CC BY
196Освоение месторождений этансодержащих газов — ключевой этап в развитии газовой промышленности России
Текст: А.И. Гриценко, ОАО «Газпром промгаз»
Россия является ведущей мировой державой по запасам углеводородов — нефти и газа. На рис. 1, 2 приводятся данные о структуре ресурсов и доказанных запасах природного газа в мире. Так, из общих ресурсов природного газа России 248,6 трлн м3 доказанные запасы составляют 47,8 трлн м3. Большими запасами также располагают Иран (26,6 трлн м3) и Катар (25,8 трлн м3).
Начальные суммарные ресурсы природного газа
Ш Россия 248,6
ш Северная и Южная Америка 86,8
Страны Европы 26
ш Страны Африки 23,9
ш Страны Ближнего и Среднего Востока 137,9
ш Страны Юго-Восточной Азии и Австралии 51,3
На рис. 3 представле на структура ресурсов и запасов природного газа России. Из структуры видно, что мы располагаем низкой степенью разведан-ности ресурсов природного газа в Западной и Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (50% и менее).
На рис. 4 приводятся данные о структуре запасов газа России по содержанию этана. На долю метанового газа в 2005 г. приходилось 28,8 трлн м3 (почти 60%), а на долю этансодержащего (этана 3% и более) -19,5 трлн м3 (40,9%).
Запасы газа к 2030 г. (рис. 5), по мнению специалистов, между регионами будут распределяться следующим образом: на долю Западной Сибири по-прежнему будет приходиться 25,3 трлн м3, все большую роль будут играть Восточная Сибирь, Дальний Восток — 7,5 трлн м3 и шельфы морей — 18,2 трлн м3, европейские районы будут располагать 4,7 трлн м3.
В структуре запасов газа также произойдут качественные изменения в пользу увеличения доли этан-содержащего газа до 50% и гелиенос-ного газа (рис. 6). Эти изменения в структуре запасов природного газа свидетельствуют о том, что добываемое из недр углеводородное сырье должно подвергаться переработке для производства широкой гаммы товарных продуктов: пропана, бутана, этилена, пропилена, полиэтилена, полипропилена и др.
Таким образом, по экспертным оценкам, запасы природного газа на конец 2030 г. составят 55,7 трлн м3, в том числе на долю ОАО «Газпром» придется 35,7 трлн м3 (рис. 7).
Для обеспечения перевода ресурсов природного газа в категорию запасов следует реализовать программу геолого-разведочных работ. По экспертной оценке, она состав-
ляет более 12 млн м разведочного бурения в целом по России.
На рис. 8 показаны возможные уровни добычи газа по экспертной оценке специалистов. Западная Сибирь по-прежнему будет играть роль основного газодобывающего региона. В целом по России добыча должна возрасти с 705 млрд м3 в 2010 г. до 950 млрд м3 в 2030-м.
Следует отметить, что основные объемы добычи приходятся на долю ОАО «Газпром». Существенный вклад в объемы добычи газа будут вносить независимые производители (с 70 млрд м3 в 2010 г. до 160 млрд м3 в 2030-м.).
В соответствии с Программой освоения газовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока в 2010 г. предполагается добывать 25 млрд м3 газа, а в 2030 г. его добыча в этих регионах возрастет до 110 млрд м3.
В Западной Сибири в связи с истощением сеноманских залежей
30 газохимия март-апрель 2010
I НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GAZOHIMIYA.RU
ИССЛЕДОВАНИЯ
Рис. 2.
Доказанные мировые запасы природного газа
Рис. 3.
Структура ресурсов и запасов природного газа России
4? 15,02%
■ Россия 47,8
Иран 26,6
Катар 25,8
Саудовская Аравия 6,6
ОАЭ 5,9
США 5/4
■ Нигерия 5
Алжир 4,6
Венесуэла 4,3
Ирак 3,1
■ Остальные 36,7
Рис. 4.
