Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері


  Рекомендации по улучшению и эксплуатационных характеристик



жүктеу 8.29 Mb.
Pdf просмотр
бет38/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   34   35   36   37   38   39   40   41   ...   81

5.  Рекомендации по улучшению и эксплуатационных характеристик 

Основной проблемой ПХГ «Акыртобе» в цикле отбора является раннее обводнение скважин. По 

рекомендации на ПХГ, дросселиро-вание потока газа по индивидуальным шлейфам производится на 

устье скважин посредством регулируемых штуцеров  

Временной  мерой  по  предотвращению  преждевременного  обводнения  скважин  явилась 

установка  штуцеров  непосредственно  на  устье  эксплуатационных  скважин.  Диаметр  проходного 

отверстия штуцера-шайбы определяется исходя из перепада давления между трубным и за трубным 

пространством  скважины  и  объемом  выносимой  пластовой  жидкости.  Установка  дроссель  шайбы 

производится на отрезке между двумя  запорными кранами посредством фланцевых соединений, что 

является не трудоемкой. Данная установка ограничивает приток воды, создавая баланс между газовой 

средой и водной. 

Установка  штуцеров  свидетельствуют  в  пользу  целесообразности  и  необходимости  их 

применению.  В  связи  с  этим  важнейшей  и  первоочередной  задачей  на  Акыртобинском  ПХГ  как  с 

точки  зрения  повышения  текущих  показателей  -  по  суточной  производительности,  величине  отбора 

газа  в  сезонах,  снижению  обводнения  скважин  и  водного  фактора,  так  и  перспектив  его  вывода  на 

проектные показатели является задача интенсификации производительности скважин с применением 

штуцеров. 

 

Литература 



 

1. Горячев А.А.,Сорокин С.Н. «Перспективы развития системы ПХГ в Северо-Восточной Азии», 

Энергетическая кооперация в Азии: Риски и барьеры 

2.  Бузинов  С.Н.  и  др.  «Подземное  хранение  газа.  Проблемы  и  перспективы»  Сборник  научных 

трудов, Москва, 2005. 

3.  Кацман  А.В.,  Мординсон  П.М.  Перспективы  создания  подземных  хранилищ  в  республиках 

Средней  Азии.  Рефер.  сб.  «Геология  и  разведка  газовых  и  газоконденсатных  месторождений», 

ВНИИЭгазпром, М., вып. 2, 1974 

4.  Мординсон  П.М.  и  др.  Анализ  и  обработка  материалов  разведочных  работ  по  подземному 

хранению газа в Узбекской и Казахской ССР и выработка рекомендаций дальнейших работ. Отчет по 

теме 5/76-77, том 1, М., 1976. 

 

 



ИССЛЕДОВАНИЕ НОВОГО ВОДОРАСТОВОРИМОГО ПАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ 

НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА 

 

Мерекенова А.К., Панова Е.С., Уразалиева Ж.Г. 

КазНТУ имени К.И.Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан 

 

Поверхностно-активные  вещества  (ПАВ)  для  повышения  эффективности  заводнения  при 



третичных  методах  увеличения  нефтеотдачи  пласта  были  использованы  более  40  лет  назад.    Роль  

ПАВ  в  процессах  вытеснения  нефти  заключается  главным  образом  в  изменении  величины  и 

характера капиллярных сил вследствие изменения условий смачиваемости и межфазного натяжения в 

системе  "вода-нефть-порода".  Кроме  того,  ПАВ  могут  воздействовать  не  только  на  процессы 

диспергирования,  но  и  на  процессы  коалесценции  в  пористой  среде,  что  приводит  к  изменению 

фазовой  проницаемости  и  структуры  потока  в  целом[1].  Добавка  ПАВ  в  воду  снижает  межфазное 

натяжение  воды  на  границе  с  нефтью.  При  низком  межфазном  натяжении  капли  нефти  легко 

деформируются,  благодаря  чему  уменьшается  работа,  необходимая  для  проталкивания  их  через 

сужения  пор,  что  увеличивает  скорость  их  перемещения  в  пласте.    Добавка  ПАВ  в  воду    также 


 

226 


уменьшает краевые углы избирательного смачивания, т. е. увеличивает смачиваемость породы водой. 

