Стартовая >> Архив >> Энергетика Казахстана

Ресурсы углеводородного сырья и перспективы их использования - Энергетика Казахстана

Оглавление
Энергетика Казахстана
Потребление электроэнергии и качество жизни
Связь между качеством услуг и качеством жизни
Причины снижения качества услуг
Условия устойчивого развития качества услуг
Энергетические ресурсы мира
Производство первичных энергоресурсов и электроэнергии
Потребление электроэнергии
Состояние и перспективы развития топливно-энергетической базы
Ресурсы твердого топлива и возможности их использования
Ресурсы углеводородного сырья и перспективы их использования
Гидроэнергетические ресурсы Казахстана
Гидроэнергетический потенциал мира
Перспективы развития атомной энергетики
Нетрадиционные источники энергии
Баланс электроэнергии
Характеристика и структура потребления электроэнергии
Характеристика электрической нагрузки и прогноз на перспективу
Рост экономического потенциала и электропотребления
Топливно-энергетический баланс и экспортно-импортная политика
Национальные энергосистемы и межгосударственные объединения
Принципы построения схемы электрических сетей и требования к ним
Эффективность формирования энергосистем
Основные тенденции развития энергосистем в мире
Развитие энергосистем в СССР (СНГ)
Этапы формирования электроэнергетики Казахстана
Перечень оборудования на электростанциях
Оценка экологической безопасности оборудования
Проблемы трансграничного переноса
Оценка надежности и безопасности работы оборудования
Принципы и нормы проектирования энергосистем
Опоры и фундаменты
Провода и тросы
Изоляция и линейная арматура
Управление объединенными энергосистемами
Информационно-вычислительные системы
Управление нормальными режимами
Управление энергопотреблением
Потери электроэнергии в сетях
Противоаварийное управление
Противоаварийная автоматика
Автоматическое регулирование возбуждения
Автоматика ликвидации асинхронного режима
Автоматическое ограничение повышения частоты и напряжения
Работа объединенных энергосистем стран СНГ в период перехода экономики
Региональные и национальные диспетчерские центры в странах СНГ
Управление резервами активной мощности
Регулирование напряжения и реактивной мощности
Координация действий систем защиты
Внедрение аспектов надежности
Экономические условия взаимодействия
Критерии межсистемных контрактов, типы межсистемных соглашений
Организационная схема взаимодействия в перспективе
Необходимые условия интеграции в управлении энергообъединениями
Сети связи и телемеханики
Первичные сети
Вторичные сети
Централизованное теплоснабжение
Теплоисточники в системах централизованного теплоснабжения
Тепловые сети
Режимы регулирования отпуска теплоты
Системы централизованного теплоснабжения в городах Казахстана
Эффективность комбинированного производства электроэнергии и теплоты
Отношение к теплофикации в развитых странах Мира
Сохранение и развитие теплофикации в Казахстане
Поиск оптимального соотношения собственности и формы их содержания
Коммерческие принципы управления в государственном секторе
Электроэнергетика и рыночные механизмы
Форма собственности и форма эксплуатации
Юридические формы организации деятельности энергокомпании
Основные положения приватизации
Выбор методов приватизации
Подготовка к проведению приватизации
Учет в процессе приватизации
Обзор проведенной приватизации в некоторых странах мира
Критическая оценка приватизации
Регулятивная функция в электроэнергетике
Регулирование тарифов
Финансовое регулирование и регулирование ценных бумаг
Решение споров
Система оперативного планирования и тарифообразования
Сочетание изменения структуры, владения и регулирования
Текущая обстановка
Анализ структуры энергетической отрасли зарубежных стран
Анализ структуры энергетики Казахстана
Формирование ценообразования в энергетике
Принципы перспективного ценообразования на электрическую энергию
Эластичность цен и спроса
Важность и потенциал энергосбережения
Рекомендуемые меры энергосбережения
Ограничения рыночных цен на энергию
Роль Правительства по реализации энергосберегающей политики
Интеграция технологии, параметров оборудования и путей финансирования
Тепловые электрические станции
Поставщики технологии сжигания в кипящем слое
Метод сжигания в кипящем слое под давлением PFBC
Внутрицикловая газификация угля
Реконструкция тепловых электростанций
Национальная энергетическая система
Проектный цикл кредитования инвестиций в энергетику
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - Эксимбанк Казахстан
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - предложение АВВ на два блока 280 МВт(эл.)/685 МВт (тепл.)
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - заключение международного консорциума ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Контракт на строительство ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Руководство по бизнес планированию
Руководство по бизнес планированию - Бизнес план
Глоссарий
Как вычислять финансовые индикаторы, осущестимость инвестирования
Инструкция по заполнению формы бизнес плана

