ГЕОГРАФИЯ МИРОВОЙ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Сравнительная характеристика стран

ГЕОГРАФИЯ МИРОВОЙ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Сравнительная характеристика стран мира на примере «Россия Алжир Туркменистан»

Общая характеристика мировой газовой промышленности История газовой промышленности, насчитывающая немногим более ста лет, подразделяется на два больших этапа. Первый из них продолжался до 50— 60 х гг. XX в. Для него был характерен перевес одной страны – США, доля которой в мировой добыче природного газа еще в 1950 г. превышала 9/10. Затем начался второй этап – этап быстрого роста добычи и потребления природного газа и формирования новых районов газовой промышленности – в СССР, Юго Западной Азии, Западной Европе, Северной Африке и других регионах. Одновременно происходило также формирование международного рынка природного газа.

Общая характеристика мировой газовой промышленности Динамика мировой добычи природного газа показана на рисунке, который свидетельствует о ее непрерывном поступательном росте: во второй половине XX в. она увеличилась почти в 12 раз. Согласно некоторым прогнозам, к 2010 г. она возрастет предположительно до 4 трлн м 3, а к середине столетия – до 7 трлн м 3.

Общая характеристика мировой газовой промышленности Распределение запасов по регионам мира: 1. Зарубежная Азия 60 трлн. м 3 (40%) 2. Россия и СНГ 55 трлн. м 3 (35%) 3. Африка 11 трлн. м 3 (7%) 4. Латинская Америка 9 трлн. м 3 (6, 5%) 5. Северная Америка 7 трлн. м 3 (5, 5%) 6. Зарубежная Европа 6 трлн. м 3 (5%) 7. Австралия и Океания 1, 5 трлн. м 3 (1%)

Общая характеристика мировой газовой промышленности Распределение запасов по странам: 1. Россия 48 трлн. м 3 2. Иран 23 трлн. м 3 3. Катар 9 трлн. м 3 4. ОАЭ 6 трлн. м 3 5. Саудовская Аравия 5, 5 трлн. м 3 6. США 5 трлн. м 3 7. Венесуэла 4, 5 трлн. м 3 8. Алжир 4 трлн. м 3 9. Нигерия 4 трлн. м 3 10. Ирак 3 трлн. м 3

Из десяти крупнейших газовых месторождений мира (рис. 8), начальные запасы которых на конец 2009 г. составляли не менее 63 трлн куб. м. , половина находится в России. Самое крупное, однако, Южный Парс/Северное находится в территориальных водах Катара и Ирана. Запасы этого месторождения оцениваются в 13, 4 трлн куб. м газа и 7 млрд т нефти. На втором месте в мире Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение с общими геологическими запасами 16 трлн куб. м и остаточными запасами 10, 2 трлн куб. м. Самое молодое месторождение первой десятки Хейнсвиль открыто в США в 2008 г.

Мировое потребление газа По абсолютным масштабам лидирующие позиции в мировом газопотреблении занимает группа промышленно развитых стран. В то же время в последние десятилетия темпы прироста потребления природного газа в промышленно развитых странах были ниже среднемировых показателей, что привело к снижению доли этих стран в суммарном объеме газопотребления. Среднегодовые темпы прироста по этой группе стран составили в 1971 1980 гг. 2% против 3, 9% среднемировых, а в конце XX начале XXI века 1, 2% против 2, 3% в среднем по миру. Существенное замедление потребления газа промышленно развитыми странами в истекшем десятилетии связано главным образом с экономическими спадами в начале 80 х и 90 х годов. К середине 90 х годов спрос повысился и, согласно прогнозу МЭА, в ближайшей перспективе уровень спроса на природный газ со стороны развитых стран не будет отличаться от среднемирового.

Мировое потребление газа

Наибольшее количество природного газа в мире потребляется в электроэнергетическом и коммунально бытовом секторах 77% в 2008 году, в отраслях промышленности (химия, металлургия и др. ) использовалось 10%, в качестве моторного топлива 2%, закачивалось в пласт и сгорало на факелах 11% природного газа. В перспективе высокая доля электроэнергетики и коммунально бытового сектора сохранится на уровне 77 78%, использование в промышленности возрастет до 11 12%, а в качестве моторного топлива до 3%.