Уменьшение  краевых  углов  в  совокупности  со  снижением  межфазного  натяжения  приводит  к 

сильному (в 6–10 раз) ослаблению энергии связи нефти с поверхностью породы. Под действием ПАВ 

интенсивнее  происходит  диспергирование  нефти  в  воде  и    вероятность  их  коалесценции  и 

прилипания  к  твердой  поверхности  снижается.  Это  ведет  к  значительному  повышению 

относительной фазовой проницаемости пористой среды для нефти и воды [2]. 

Для  повышения  нефтеотдачи  пласта  нами  был  разработан  водорастоворимый  ПАВ  модификацией 

ангидридов  дикарбоновых  кислот.    Электромагнитным  излучением  с  постепенно  меняющейся  длиной 

волны  на    однолучевом  УФ-  спектрофотометре  SPEKOL-1300    был  получен  электромагнитный  спектр, 

для  выявления  максимальной  длины  волны  пропускания  света  через  кювету  с  реагентом  .  Спектр 

записывался  в  области  выше  нижнего  предела  пропускания    используемого  растворителя  ДМФА        

(>270 нм) [3].  В области 350 нм оптическая плотность максимальна и составляет 2,699. 

 

340


360

380


400

420


440

460


0

0.5


1

1.5


2

2.5


3

Длина волны, нм

О

п

ти



ч

е

с



ка

я

 п



л

о

тн



о

с

ть



,D

 

 



Рисунок 1. Электромагнитный спектр 25 %-ного  раствора реагента 

 

С  целью  нахождения  критической  точки  мицеллообразования  (ККМ)  и  построения  



калибровочного  графика  для  определения  сорбции  реагента  на  кернах  были  приготовлены  серии 

растворов  реагента    концентрации  от  0,1  до  0,9  массовых  %  .    Для  каждого  из  приготовленных 

растворов при длине волны 350 нм измерены оптические плотности и построен график зависимости  

D=f(C).  Излом    на  рисунке  2  при  концентрации   реагента  0,2  -0,3  %  характеризует  наличие  области 

критической  точки  мицеллообразования.    Методом  максимального  давления  в  пузырьке  измерено  

поверхностное натяжение  растворов в области  ККМ  и составило 49,42 Н/м. 

 

0.1


0.2

0.3


0.4

0.5


0.6

0.7


0.8

0.9


-0.01

-0.005


0

0.005


0.01

0.015


0.02

  C, массовые проценты%

о

п

т



и

ч

е



с

к

а



я

 п

л



о

тн

о



с

ть

,D



 

 

Рисунок 2.  График зависимости оптической плотности от концентрации 



  

Для  определения  смачиваемости  пород  использовался  метод  краевого  угла  по  пластинке, 

моделирующей  поверхность  пор  с  помощью  микроскопа.  Исследовались  пластинки  керновых 

материалов с месторождений Оймаша (глубина отбора 3585,  3985), Жетыбай (глубина отбора 2364) и 

Придорожное (глубина отбора 3624). На рисунке 3 показаны смачиваемости керна с месторождения 

Придорож-ное  нефтью,  реагентом  и  пластовой  водой.  Установлено,  что  все  исследуемые  породы 

обладают смешанной смачиваемостью.  


 

227


 

 

 



 

а)                                          б)                                       в) 

 

Рисунок 3. Смачиваемость кернового материала с месторождения Придорожное  



а ) нефтью; б) реагентом; в) пластовой водой 

 

Литература 

 

1.  Швецов  И.А.,  Манырин  В.Н.  Физико-химические  методы  увеличения  нефтеотдачи  пластов. 