По общим разведанным запасам углеводородного сырья Казахстан входит в первую десятку мира. В Республике открыто 191 месторождение углеводородного сырья с разведанными извлекаемыми запасами нефти 2,1 млр. т, конденсата - 0,7 млрд. т и газа 2,6 трлн. м3. Прогнозные же геологические запасы нефти и газа в Казахстане в сумме оцениваются более, чем в 20 млрд т. условного топлива или 7 млрд. т. нефти и конденсата и 7,5 трлн. м3 газа.
При существующих темпах добычи нефтедобывающие предприятия, республики обеспечены разведанными запасами на 120 лет, а газодобывающие - на 400 лет.
Запасы нефти промышленных категорий имеются в шести административных областях (Актауской, Мангистауской, Актюбинской, Западно-Казахстанской, Жезказганской и Кзылординской). В четырех областях Западного Казахстана находится 113 месторождений из 122 разведанных и с ними связано 95 % начальных и 94% остаточных извлекаемых запасов нефти республики. Здесь же находятся 98 % разрабатываемых месторождений и все крупные месторождения с извлекаемыми запасами более 100 млн. т.
На остальной территории промышленные скопления нефти установлены только в Центральном Казахстане (Жезказганская область, месторождение Кумколь) с остаточными извлекаемыми запасами около 92,3 млн. т и 7 малых месторождений в Южном Казахстане (Кзылординская область) с суммарными извлекаемыми запасами 38,3 млн. т.
Большая часть остаточных запасов нефти Западного Казахстана (64%) сосредоточены в Прикаспийской впадине, 86 % запасов которых сосредоточено на 12 крупных месторождениях, три из которых (Тенгиз, Карачаганак и Жанажол) имеют запасы более 100 млн. т.
Потенциальные ресурсы газа республики на 01.01.93г. оценивались в 8616 млрд. м3 , из которых 1862 млрдм3 - разведанные запасы категории А+В+С1, 94,5 млрд, м3 -разведанные запасы категории С2, 5656 млрдм3 - перспективные и прогнозные запасы.
Распределение запасов газа по категории А+В+С1 на территории Республики Казахстан представлено в таблице 2.2.4.
Таблица 2.2.4
Распределение запасов газа на территории Республики Казахстан
(Категория A+B+C)
млрд. м3


Наименование региона

Нача
льные
запасы

Добыча с начала разработки

Оста
точные
запасы
газа

В том числе

Разрабатываемые

Подготовленные к пром. освоен.

Законсервиро
ванные

Разве
данные

Западный Казахстан

2452

119

2333

1764

435

6

128

в том числе:

 

 

 

 

 

 

 

Зал.-Казахстанская обл.

1494

23

1471

1345

-

-

16

Актюбинская обл.

202

3

199

100,5

49

-

9

Атырауская обл.

460

5

455

25,3

357

1

95

Мангыстауская обл.

296

88

208

167,4

29

5

8

Южный Казахстан

37

-

37

-

17

-

20

Центральный Казахстан

9

-

9

-

2

-

7

Всего по Казахстану

2498

119

2379

1639,2

454

6

155

Основные запасы газа сосредоточены в Западном Казахстане, в том числе на долю 13 месторождений Актюбинской и Западно-Казахстанской областей приходится 68 % начальных и 70 % остаточных запасов газа республики, из которых 95 % связаны с двумя крупнейшими месторождениями:  Жанажол и Карачаганак, на остальных 11 месторождениях сосредоточено 72,3 млрд. м3 газа.