Международная торговля Основным и самым природным газом крупным экспортером трубопроводного газа в настоящее время является Россия, которая обеспечивает более 21% мирового экспорта. В 2009 г. десять крупнейших стран экспортеров Россия, Норвегия, Канада, Катар, Алжир, Нидерланды, Индонезия, Малайзия, США и Австралия (рис. 16) поставили на мировой рынок более 76% природного газа.

С другой стороны, десять других стран США, Германия, Япония, Италия, Франция, Великобритания, Испания, Южная Корея, Турция и Россия (рис. 17) импортируют 66% поставляемого на мировой рынок газа. В сегменте СПГ основными экспортерами являются Катар, Малайзия, Индонезия, Австралия и Алжир, обеспечивающие 62% мирового экспорта. В то же время только две страны Япония и Южная Корея импортируют половину (50%) поставляемого на рынок СПГ. В целом мировой рынок СПГ почти на 70% является рынком стран АТР.

Международная торговля природным газом Единый мировой рынок природного газа как таковой еще не сформировался. Основные препятствия на пути создания глобальной газовой системы связаны с большими расстояниями поставок газа и высоким удельным весом транспортной инфраструктуры в экономических показателях природного газа. Так, в стоимости природного газа, поставляемого в Западную Европу из Норвегии, на долю магистральных и распределительных сетей приходится до 70% всех затрат. При сопоставимых мощностях перевозки транспортная часть стоимости газа в силу меньшей плотности потока оказывается почти в два раза выше, чем нефти.

Экологический аспект Одной из причин деградации мировой экологической системы является загрязнение ее отходами производственной и непроизводственной деятельности человека. В том числе вызывает опасение загрязнение атмосферы газообразными отходами, выбросы которых непосредственно связаны с потреблением и сгоранием минерального топлива. Опасный аспект экологического кризиса связан с воздействием на нижние слои атмосферы парниковых газов, прежде всего диоксида углерода (CO 2) и метана. За последние 30 лет мировой объем выбросов углерода в атмосферный воздух от потребления и сжигания природного газа вырос вдвое, достигнув 6, 2 млрд т углекислого газа в 2008 г. (рис. 19).

Газовая промышленность Алжира По доказанным запасам природного газа – 4, 55 трлн куб. м – Алжир занимает второе (после Нигерии) место на африканском континенте и восьмое в мире (2, 6% мировых запасов). С 1990 г. доказанные запасы природного газа в Алжире выросли на 44%. Рост этот стал результатом главным образом поисково разведочных работ. В последние годы запасы страны поддерживаются на стабильном уровне. Около 85% газовых запасов – это свободный газовых месторождений и газовых шапок нефтяных залежей; остальной газ растворён в нефти (главным образом месторождения Хасси Мессауд).

Газовая промышленность Алжира По объёму товарной добычи газа страна занимает пятое в мире. В 2006 г. валовая добыча природного газа составила 174, 5 млрд куб. м, товарная добыча – 96 млрд куб. м (75 млрд куб. м было повторно закачано в пласт, 3, 5 млрд куб. м сожжено в факелах или выпущено в атмосферу). Добычу и продажу газа контролирует государственная компания Sonatrach. При совместной разработке месторождений жирного газа иностранные участники получают право распоряжаться добываемыми из газа конденсатом и сжиженными углеводородными газами, а сухой газ поступает в распоряжение Sonatrach. Значительная часть добываемого в Алжире газа (свободного и попутного) после извлечения содержащихся в нём полезных компонентов (конденсат и сжиженные нефтяные газы) повторно закачивается в газоконденсатные и нефтяные залежи для поддержания пластового давления. В 2006 г. в стране было произведено 87 млрд куб. м сухого газа.

Месторождение Доказанные Добыча сухого Компания запасы на 2007 г. газа в 2006 г. млрд. владелец млрд. куб. м Хасси Р’Мель 1200 22 Sonatrach Рурд Нусс 490 7, 0 Альрар 130 9, 0 Оане 1255 7, 3 Тин Фуйе 96 6, 6 Табанкор Группа Ин Салах 2300 3, 5 Группа Ин Аменас 2000 3, 0 Более половины валовой добычи природного газа обеспечивает месторождение Хасси Р’Мель. Оснащённость месторождения позволяет извлекать из недр до 100 млрд куб. м/год газа и производить в год до 91 млрд куб. м сухого газа, 18, 2 млн т конденсата и до 3, 84 млн т сжиженных углеводородных газов (LPG – пропан бутановые фракции). Для поддержания пластового давления производится повторное закачивание около 60 куб. м газа в год.