Анализ  и  проектирование.  -  Самара:  Российское  Представительство  Акционерной  Компании  "Ойл 

Технолоджи Оверсиз Продакшн Лимитед", 2000. - 350 с 

2.  Г.А.  Бабалян,  Б.И.  Леви,  А.Б.  Тумасии.  Э.М.  Халимов.  Разработка  нефтяных  месторождений  с 

применением поверхностно- активных веществ. М., Недра, 1983, 216 с. 

3.  Блинникова  А.А.  Спектрофотометрия  и  фотоэлектроколориметрия  в  анализе  лекарственных 

средств: Учебное пособие. - Томск, 2005. - 96 с. 

4.  Буканова  Е.Ф.  Коллоидная  химия  ПАВ.  Часть  1.  Мицеллообразование  в  растворах  ПАВ. 

Учебное пособие 

 

 

АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР  ПРОБЛЕМ УТИЛИЗАЦИИ  ПОПУТНОГО  



НЕФТЯНОГО ГАЗА И ПРИЧИНЫ ЕГО НЕПОЛНОЙ УТИЛИЗАЦИИ 

 

Молдабаева Г.Ж., Аукажиева Ж.М., 

Картабай А.Т., Картабаева А.А., Кабдулова Б.С. 

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан 

 

Основные  источники  и  составляющие  мировой  энергетики  -углеводородное  сырье  (нефть,  газ, 



уголь,  продукты  растительного  происхождения),  атомная,  термоядерная,  водородная,  природная 

энергетика. 

Природная,  например,  ветровая,  солнечная  энергетика,  в  промышленных  мировых  масштабах 

может привести к необратимому изменению карты распределения температур на поверхности земли, 

направлений  и  интенсивности  ветров,  течений  и  климата  в  целом  с  непредсказуемыми 

последствиями.  Переработка  углеводородов  растительного  происхождения  в  топливо  может 

привести к серьезным социальным и экологическим последствиям в масштабах всей планеты, так как 

в  промышленных  масштабах  не  является  возобновляемым  источником  энергии.  Водородная  и 

термоядерная  энергетика  далеки  от  завершения  фазы  экспериментальных  работ  и  серьезного 

промышленного применения. Атомная энергетика вносит и еще долгое время будет вносить большой 

вклад в мировую энергетику, однако область ее применения ограничена - в основном, это выработка 

электроэнергии. 

Наиболее  применима  и  широко  используется  в  настоящее  время  энергетика,  основанная  на 

переработке нефти и использовании газа, угля. Переработка нефти дает моторные топлива, сжиженный 

газ,  продукты  нефтехимии.  Природные  газ  и  уголь  используются  в  основном  для  выработки  тепла  и 

электроэнергии.  Общей  тенденцией  нефтяной  отрасли  является  уменьшение  запасов  лёгкой  нефти, 

практически  весь  прирост  запасов  происходит  за  счет  тяжелой  вязкой  сернистой  нефти.  Потенциал 

качественного  сырья  реализован  почти  на  80%,  сохраняя  лишь  перспективы  небольших  открытий. 

Преобладают запасы тяжелой нефти в России, Казахстане, Китае, Венесуэле, Мексике, Канаде, США и 

во многих других странах различных континентов. 

Несмотря на то, что в Казахстане имеются значительные подтвержденные запасы природного газа, 

добыча газа в республике все еще остается сопутствующей деятельностью нефтедобывающих компаний. 



 

228 


По сложившейся практике, добываемый попутно с нефтью газ, как правило, сжигается на месторождениях 

или,  в  лучшем  случае,  после  предварительной  подготовки  используется  на  собственные  нужды.  Так  по 

итогам 2008 года на факелах месторождений сожжено газа свыше 2 млрд. куб. м, на собственные нужды 

использовано 1,7 млрд. куб. м и технологические потери составили около 0,7 млрд. куб. м. 

В  январе  2002  года  постановлением  правительства  Казахстана  была  одобрена  Концепция  развития 

газовой  отрасли  республики  на  период  до  2015  года,  в  январе  2004  года  -  Программа  развития 

нефтехимической промышленности Республики Казахстан на 2004-2010 годы. 