В Атырауской области из 17 месторождений, содержащих газ промышленных категорий, в разработке находится только 8 месторождений, основными из которых являются Имашевское и Шатырлы-Шумышты.
В Мангистауской области выявлено более 15 нефтегазоносных и газовых месторождений, из которых в промышленной разработке находятся Узень, Карамандыбас, Жетыбай, Каламкас и Каражанбас.
В Южном Казахстане открыт газоносный бассейн, находящийся на территории Жамбылской и Шымкентской областей, всего разведано 7 месторождений газа, перспективным для освоения считаются Амангельдинское месторождение со среднегодовой добычей 500 млн. м.
Распределение ресурсов нефти и конденсата и газа на территории Казахстана приведено на рисунке 2.
Основной объём прогнозных запасов нефти и свободного газа приходится на Прикаспийскую впадину. Большая часть прогнозных запасов углеводородного сырья Прикаспийской впадины, т. е. 90 % нефти, 98 % газа и 100% конденсата размещены в подсолевом комплексе в интервале глубин 5 -7 км. Здесь потенциальные запасы углеводородов уступают лишь Западной Сибири России.
Горногеологические и промышленные характеристики выявленных нефтегазоносных залежей подсолевого комплекса не имеют аналогов в мировой практике: глубокое залегание - более 5 км; пластовое давление - 530-580 кгс/см:; температура 76-78°С, содержание сероводорода - 4-25 %; углекислоты - 3-18 %.
В Мангистауской области только 32 % остаточных запасов нефти относятся к запасам активно вырабатываемым с использованием современных технологий, а 68 % являются трудноизвлекаемыми. При этом, если на разрабатываемых месторождениях трудноизвлекаемые запасы составляют 61%, то на перспективных, которые предстоит освоить, такие запасы превышают 95 %.


Рис.2
Распределение ресурсов нефти и конденсата и ресурсов газа по территории Казахстана
На четырех крупных месторождениях: Узень, Жетыбай, Каламкас и Каражанбас, где добывается почти вся нефть Мангистауской области, 60 % остаточных запасов являются трудноизвлекаемыми. На Узени это 125 млн. т нефти в низкопроницаемых коллекторах, на Жетыбае - 44,5 млн. т в подгазовых зонах нефтегазовых залежей, в Каражанбасе - 87 млн. т нефти с вязкостью в пластовых условиях более 200 сп.
Наличие богатой ресурсной базы позволит довести к 2010 году добычу нефти в
Республике до 70 млн. т и газа - до 44,6 млрд.м. В 1990 году добыча нефти и конденсата в Казахстане составляла 25,8 млн.т, газа - 7,7 млрдм3. В перспективе прирост добычи нефти и газа в республике, в основном, будет обеспечен за счет дальнейшего освоения крупных нефтегазаконденсатных месторождений Генгиз и Карачаганак, суммарная доля которых в общем балансе добычи составит в 2010 году 43 %. Следует отметить, что увеличение добычи нефти и газа в Республике можно осуществлять в ближайшие годы только за счет месторождений, находящихся в разработке, причем доля (рудноизвлекаемых разведанных запасов все время возрастает и их последующая добыча потребует больших капиталовложений. Кроме того, добыча углеводородов на ближайшую перспективу полностью зависит от технического переоснащения разрабатываемых на сегодня месторождений.
Большие перспективы нефтегазоносности связаны с шельфом казахстанского сектора Каспийского моря. На это указывает наличие в этом районе благоприятных структур, а так же то, что район непосредственно примыкает к территории, где расположены уже известные нефтяные и газовые месторождения. Проведенные предварительные расчеты показывают, что потенциальные ресурсы шельфа по нефти могут по величине быть сопоставимы с общими запасами нефти всех категорий расположенными на суше Республики.
Определенные перспективы обнаружения новых скоплений углеводородов связаны с организацией нефтепоисковых работ в других регионах республики, имея в виду Павлодарскую, Костанайскую, Южно- и Восточно-Казахстанскую области. Эти территории являются первоочередными объектами для привлечения инвестиций и проведения региональных поисковых работ на нефть и газ.
В сравнении с крупнейшими нефте- и газоэкспортирующими странами сырьевой потенциал Казахстана выглядит не так уж плохо. Так наиболее известные страны Ближнего Востока имели к периоду расцвета следующие извлекаемые запасы углеводородного сырья, а именно нефти: Ирак - 5,5 млрд.т, Кувейт - 8,9 млрд.т, Ливия - 6 млрд.т, Объединенные Арабские Эмираты - 4,3 млрд.т. Но сравнивая эти показатели нужно учесть то, что основная часть запасов нефти Казахстана является трудноизвлекаемой и удельные затраты на добычу нефти на них будут неизмеримо высоки. Кроме того, вследствие удаленности наших месторождений от экспортных портов значительная часть валютной выручки будет уходить на транспортные расходы. Поэтому "нефтяная" политика Республики Казахстан должна быть несколько иной, нежели у стран- экспортеров нефти.

