 9 месяцев 2010 года было сожжено 996,051 млн куб. м (к примеру, в России в 2010 году было сожжено в факелах 15,7 млрд куб. м). Вместе с тем, независимые источники свидетельствуют о более высоких показателях сжигания, которые, тем не менее, также демонстрируют постепенное снижение.

На данный момент полная утилизация попутного газа осуществляется 17 недропользователями, более 90% утилизируются 6 недропользователями.

Напомним, что в республике действуют 3 газоперерабатывающих завода общей мощностью переработки 18,9 млрд куб. м газа в год: Казахский газоперерабатывающий завод (КазГПЗ), Тенгизский газоперерабатывающий завод (ТГПЗ), Жанажольский газоперерабатывающий завод (ЖГПЗ). Также на нескольких месторождениях с меньшими объемами добычи газа подготовка газа до товарного состояния ведется и на установках по комплексной подготовке газа (УКПГ).

Симптоматично, что целый ряд крупных компаний (таких как Тенгизшевройл, Карачаганак Петролеум Оперейтинг, CNPC-Актобемунайгаз, ПетроКазахстан) находятся в процессе создания разветвленной инфраструктуры переработки ПНГ. В конце 2011 года планируется и запуск завода по переработке нефтяного попутного газа ТОО «Казахойл Актобе» (месторождения Алибекмола и Кожасбай), стоимостью $278 млн и перерабатывающей мощностью до 400 млн куб. м газа.

Особенно актуальными становятся проекты по использованию попутного нефтяного газа и для выработки электрической энергии, среди которых, к примеру, расширение мощностей газотурбинной станции на месторождении Кумколь на 50 МВт.

К началу 2012 года в Казахстане ожидается практически полное прекращение сжигания попутного нефтяного газа на факелах. При этом в отношении компаний, которые не выполняют свои обязательства по утилизации газа, планируется расширение и практики запрета на производство вплоть до лишения лицензии.

PDFПечатьE-mail
 

1231231111

2017 №5 (84)

4343433

Special issue, 2017

24524

2017 №4 (83)

2017_2_82

2017 №3 (83)

KAZENERGY_2_2017

2017 №2 (81)

17.03.17jpg

2017 №1 (80)

Zhurnal_24.01.17

 2016 №6 (79)    

_29.11.16

2016 №5 (78)     

16.09.16-1

2016 №4 (77)  


27541

16.09.16

2016 №2 (75)

2016 №3 (76)

magazine

174

2015 №6 (73) 2016 №1 (74)
03_70 __04_kazenergy_web
2015 №3 (70) 2015 №4 (71)
01-68 01-69
2015 №1 (68) 2015 №2 (69)
KE_05_66 kazenergy_mag_6
2014 №5 (66)

logo_magazine_4_2

2014 № 3 (64) 2014 № 4 (65)
3
2014. № 1 (62) 2014. № 2 (63)
2013 года. № 6 (61) 2013. Спецвыпуск
2013 года. № 5 (60) 2013. Спецвыпуск

2013 года. № 4 (59) 2013 года. № 3 (58)
2013 года. № 2 (57) 2013 года. № 1 (56)
2012. № 5 (55) Спецвыпуск 2012
2012. № 4 (54) 2012. № 3 (53)
2012. № 2 (52) 2012. № 1 (51)
2011. № 6 (50) 2011. № 5 (49)
старый старый
2011. № 4 (48) 2011. № 2-3 (44-45)
старый старый
2011. № 1 (43)  2010 года. № 5,6 (41,42)
старый старый
2010 года. № 3-4 (39-40) 2010 года. № 2 (37-38)
старый старый
2010 года. № 1 (35-36) 2009 года. № 5 (32-34)
старый старый
2009 года. № 4 (30-31)  2009 года. № 3 (28-29) 
старый старый
2009 года. № 2 (26-27)
2009 года. № 1 (24-25)
2008 года. № 8-9 (23) 2008 года. № 7 (22)
2008 года. № 6 (16) 2008 года. № 4-5 (15)
2008 года. № 2-3 (14) 2008 года. № 1 (13)
2007 Года. № 10-11 (12) 2007 Года. № 8-9 (11)
2007 Года. № 6-7 (10) 2007 Года. № 5 (9)
2007 Года. № 4 (8) 2007 Года. № 2-3
2007 Года. № 1 2006 Года. № 5
2006 Года. № 4 2006 Года. № 3
2006 Года. № 2 2006 Года. № 1