В  статье  дан  анализ  целенаправленного  наращивания  Казахстаном  газового  потенциала,  включая 

добывающие и экспортные мощности. 

Вместе  с  тем,  в  связи  с  внесением  изменений  в  Законы  Республики  Казахстан  «О  нефти»,         

«О  недрах  и  недропользовании»,  принятием  Концепции  экологической  безопасности  Республики 

Казахстан,  актуальной  становится  задача  полной  утилизация  попутного  газа.  Этот  вопрос  имеет 

также  международный  аспект,  так  как  Казахстан  является  активным  участником  общемирового 

процесса  стабилизации  и  уменьшения  количества  парниковых  газов  в  атмосферу.  В  соответствии  с 

требованиями  Концепции  экологической  безопасности  Республики  Казахстан,  недропользователь 

обязан  выбирать  наиболее  эффективные  методы  и  технологии  проведения  работ,  основанные  на 

стандартах, принятых в международной практике; и соблюдатьтехнологические схемы и проекты на 

проведение  работ,  обеспечивающие  рациональное  использование  недр,  безопасность  работников, 

населения  и  окружающей  среды.  Однако  несмотря  на  принимаемые  меры  уровень  загрязнения 

окружающей  среды  в  республике  говорит  сам  по  себе,  что  желаемого  улучшения  экологической 

обстановки не достигли. 

Ухудшение  экологической  обстановки  в  нефтедобывающих  регионах  страны  во  многом  связано  с 

ростом  содержания  сероводорода  в  попутном  газе.  При  этом  содержание  сероводорода  Н

2

S  в  газах 



колеблется в широких пределах от нескольких долей до нескольких десятков процентов. Такой газ перед 

подачей  потребителю  подвергают  очистке  ввиду  ядовитости  сероводорода  и  его  коррозионной 

активности. Он является также ядом для катализаторов, применяемых в различных химических процессах 

переработки газа. 

В  ряде  случаев  оно  настолько  высоко,  что  серьезно  осложняет  разработку  месторождений,  а  в 

нашей  стране  и  во  все  запрещается  промышленная  разработка  нефтегазовых  месторождений  без 

утилизации попутного и (или) природного газа. 

Практически  все  крупные  разрабатываемые  нефтегазовые  месторождения  республики  имеют  в 

составе  добываемой  нефти  растворенный  газ  с  повышенным  содержанием  сероводорода  и  других 

сернистых  соединений.  К  примеру,  по  Жанажол  -Урихтауской  группе  месторождений  содержание 

этого ядовитого газа колеблется от 2 до 6 %, на Карачаганакском месторождении - от 3 до 5 %, а на 

Тенгизском месторождении концентрация сероводорода достигает порядка 19 % . 

Поэтому, одной из главных проблем дальнейшего развития газовой отрасли республики является 

проблема  очистки  добываемой  нефти  и  газа  от  сернистых  соединений  с  последующей  утилизацией 

получаемой серы, с доведением до товарного состояния и реализация на внешних рынках сбыта. 

Для очистки попутных нефтяных газов применяются различные методы. 

Его переработка в условиях роста добычи нефти и ужесточения экологических норм становится 

очень  актуальным  и  ведется  многими  государствами.  Это  происходит  не  только  из-за  штрафов  за 

сжигание  попутного  газа.  Специфика  заключается  в  том,  что  попутный  газ  является  побочным 

продуктом нефтедобычи, в который уже вложены затраты труда, энергии и других ресурсов. Поэтому 

это  не  самый  дорогой,  но  очень  эффективный  вид  топлива,  источник  получения  дешевой 

электрической  и  тепловой  энергии  (одна  тысяча  кубометров  попутного  газа  по  теплотворной 

способности соответствует 1,07 тонны нефтяного эквивалента).. 