Структура запасов природного газа России в 2005 году
■ Этансодержащие (жирные). 19.5
этан 3% и более
■ Метановые (сухие) 28,8
Месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока являются нефтегазоконденсатными или газоконденсатными. В добываемой углеводородной смеси содержится большое количество этана, пропана, бутана, а также гелия
будут осваиваться глубокозалегаю-щие нефтегазоконденсатные залежи, что приведет к дополнительной добыче жидких углеводородов.
Месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока являются нефтегазоконденсатными или газоконденсатными.
В добываемой углеводородной смеси содержится большое количество этана, пропана, бутана, а также гелия. Поэтому крайне необходимо начинать освоение месторождений
с создания газохимических комплексов для извлечения ценных компонентов и производства продукции с высокой добавленной стоимостью.
В связи с этим будет возрастать добыча конденсата. Так, если в 2007 г. было добыто 17 млн т конденсата, то в 2030-м добыча жидких углеводородов должна составить более 40 млн т.
На рис. 9 приведены данные о возможных объемах переработки природного газа до 2030 г. Конечно, эти уровни переработки природного газа оценены экспертно.
В результате переработки природного газа будут получены сжиженный природный газ, широкая фракция легких углеводородов, различные виды моторных топлив, синтетическое жидкое топливо — все это является высоколиквидной продукцией.
На рис. 10 показаны доказанные мировые запасы нефти. Доля России в них составляет 13,1%, или 25 млрд т, т.е. по запасам нефти мы занимаем второе место в мире после Саудовской Аравии.
На рис. 11 приведены прогнозные данные о добыче нефти и попутного нефтяного газа (ПНГ), который также является перспективным
Рис. 5.
Состояние запасов газа к 2030 году
30 г-----------
Западная Сибирь I Европейские районы
25,3
Восточная Сибирь и Дальний Восток Шельфы морей
Рис. 6.
Запасы газа по составу к 2030 году
30 г----------------------------------------
25
20 15 10 5 0
22,2
Метановый (энергетический) Этансодержащий (технологический) Сероводородсодержащий (с эколог огранич.) Гелиеносный
Запасы природного газа (категорий А+В+С1) России и ОАО «Газпром» (на конец года)
60
50
40
30
20
10
Россия Газпром
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Возможные уровни добычи газа, млрд м3
900
800 700 600 500 400 300 200 100 0
2010 2015 2020 2025 2030
I РФ Газпром ■ Независимые производители Восточная Сибирь и Дальний Восток
источником сырья для газохимических производств.
Как было показано выше, наша страна располагает уникальными ресурсами и запасами углеводородов. Следует отметить, что в обо-
зримом будущем мы будем осваивать месторождения с многокомпонентным составом добываемой из недр углеводородной смеси. Естественно, что извлечение этана и гелия потребует создания газохимических производств с целью получения продукции с высокой добавленной стоимостью.
Необходимо отметить, что научный, технический и производственный потенциал России позволяет решать проблемы широкого развития газохимических производств.
Об этом свидетельствуют результаты исследований ученых ряда инсти-
тутов: Институт катализа им. Г.К. Борескова СО РАН, Институт органической химии им. НД. Зелинского РАН, Институт химической физики им. Н.Н. Семенова РАН, Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева РАН, ВНИИГАЗ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и ОАО «Газпром промгаз».
Для лучшего решения проблем переработки и утилизации ПНГ в качестве заказчика должны высту-
Для лучшего решения проблем переработки и утилизации ПНГ
в качестве заказчика должны выступить государство и исполнительная власть
пить государство и исполнительная власть. Аналогичная работа должна быть выполнена по переработке этансодержащих и гелиеносных газов. При этом должен быть разработан технологический ряд установок и определены отечественные машиностроительные предприятия для производства оборудования. Исполнителями этих работ должны быть институты РАН, отраслевые институты, конструкторские бюро, инжиниринговые компании.
Заключение
Таким образом, Россия, располагая отличной и надежной сырьевой базой углеводородов, должна вступить в этап полномасштабного развития газопереработки и газохимического производства. Естественно, на приведенные уровни добычи газа внесет коррективы экономический кризис. Если предыдущий период развития газовой промышленности характеризовался освоением гигантских месторождений в Западной Сибири и созданием единой системы газоснабжения (ЕСГ), то наступил этап формирования предприятий газопереработки и газохимии.