Месторождения природного газа Существенная роль в наращивании добычи газа отводится освоению группы месторождений Ин Салах. В консорциум In Salah Gas (ISG) входят Sonatrach (35%), BP (33%) и норвежская Statoil (32%). Контракт сроком на 30 лет на сумму 3, 5 5 млрд дол. на разработку семи месторождений группы был заключен в декабре 1995 г. Первый газ получен в 2004 г. В рамках осуществления первой фазы проекта в 2004 г. началась добыча на месторождениях Крешба, Рег и Тегантур. Проложен трубопровод (диаметром 1200 мм) длиной 550 км до месторождения Хасси Р’Мель. Планируется ввод в эксплуатацию ещё четырёх месторождений. Добычу предполагается нарастить до 9 млрд куб. м газа в год.

Добыча газа по проекту Ин Аменас (In Amenas gas project) началась в 2006 г. Работы по освоению этих месторождений велись более восьми лет, на них затрачена сумма в 1, 2 млрд дол. В рамках первой фазы проекта началась разработка месторождения Тигентурин. Планировалось, что в ближайшие два месяца добыча газа достигнет 9 млрд куб. м в год (25 млн куб. м/сут), жидких фракций углеводородов – около 50 60 тыс. барр. /сут. В проекте участвуют ВР, Sonatrach и Statoil. Операторские функции выполняет подразделение Joint Operating Body, в состав которого входят все три партнёра. От газовых месторождений Ин Аменас проложены трубопроводы (газ, сжиженные нефтяные газы и конденсат) к месторождению Оане на расстояние 100 км. В ноябре 2004 г. испанские Repsol YPF и Gas Natural заключили с алжирским правительством контракт сроком на 30 лет на осуществление проекта освоения группы месторождений Гасси Туиль, переработку и экспорт добываемого газа. Планировалось затратить на проект 2 млрд дол. К 2009 г. предполагалось добывать 22 млн куб. м/сут газа (8 млрд куб. м в год). Была создана совместная с Sonatrach компания. Однако недавно компания Sonatrach в одностороннем порядке расторгла этот контракт. Поисково разведочные и оценочные работы на газ в настоящее время наиболее активно ведутся в западных районах страны и в «бассейне» Беркин.

Компания Statoil с июня 2004 г. является оператором с долевым участием 75% на лицензионном участке Хасси Муина (Hassi Mouina) площадью 23 тыс. кв. км, расположенном к юго западу от месторождения Хасси Р’Мель (25% проекта принадлежат Sonatrach). В 2007 г. здесь пробурены две успешные скважины – Хасси Тиджеран 2 (Hassi Tidjerane 2 – HTJ 2) и Хасси Тиджеран Уэст (Hassi Tidjerane West – HTJW 1) с притоками газа из девонских песчаников. Наибольших успехов в поисково разведочных работах на газ достигла канадская компания First Calgary Petroleums Ltd. (FCP) на лицензионном участке Леджмет блок 405 b (Ledjmet block 405 b) «бассейна» Беркин на востоке Алжира. В 2003 2004 гг. компания вела разведку открытого ранее газоконденсатного месторождения Мензель Леджмет Ист (Menzel Ledjmet East – MLE), которое представляет собой одно из наиболее значительных газовых открытий в Алжире за последние годы. В пробуренных скважинах получены значительные притоки углеводородов. Установлено, что месторождение, площадь которого превышает 85 кв. км, имеет большое количество продуктивных песчаных горизонтов; самый верхний горизонт (триас) залегает на глубине 3180 м, самый нижний (девон) – на 4500 м.