Также попутный газ является ценным химическим сырьем, из которого перерабатываются такие 

дефицитные вещества как: этан, пропан, бутаны, метан и другие  углеводороды, являющиеся сырьем 

для производства нефтехимической и газохимической продукции. К примеру: из 1тыс. м

попутного 



газа получается примерно 820 м

3

 сухого газа, 200 кг ШФЛУ, до 60 кг стабильного бензина. 



Но, несмотря на это, и идет опережающее развитие газового потенциала Казахстана, переработка 

попутного  газа  до  сих  пор  не  имеет  полномасштабной  динамики.  По  данным  МООС  РК,  без 

утилизации попутного и (или) природного газа из работающих нефтедобывающих компаний сегодня 

половина еще сжигают газ на факелах. В 2009 году в Казахстане сожгли свыше 1,8 млрд кубометров 

попутного  газа,  этого  объема  хватило  бы  на  то,  чтобы  полностью  обеспечить  газом  самую 

густонаселенную область республики. Проблема рационального использования попутного нефтяного 

газа  существует  во  всем  мире.  Существует  давно.  В  мире  ежегодно  сжигается  около  100  млрд. 


 

229


кубометров  попутного  нефтяного  газа.  При  этом,  попутный  (нефтяной)  газ  -  это  ценнейшее 

химическое сырье и высокоэффективное органическое топливо. 

В  настоящее  время  в  республике  действуют  три  газопере-рабатывающи  завода  (ГПЗ)  общей 

проектной  мощностью  переработки  6,85  млрд.  куб.  м  газа  год.  Самыми  крупными  газоперерабаты-

вающими  заводами  в  Казахстане  -  являются  Казахский,  Тенгизский,  Карачаганакский  и 

Жанажолский. 

Казахский  газоперерабатывающий  завод,  расположенный  в  Мангистауской  области,  был 

построен  для  утилизации  попутного  газа  месторождений  Мангышлака  и  для  обеспечения  сырьем 

Завода пластмасс в Актау. Газоперерабатывающие мощности на Тенгизе были увеличены благодаря 

реализации  проектов  ЗСГ/ЗВП.  Предполагается,  что  после  достижения  полной  производственной 

мощности  завода  примерно  до  трети  добываемого  кислого  газа  будет  закачиваться  обратно  в 

коллектор, а оставшиеся объемы использоваться для выпуска товарного газа, пропана, бутана и серы. 

Интересным  с  точки  зрения  новизны  и  инноваций  представляется  проект  строительства  в 

Атырауской  области  дорогостоящего  газохимического  комплекса.  Несмотря  на  некоторые 

проволочки  с  его  реализацией,  правительство  способствовало  подписанию  долгосрочного 

соглашения  (13+5  лет)  на  поставки  сюда  тенгизского  газа.  Жанажолский  нефтегазопере-

рабатывающий  комплекс,  состоящий  из  трех  ГПЗ,  был  построен  АО  «СКРС-Актобемунайгаз»  в 

рамках  реализации  программы  комплексной  утилизации  газа.  В  настоящее  время  мощность  первого 

Жанажолского ГПЗ, возведенного в 1984 году и реконструированного в 2000-2003 годах, составляет 

800  млн.  кубометров  газа  в  год,  второго,  веденного  в  эксплуатацию  в  2003  году,  -  1,4  млрд. 

кубометров  в  год,  а  первой  очереди  третьего  ГПЗ,  запущенной  в  декабре  2007  года,  -  2  млрд. 

кубометров. Ориентировочно в 2010 году планируются строительство и запуск в эксплуатацию второй 

очереди третьего ГПЗ, что значительно увеличит ежегодную мощность этого завода по подготовке газа. 

С учетом дальнейшего развития Карачаганакского месторождения сегодня активно обсуждается 

и вопрос расширения мощностей Оренбургского ГПЗ, куда КРО направляет на переработку свой газ. 

По  сведениям  консорциума,  поставка  сырого  газа  в  Оренбург  в  2008  году  достигла  7916  тыс. 