Остановимся теперь на уровне развития нефтегазовой отрасли. Современное состояние техники и технологии добычи нефти в республике вполне соответствовало среднеотраслевому уровню бывшего СССР, а по ряду направлений у нас имеются вполне передовые технологии. Так, разработка месторождений высоковязкой нефти с применением закачки горячей воды для поддержания пластового давления и температуры, являющейся уникальной в мировой практике, впервые произведена на месторождении Узень, затем распространилась и на другие месторождения. Огромное значение для мировой науки имеет опытно-промышленная эксплуатация месторождения Каражанбас, где для повышения конечной нефтеотдачи пластов применяется закачка перегретого пара и внутрипластовое влажное горение. Если раньше эти технологии были под авторским контролем их разработчиков, то сейчас ввиду известных обстоятельств необходимо искать научную базу для продолжения экспериментов в самой республике.
Ведущее место среди технологических новинок, применяемых в Казахстане, занимает химизация процессов добычи, внутрипромыслового транспорта и подготовки нефти. По рекомендациям научно-исследовательских институтов Алматы, Москвы и других городов, на нефтепромыслах Мангышлака было испытано более 30 видов химических ингибиторов коррозии, парофино- и солеотложения, реагентов для подготовки нефтеочистки подтоварной воды, строительства скважин. К сожалению, в последние годы кризис экономики сказался и на этой сфере. Снизились объемы поставок реагентов из других республик СНГ, износился парк спец. техники, применяющейся в этих целях. Чтобы как-то выйти из создавшегося положения, предприятия вынуждены увеличивать импорт материалов и для валютного покрытия повысить экспорт нефти на собственные нужды. В то же время в Западном Казахстане есть возможности производить некоторые виды реагентов из отходов производства или местного сырья и по этим вопросам уже имеются наработки на уровне лабораторных испытаний. Это направление является перспективным как для ученых, так и для предпринимателей, желающих вложить свои капиталы в выгодное дело.
Большой опыт имеет республика и в организации геологоразведочных работ. Поисковые работы по нефти и газу ведутся в Казахстане как специализированными организациями Министерства геологии, так и собственными силами нефтедобывающих объединений. Для развития рыночных отношений такая традиция должна рассматриваться как положительная, создающая предпосылки для возникновения конкуренции и удешевления удельных затрат на разведку.
Слабым местом в применяемых в республике технологических процессах, является отставание в нефтяном машиностроении, моральное старение многих видов оборудования, усугубляемое низким качеством изготовления. Так, например, отсутствие более совершенного оборудования и надежных автоматических средств контроля за процессом бурения не позволило нефтяникам республики освоить горизонтальное бурение нефтяных скважин и идти в русле мирового технического прогресса.
Говоря, о планах и прогнозах на перспективу, необходимо учитывать внутренние потребности республики в нефти и нефтепродуктах, и то каким образом они будут удовлетворены.
В настоящее время в Казахстане перерабатывается около 18 млн.т нефти, а добыча нефти составляет 24 млн.т. Однако из всего объема добываемой нефти республика перерабатывает собственными силами (на Атырауском НПЗ) около 4,5-5 млн.т. Остальная потребность в нефтепродуктах покрывается за счет западно-сибирской нефти России и ее переработки на Павлодарском и Шымкентском нефтеперерабатывающих заводах, а также за счет непосредственного ввоза нефтепродуктов. В обмен на Западно-Сибирскую нефть Казахстан направлял на предприятия России свою нефть. В условиях единого экономического пространства это было весьма выгодно для обеих сторон. В условия суверенитета Казахстана возникает необходимость рассмотреть варианты доставки западно-казахстанской нефти на заводы в Павлодаре и Шымкенте.