Увеличение экспортных мощностей благодаря расширению заводов по сжижению газа станет возможным никак не раньше 2011 г. При этом, по видимому, рост составит всего 5, 5 млрд куб. м природного газа (4 млн т СПГ) благодаря реконструкции завода в Скикде (Skikda LNG), разрушенного взрывом в 2004 г. Работы по восстановлению производственных мощностей завода только начались и, как заявил министр энергетики Алжира, могут закончиться в 2011 г. Но даже если работы по восстановлению трёх технологических линий завода в Скикде будут закончены к 2011 г. , экспортные мощности Алжира составят всего 81, 5 млрд куб. м в год. Планировалось также строительство завода Гасси Туиль по сжижению газа (Gassi Touil plant) мощностью 4 млн т СПГ (5, 5 млрд куб. м газа) в год, ввод которого в эксплуатацию намечался на 2012 г. Однако в свете недавнего расторжения крупного контракта с испанскими Repsol YPF и Gas Natural на освоение группы месторождений Гасси Туиль даже этот срок представляется нереальным. Таким образом, в 2010 г. экспортные мощности Алжира будут ниже декларируемых 85 млрд куб. м в год.

Газовая промышленность Туркменистана Газовая промышленность Туркменис тана начала свой путь развития с ноября 1966 го года, в то время было сдано в эксплуатацию газоконденсатное месторождение Оджак и газ пошёл в функционировавший тогда трубопровод Бухара – Урал (начиная с 1967 го года, газопровод Средняя Азия Центр). Если Западный Турк менистан издавна считался краем месторождений нефти, то, начиная с 60 х годов прошлого века, с того дня, когда было сдано в эксплуатацию газоконденсатное месторождение Оджак Восточный Туркменистан стал считаться краем добычи «голубого топлива» . К концу 1970 го года в юго западном и северо – восточном Турк менистане были 19 крупных и небольших газовых и газоконденсатных месторождений. Из них были сданы в эксплуатацию кладовые Кукуртли и Минара. Таким образом, объем добытого в Восточном Туркменистане природного газа составил к 1970 году 11, 7 млрд. м 3. В 1971 1975 годах были сданы в эксплуатацию небольшие по объему месторождения Северный Оджак, в 1972 году На йып, а в 1973 году Восточный (Шехитли) и Западный (Джоджуклы) Шатлык. В результате, к 1975 году число функционирующих месторождений достигло 7, и в том же году объем газа по сравнению с 1970 годом увеличился в 4 раза. В 1980 году число действующих газовых кладовых достигло 15 и годовой объем добычи «голубого топлива» возрос по сравнению с 1970 годом в 5, 4 раза. К концу 1985 года эксплуатируемых месторождений на востоке Туркменистана уже дошло до 22, а объем добываемого газа увеличился по сравнению с 1970 годом более чем в 7 раз. В Турк менистане было предусмотрено к концу 1990 года поднять добычу газа до 86, 0 млрд. м 3. Однако туркменские газовики дос тигли этого рубежа уже в 1989 году.

Газовая промышленность Туркменистана В Центральной Азии в 1973 году было введено в действие высокопроизводительное многослойное газоконденсатное месторождение Шатлык (Восток и Запад). С целью увеличения газоотдачи при использовании этих залежей было предусмотрено изменение их конструкции с одновременной заменой традиционно используемых колонн размером 148 или 168 мм на 177 миллиметровые. Это обеспечивало впуск в используемые колонны насосно – компрессорных труб размером 127 мм для добычи газа.

Месторождения природного газа За годы Независимости на территории Восточного Туркменистана было разведано несколько крупных и мелких газовых и газоконденсатных месторождений. Среди них открыта уникальная по своему объему газоконденсатная кладовая Южный Елотен – Осман. За последние 20 лет были сданы в эксплуатацию крупные и небольшие месторождения. Началась доставка газа зарубежным странам по трем маршрутам газопроводов за счет открытых на территории Восточного Туркменистана крупнейших запасов. Так были построены газопроводы в Исламскую Республику Иран и Китайскую Народную Республику.

В настоящее время по Плану социально – экономического развития Туркменистана на 2011 2030 годы перед туркменскими газовиками поставлены конкретные цели по добыче газа. Цель этих работ состоит в дальнейшем увеличении числа газовых месторождений, полном обеспечении высококачественным переработанным природным газом потребителей на внешнем и внутреннем рынках. Целесообразно добиться улучшения поисково – исследовательских работ на газовых месторождениях Восточного Туркменистана, содержащих этан и другие ценные углеводородные газы, что позволяет увеличить объемы сырьевых запасов для газоперерабатывающих заводов.