кубометров (46 586 тыс. баррелей). Как сказал на форуме г-н Голубев, выполненные казахстанской и 

российской  сторонами  ТЭО  проекта  показали  необходимость  вложения  в  соответствующую 

модернизацию  Оренбургского  ГПЗ  $500  млн.,  что  вполне  устраивает  партнеров.  Законами  РК  от  5 

февраля  2008  года  и  РФ  от  23  июля  2008  года  ратифицировано  Соглашение  о  сотрудничестве  в 

создании  хозяйственного  общества  на  базе  Оренбургского  ГПЗ.  Но,  как  признаются  в 

«КазМунайГазе»  и  «Газпроме»,  целесообразность  создания  такого  СП  зависит  от  одобрения  или 

отклонения  третьего  этапа  освоения  Карачаганака.  Без  этого  проект  несостоятелен.  В  случае,  если 

расширение  производственных  мощностей  на  месторождении  все  же  состоится,  в  рамках 

деятельности СП это позволит обеспечить добычу и поставку на Оренбургский ГПЗ для переработки 

до 16 млрд. кубометров сырого газа ежегодно в течение 15 лет. 

Также  в  скором  будущем  предстоит  запустить  в  эксплуатацию  ГПЗ  в  поселке  Карабатан 

Атырауской области с целью доведения углеводородов, добываемых на Кашагане, до товарного вида. 

В  настоящее  время  в  Казахстане  существуют  серьезные  проблемы  в  сфере  утилизации 

попутного  газа.  На  112  нефтяных  месторождениях  Казахстана  имеется  2380  млрд  кубометров 

попутного газа. Текущее извлечение попутного газа составляет около миллиарда кубометров, из них  

две    трети    сжигается      в      факелах.      Разумеется,      это    нерациональное    использование  природных 

ресурсов, ухудшающее нашу экологию и способствующее усилению глобального изменения климата. 

Как  известно,  многие  государства  мира  ратифицировали  Киотский  протокол,  основной  задачей 

которого является развитие экономических принципов влияния на объемы парникового газа на земле, 

в  том  числе  -  путем  торговли  квотами  на  выбросы.  Сегодня  в  Казахстане  принята  Концепция 

развития  газовой  отрасли  на  период  до  2015  года,  одобренная  правительственным  постановлением 

год назад. Ежегодный объем добычи природного газа в Казахстане к 2015 году планируется довести 

до  45-50  млрд.  кубометров.  Прогнозный  объем  добычи  природного  газа  в  2005  году  составит  20,5 

млрд. кубометров, а к 2010 году возрастет  до 35 млрд. Потребление природного газа в Казахстане к 

2005  году  предполагается  на  уровне  7,84  млрд.  кубометров,  к  2010  году  -  11,15,  к  2015  году  -  15,83 

млрд. кубометров. 

Наша страна претендует на то, чтобы стать крупным игроком на мировом газовом рынке за счет 

разработки  морского  месторождения  Кашаган,  которое  летом  2004  года  было  признано 

коммерческим  открытием  в  казахстанском  секторе  Каспия.  На  первом  этапе  освоения  Кашагана, 

попутно с нефтью ежегодно будет добываться около 3 млрд. кубометров газа. 

С  увеличением  добычи  газа  также  связывают  будущую  разработку  Федоровского  блока 

(Западно-Казахстанская область), газоконденсатных месторождений Урихтау (Актюбинская область) 



 

230 


и  Имашевское  (Атырауская  область),  а  также  Амангельдинской  группы  газовых  месторождений 

(Жамбылская область). 

Однако  понятно,  что  с  ежегодным  увеличением  объемов  переработки  нефти  в  Казахстане 

появляются  вопросы  сокращения  объемов  сжигания  попутного  газа  в  факелах,  строительства  и 

внедрения  установок  по  его  утилизации.  Вопросы  переработки  газа  сегодня  уже  решает  ряд 

нефтегазодобывающих  компаний.  К  примеру,  на  месторождениях  Южно-Тургайского  массива 

(Кызылординская  область)  добывается  около  500  млн  кубометров  попутного  нефтяного  газа  в  год. 