В настоящее время разрабатывается проект строительства магистрального нефтепровода Западный Казахстан - Кумколь, однако предварительные расчеты показывают высокую степень затрат, связанных с большой протяженностью трассы при относительно небольших (до 20 млн.т в год) объемах перекачки, из-за безводности и безлюдности предполагаемых районов прохождения трубопровода, отсутствия электроэнергии и других факторов.
Альтернативой этому проекту может быть развитие переработки нефти в районах ее добычи и поставка готовых нефтепродуктов в районы их потребления.
Для поставки сырой нефти на экспорт, рассматриваются проекты транспортировки ее до портов Черного и Средиземного морей.
Рассмотрение всех вариантов, в том числе и строительства трубопроводов потребует создания независимой экспертизы.
Говоря о концепции развития отрасли, необходимо сделать акцент на вопросах переработки. Это обусловлено тем, что, как уже отмечалось ранее, Казахстан не сможет составить серьезную конкуренцию странам-экспортерам сырой нефти. Поэтому в долгосрочном плане нужно сосредоточиться именно на получении продукции переработки, имеющей высокий спрос на мировом рынке.
В Казахстане действует три нефтеперерабатывающих завода.
Атырауский нефтеперерабатывающий завод является старейшим в республике. Последняя модернизация производства здесь произошла в 60-х годах. Годовой объем переработки составляет около 4,5 млн.т, глубина переработки 54,9%. Ввиду морального и физического износа технологического оборудования выбросы углеводородов в атмосферу составляют 13,7 тыс.т, сернистого ангидрида 2,5 тыс.т в год. После проведения намечаемой реконструкции завода объем переработки нефти на нем должен составить 6 млн.т в год, за счет углубления переработки будет налажено производство новых видов продукции: масел, парафина, кокса и т.п.
Шымкентский нефтеперерабатывающий завод имеет более современную технологию. На сегодня его годовая мощность составляет 8 млн.т при проектной 12 млн.т, глубина переработки соответственно 59 и 85%. Предполагается строительство битумной установки, установки алкилирования, установки замедленного коксования, установки риформинга, установки контрирования пропилена.
Павлодарский нефтеперерабатывающий завод имеет наилучшие в отрасли качественные показатели. К примеру, глубина переработки составляет 82%. Главной проблемой является пуск второй очереди завода, которая позволит увеличить мощность до 13 млн.т в год и получать новую продукцию, пользующуюся спросом как на внутреннем, так и на внешнем рынке.
Строительство Мангистауского нефтеперерабатывающего завода призвано в какой-то  мере решить проблему диспропорции размещения производительных сил, производства дефицитных масел и другой продукции.
В перспективе предполагается создание в Западном Казахстане мощной нефтехимии. Основой ее могли бы стать существующие Атырауский химзавод и завод пластмасс в Актау, Казахский газоперерабатывающий завод в г. Новый Узень. Кроме того, продукция переработки Тенгизского ГПЗ позволяет создать химическое производство принципиально нового для Казахстана направления, вплоть до производства конструкционных материалов и готовых изделий.
Важнейшим направлением отрасли считается разработка нефтегазоконденсатных месторождений, ведущую роль в нем занимает разработка уникального Карачаганаксого газоконденсатного месторождения, объем запасов извлекаемого природного газа на нем составляет 1300 млрд.м3, конденсата и нефти - более 820 млн.т. Рассматривается вопрос эксплуатации газоконденсатного месторождения Урихтау в Актюбинской области.
Однако практически для всех месторождений газа и газоконденсата характерным является наличие кислых компонентов, таких как сероводород, что в значительной мере усложняет добычу газа и конденсата и требует специального оборудования для сероочистки. Для решения этих вопросов необходимо привлечение иностранных партнеров, владеющих блочным комплексом оборудования.
Важнейшей народнохозяйственной задачей является обеспечение потребителей Республики природным газом и транзит туркменского и уренгойского газа по магистральным газопроводам: Средняя Азия - Центр с примыкающими Макат- Северный Кавказ и Узень-Жетыбай-Актау, Оренбург-Новопсков, Бухара-Урал, Союз, Газли-Шымкент-Бишкек-Алматы.