Поскольку сырьем для газохимических комплексов является продукция газоперерабатывающих заводов — ШФЛУ, пропан-бутановая смесь, газовый бензин, получаемый в результате переработки ПНГ, то в первую очередь необходимо разработать Генеральную схему утилизации и переработки ПНГ с учетом действующих ГПЗ и центров нефтедобычи до 2030 г. В этой работе будут определены места и объемы переработки ПНГ с получением товарного газа, выработки электроэнергии, тепла, производства ШФЛУ, пропан-бутана, газового бензина.
На основании анализа действующей инфраструктуры утилизации и переработки ПНГ должны быть рассмотрены сценарии развития газопереработки с целью поставок продукции на газохимические комплексы. Особое внимание должно быть уделено инновационным технологическим процессам и аппаратам. При разработке Генеральной схемы будет использован потенциал отечественных конструкторских организаций, машиностроительных заводов, способных организовать производство технологического оборудования в блочно-комплектном исполнении на различную производительность.
32 газохимия МАРТ-АПРЕЛЬ 2010
Возможные уровни переработки газа в России, млрд м3
300
250
200
150
100
50
270
240 255
140
95
68,3 70,9 -
2006 2007
2010
2015 2020
2025
2030
Прогноз добычи нефти (млн т) и ПНГ (млрд м3)
600
500
400
300
200
100
2006
2007 2008 2009 2010
■ Нефть ■ Попутный нефтяной газ (ПНГ)
2015
2020
Вторая работа, которая тесно связана с первой, — это Концепция развития газохимического производства на базе освоения этансо-держащих месторождений и поставок ШФЛУ с ГПЗ при переработке ПНГ будет состоять из следующих разделов:
1. Минерально-сырьевая база этансодержащих месторождений, география их размещения.
2. Очередность ввода месторождений, уровень добычи углеводородов до 2030 г.
3. Определение потенциала этан-пропанбутановой фракции в добываемой продукции по месторождениям.
4. Уровень и география добычи углеводородного конденсата и нефти, номенклатура продукции
Доказанные мировые запасы нефти
Саудовская Аравия
млрд т
35,3
Россия 25,0
■ Канада 24,3
Иран 17,1
Ирак 15,6
Кувейт 13,5
ОАЭ 13,3
Венесуэла 10,5
Ливия 5,3
■ Нигерия 4,8
Остальные 25,9
Весь мир 190,6
при переработке нефтегазоконден-
сатной смеси.
5. Анализ действующей системы газоконденсатоперерабатывающей промышленности с инфраструктурой хранения и транспортировки товарной продукции.
6. Разработка системы сбора и транспортировки добываемой продукции из этансодержащих месторождений с учетом существующей инфраструктуры.
7. Разработка схемы размещения новых газохимических производств с предложениями формирования рынка этой продукции.
8. Анализ существующих технологий и готовность отечественного машиностроения для поставок инновационного оборудования в блочно-комплектном исполнении.
9. Состояние, перспективы создания и использования катализа-торных систем для реализации выбранных технологий производства газохимической продукции.
10. Разработка методологии оценки эффективности нового этапа в развитии газовой промышленности — производства газохимической продукции.
11. Создание полигона для отработки элементов и процессов газохимии.
12. Анализ отечественного уровня криогенной техники и технологии для производства и реализации сжижения природного газа (СПГ), а также извлечение и хранение гелия из добываемого газа;
13. Создание экспертного совета для рассмотрения вопросов при реализации проектов производства газохимической продукции в рамках предлагаемой концепции.
Очевидно, разработка указанных выше документов позволит определить масштабы и важность производства продукции из ПНГ и при освоении этансодержащих месторождений с получением спектра газохимической продукции с высокой добавленной стоимостью, и тем самым приведет к повышению рентабельности газовой индустрии России. Эти документы отдельных проектов и должны получить статус национального проекта. ГХ