Газовая промышленность Российской Федерации Разведанные запасы газа в России (свободный газ и газовые «шапки» ) составляют примерно 48 трлн куб. м. Из общего объема разведанных запасов на Западную Сибирь приходится 36, 2 трлн куб. м (77, 7%), на шельф северных морей — 3, 2 трлн куб. м (6, 8%), на Восточную Сибирь и Дальний Восток — 2, 8 трлн куб. м (6%) (рис. 1).

Почти 73% запасов газа сосредоточено в 22 уникальных (свыше 500 млрд куб. м газа) месторождениях, таких как Оренбургское, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и др. В 104 крупных месторождениях содержится около 24% запасов газа, и лишь 3% разведанных запасов приходится на многочисленные (663) мелкие и средние месторождения.

В районах с развитой газовой инфраструктурой сосредоточено около 51% разведанных запасов газа. Перспективное для Газпрома развитие добычи газа связано, прежде всего, с освоением газовых ресурсов полуострова Ямал, Надым Пур Тазовского района и шельфа арктических морей. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке разведано свыше 2, 7 трлн куб. м запасов газа, из которых разрабатывается только 7, 4%. Газпром ведет добычу газа, конденсата и нефти из недр на 72 газовых и газовоконденсатных месторождениях, 3 из которых являются базовыми — Уренгойское, Ямбургское и Медвежье. Более 70% газа добывается компанией на месторождениях, находящихся в стадии падающей добычи (табл. 2). Месторождение Выработанность Уренгойское 56 Заполярное 0, 3 Ямбургское 35, 8 Медведжье 72, 4 Оренбургское 54, 5 Ямсовейское 14, 5 Выктульское 82, 3 Выынгапурское 74, 7 Юбилейное 18, 4

Особенности размещения газовой промышленности России Доля субъектов в добыче экономических Район Доля района районов РФ, всего 100 В том числе по районам: Северный 0, 7 Республика Коми – 0, 7 Республика Адыгея – 0, 03; Республика Дагестан – 0, 1; Северо–Кавказский 0, 64 Краснодарский край – 0, 4; Ставропольский край – 0, 06; Ростовская область – 0, 05 Республика Калмыкия – 0, 01; Татарстан – 0, 1; Самарская область – 0, 05; Поволжский 2, 07 Волгоградская область – 0, 1; Астраханская область – 1, 7; Саратовская область – 0, 07 Республика Башкортостан – 0, 07; Оренбургская область – 4, 5, Уральский 4, 68 Пермская область – 0, 1; Республика Удмуртия – 0, 01 Тюменская область (Ханты–Мансийский АО – 3, 4 и Ямало–Ненецкий АО – 87, 9); Западно–Сибирский 91, 2 Томская область – 0, 4; Омская область – 0, 001 Красноярский край – 0, 07; Восточно–Сибирский 0, 14 Иркутская область – 0, 001

Организационная структура добычи газа в России В организационном плане добычи газа в России ведется четырьмя основными группами производителей (рис. 4): компаниями, входящими в Группу «Газпром» – крупнейшего в мире газового концерна, владельца ЕСГ и монопольного экспортера газа, независимыми производители газа ( «НОВАТЭК» , «Сибнефтегаз» и др. ), вертикально интегрированными и независимыми нефтяными компаниями ( «Роснефть» , «ЛУКОЙЛ» , «Сургутнефтегаз» , ТНК ВР и др. ), операторами СРП.

Крупнейший производитель газа в России и в мире – концерн «Газпром» , добыча которого, включая «Газпром нефть» , составила в 2010 г. 513, 9 млрд м 3 (рис. 5). Из нефтяных компаний наибольший объем добычи газа приходится на «ЛУКОЙЛ» , «Роснефть» , «Сургутнефтегаз» , ТНК ВР. Основные независимые производители газа – «НОВАТЭК» и «Сибнефтегаз» .

На протяжении последних 10 лет доля Группы «Газпром» в объеме добычи газа в России снизилась с 91, 5 до 77, 2% (рис. 6), что связано: с реализаций газодобывающих проектов независимых производителей газа и нефтяных компаний; увеличением добычи попутного нефтяного газа в условиях роста добычи нефти; ростом добычи газа в рамках проектов соглашения о разделе продукции; ухудшением позиций на международных рынках газа.