Суммарная протяженность газопроводов - около 10 тыс.км. Транспорт газа обеспечивают 27 компрессорных станций, на которых установлены газоперекачивающие агрегаты общей мощностью 2,4 млн. кВт.
Потребители Казахстана получают газ через 85 газораспределительных станций и 2 подземных хранилища газа: Базойское и Акыр-Тюбинское, вместимостью 4 млрд. м3.
Разработанная концепция дальнейшего развития газификации Республики Казахстан включает следующие основные проблемы.
В первую очередь, может быть решена газификация западных областей, где проходят мощные газотранспортные системы: Средняя Азия - Центр, Бухара - Урал, Оренбург - Новопсков, Окарем - Бейнеу и Макат - Северный Кавказ. Строительство этих газопроводов дало возможность газифицировать областные центры Актау, Атырау. Уральск и ряд других населенных пунктов в западной зоне республики.
Второй газопотребляющий район республики - южные области: Шымкентская, Жамбылская, Алматинская - получают газ от республик Средней Азии.
Северная, восточная и центральная часть республики остаются белыми пятнами в решении проблем газификации. Хотя республика славится своей нефтью, газ, как сопутствующий продукт, не получил должного внимания. В основном газ направлялся на производственные нужды нефтяников и уже, выходя с нефтью как "попутный", зачастую сжигался в факелах.
Только на месторождениях Мангышлака с вводом в эксплуатацию Казахского газоперерабатывающего завода в Узени решена проблема сбора части попутного газа. В настоящее время при уровне потребления 7,1 млрд. м3 республика может обеспечить 3,4 млрд.м3 газа. Недостающие объемы газа поставляются из Туркмении, Узбекистана и России.
На сегодня реальным источником покрытия нужд республики в газе может стать Карачаганакское месторождение.
Особенностью магистральных газопроводов в Западном Казахстане является то, что проложены они в меридианном направлении с юга на север, также в меридианном направлении будут сооружаться две ветки для газоснабжения семи северных областей с месторождений северных районов Тюменской области России, и, очевидно, просматривается необходимость строительства перемычек с запада на восток. В этом случае газопровод от Карачаганака должен быть доведен до Актюбинска и тогда газ месторождения вольется в систему газопровода Бухара-Урал, который в состоянии работать в реверсивном режиме. Северная ветка могла бы пройти в направлении Костаная, Акмолы и далее продолжена до Семипалатинска. Таким образом, и северные и южные области могли бы питаться карачаганакским газом. Проблема газоснабжения Жезказганской области может быть решена путем строительства отдельного газопровода с севера на юг.
В последние годы велись переговоры с китайской стороной о разработке газовых месторождений в Синцзянь-Уйгурском автономном округе, было бы целесообразно рассмотреть вариант вывода этого газа в Казахстан через Джунгарские ворота с отводами в северном и южном направлении.
Как известно, прогноз добычи нефти и газа разрабатывается по разному. Приведем дтя примера три подхода определения уровня добычи нефти:

  1. аналитическим путем за счет установления зависимости между отбором ресурсов из недр и падением пластового давления;
  2. исходя из известного объема извлекаемых запасов, который распределяется на конкретный период работы добывающего предприятия;
  3. на основе предельных значений располагаемых капиталовложений, которые могут быть направлены на развитие отрасли.

На практике эти критерии применяются одновременно, но сегодня приходится учитывать реальные финансовые и ресурсные возможности при планировании на перспективу.
На основании изложенных подходов добычу нефти в Казахстане к 2000 году можно довести до 33,6- 44,1 млн. т. газа до -30 млрд. м3. Но при этом требуется большое напряжение сил, значительные капиталовложения, в том числе валютные, а также нормализация хозяйственных связей как в республике, так и со странами СНГ.



 
« Энергетика и экология   Эффективность выбора мероприятий по снижению потерь энергии »
электрические сети