При этом ожидается, что пик добычи придется на 2005 год, когда объем получаемого газа возрастет 

до  700  млн.  кубометров.  Однако  лишь  20  процентов  добываемого  газа  используется  в 

народнохозяйственных целях, остальной объем сжигается. 

Поэтому  самый  крупный  инвестор  массива  -  Нигriсаnе  Кumкоl  Мunai  –  решил  построить  на 

разрабатываемом  Кумкольском  место-рождении  электрогенерирующую  установку  мощностью  55 

мегаватт  для  утилизации  газа.  Данный  проект,  который  оценивается  в  30,3  млн.  долларов, позволит 

практически полностью  устранить сжигание газа в факелах, снизить выбросы в атмосферу, покрыть 

недостаток электроэнергии в регионе. 

На  сегодня  вопросы  переработки  газа  уже  решены  СП  «Тенгиз-шевройл»  и  Карачаганакской 

интегрированной  организацией  на  крупнейших  в  Казахстане  Тенгизском  и  Карачаганакском  месторож-

дениях. Эти проекты  будут реализованы в ближайшие годы. Помимо них, международный консорциум 

Аgiр  КСО,  ведущий  нефтеразведку  в  казахстанском  секторе  Каспия,  планирует  построить  завод, 

способный  ежегодно  перерабатывать  2,9  млрд.  кубометров  попутного  газа,  2,1  млрд.  кубометров 

природного газа, 900 тыс. тонн серы, а также сжиженного нефтяного газа. Сжигание газа в факелах будет 

допускаться только в исключительных случаях для уменьшения давления. 

Среди  причин  недостаточного  использования  НПГ  можно  отметить  целый  ряд  объективных 

условий, которые увеличивают его себестоимость по сравнению природным газом (особенно с газом 

сеноманских  залежей,  которые  преимущественно  разрабатывает  Кашаган).  К  числу  таких  условий, 

существенно удорожающих процесс подготовки НПГ, относятся: 

значительно  меньшие  дебиты  нефтяных  скважин  по  газу  по  сравнению  с  дебитами  газовых 

скважин; 

на порядок более низкое давление НПГ; 

наличие 


значительных 

объемов 


жидких 

углеводородов, 

что 

требует 


повышенных 

энергетических  и  материальных  затрат  на  сбор,  переработку  и  компримирование  НПГ  для  подачи 

потребителям в систему магистральных газопроводов; 

необходимость  сооружения  более  разветвленной  системы  газосборных  промысловых 

трубопроводов 

Технические причины неполной утилизации НПГ 

Отсутствие  на  многих  месторождениях  необходимой  производствен-ной  и  технологической 

инфраструктуры; 

Несовершенство  методики  и  техники  измерения,  учета  и  оценки  ресурсов  НПГ,  и, 

соответственно,  недостаток  данных  об  объемах  сжигания  и  использования  НПГ.  Большинство 

факелов  не  имеют  замерных  счетчиков  (пока  лишь  Карачаганак  почти  полностью  решил  эту 

проблему); 

Отсутствие  технологий,  позволяющих  утилизировать  НПГ  3  и  4  ступеней.  «Они  обогащены 

тяжелыми  углеводородами,  их  невозможно  перекачивать  по  трубопроводам,  остается  только 

сжигать», – отмечают в этом связи представители «КазМунайГаза»; 

Ориентация  сложившихся  систем  сбора  и  утилизации  НПГ  на  централизованные  схемы  поставки, 

что делает систему неманевренной и предопределяет доминирование одного покупателя газа; 

Удаленность  потенциальных  рынков  от  мест  нефтедобычи.  Строительство  газопроводов  для 

транспортировки НПГ к заводам отличается высокой капиталоемкостью – по оценке ИК ФИНАМ, 1 

км 


такого 

трубопровода 

обойдется 

в 

1,3–1,5 



млн 

долл.  Транспортировка 

НПГ 

до 


газоперерабатывающих  предприятий  с  удаленных  месторож-дений  увеличивает  себестоимость 

попутного  газа  до  30  долл.  за  1  тыс.  м

3

,  при  том  что  себестоимость  добычи  природного  газа 



ПетроКазахстаном составляет 4–7 долл. за 1 тыс. м

3

 на выходе из скважины. 



Экономические причины 

Регулируемые  государством  цены  на  природный  газ  и  затянувшийся  процесс  либерализации 

газового  рынка.  Уровень  цен  на  природный  газ  в  значительной  степени  определяется  уровнем 

издержек  на  добычу  сеноманского  газа,  которые  существенно  ниже  издержек  на  добычу,  сбор  и 

утилизацию  НПГ.  Поэтому,  несмотря  на  возможность  продажи  СОГа  по  рыночным  ценам, 

потребитель ориентируется на цены сено-манского газа. 



 

231


Низкие цены на НПГ; 

Повышенная  капиталоемкость  процессов  сбора  и  направления  на  утилизацию  НПГ  (по 

сравнению  с  природным  газом).  Многие  технические  решения,  которые  в  настоящее  время 

реализованы  в  системах сбора и утилизации нефтяного попутного газа, ориентированы  на  применение 

централизованных систем; 

Незначительные  штрафные  санкции  за  выбросы  продуктов  горения  попутного  газа; 

соответственно, нефтяники предпочитали «to pay to pollute». 

Отсутствие  экономической  заинтересованности  ряда  нефтяных  компаний  в  бизнесе,  связанном 

со сбором, утилизацией и использованием НПГ. 

Несовершенство законодательно-нормативной базы. В настоящее время процессы сбора, подготовки 

и  использования  попутного  газа  регулируются  рядом  федеральных  законов –  «О  недрах»,  «О  газоснаб-

жении  в  Российской  Федерации»,  «О  промышленной  безопасности  опасных  производственных 

объектов», «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках», «Об 

охране  окружающей  природной  среды»,  «Об  охране  атмосферного  воздуха»,  и  пр.  Но  НПГ  не 

рассматривается  законодательством  Республики  Казахстан  в  качестве  самостоятельного  объекта 

государственного регулирования. Несмотря на то, что согласно Правилам разработки месторождений от 

1997  года,  которые  действуют  до  сих  пор,  установлено,  что  нефтяной  газ  подлежит  сбору,  учету  и 

рациональному использованию, до последнего времени это положение реально не претворялось в жизнь. 

В условиях лицензионных соглашений на разработку нефтяных месторождений определен обязательный 

уровень  утилизации попутного газа в 95%, а проектами обустройства предусмотрено создание объектов 

сбора,  промысловой  подготовки  и  транспортировки  НПГ.  Нарушение  этих  правил,  по  крайней  мере 

формально,  грозит  недропользователям  лишением  лицензий,  а  выбросы  продуктов  сгорания  караются 

штрафами. 

В настоящее время основными документами, регламентирующими использование попутного газа, 

являются  ведомственные  нормативно-технические  документы,  определяющие  требования  к 

содержанию  проектных  документов  на  различные  стадии  разработки  месторождений.  В  них 

отсутствуют 

четкие 


и 

конкретные 

условия, 

обязывающие 

недропользователей 

проводить 

технологические  и  технико-экономические  исследования,  обеспечивающие  комплексную  разработку 

месторождений.  В  результате,  в  подавляющем  большинстве  действующей  и  согласованной  органами 

управления  государственным  фондом  недр  проектной  документации  отсутствуют  технические  и 

технологические  решения  по  утилизации  попутного  газа.  До  последнего  времени  при  составлении 

проектных  документов  отсутствовало  требование  включать  в  качестве  отдельных  разделов  развитие 

направлений по добыче газового конденсата и попутного нефтяного газа. 

 



жүктеу 8.29 Mb.

Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   34   35   36   37   38   39   40   41   ...   81




©emirb.org 2020
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет