Начиная с 1970-х гг. в качестве нового фактора мирового энергетического хозяйства стал выступать сжиженный природный газ (СПГ).

Сжиженный природный газ (СПГ), или сжиженный нефтяной газ (СНГ) - очищенный и подготовленный нефтяной или отделенный от природного газ, сжиженный при охлаждении или под давлением для облегчения хранения или транспортировки. Газ обращается в жидкость при температуре окружающей среды ниже 20 градусов и/или при давлении выше 100 кПа. Состоит в основном из тяжелых газов пропана и бутана.

В такой форме газы хранятся на нефте- и газоперерабатывающих предприятиях; применяются в быту для отопления, подогрева воды и приготовления еды; и на автомобильном транспорте в качестве топлива.

В настоящее время основным видом транспортировки природного газа является трубопроводный. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм.

Чтобы энергетически обеспечить транзит газа по трубопроводу, дополнительно нужен так называемый "технический", или, используя правильный термин, топливный газ, необходимый для работы газоперекачивающих станций.

Для транспортировки газа в сжиженном состоянии используют специальные танкеры - газовозы.

Это специальные корабли, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии при определенных термобарических условиях. Таким образом, для транспортировки газа этим способом необходимо протянуть газопровод до берега моря, построить на берегу сжижающий газ завод, порт для танкеров, и сами танкеры. Такой вид транспорта считается экономически обоснованным при отдаленности потребителя сжиженного газа более 3000 км.

В сфере сетевого газа поставщики жестко привязаны к потребителям трубопроводами. И цены на поставки определяются долгосрочными контрактами. Примерно такие же отношения сложились сегодня и в секторе СПГ. Около 90% СПГ тоже реализуется на основе долгосрочных контрактов.

Поставщики СПГ выигрывают за счет экономии на морских перевозках. При благоприятных условиях цена поставки газа танкером может быть ниже цены поставки по газопроводу почти на порядок. Сравнение транспортных расходов с использованием СПГ и газовозов показывает, что при увеличении расстояния транспортировки расходы увеличиваются гораздо более низкими темпами, подтверждая привлекательность нового рынка сжиженного природного газа. Напротив, прокладка как наземных, так и подводных трубопроводов с ростом расстояний увеличивает себестоимость традиционного природного газа гораздо быстрее.

Первые опыты по разработке подобной технологии были предприняты в США еще в 40-х гг. ХХ в., а промышленную реализацию они получили там же в середине 1950-х гг. Вскоре в США был сконструирован и построен первый танкер-газовоз, который не только доставлял сжиженный природный газ с месторождений Мексиканского залива, но и совершил несколько рейсов в Великобританию. Сначала мировое производство СПГ росло довольно медленно, но после энергетического кризиса середины 1970-х гг. и резкого подорожания нефти интерес многих стран Запада к его использованию заметно увеличился. Это стимулировало строительство заводов по сжижению газа, газовых терминалов, создание флота танкеров-газовозов. Интерес к СПГ сохраняется и в наши дни, о чем прежде всего свидетельствуют размеры его мирового производства, которое еще в 1995 г. составило 275 млн. т. Продолжает расти и флот танкеров-газовозов, причем емкость типового танкера также увеличилась с 10-50 тыс. м³ сначала до 80-100, а затем и до 120-130 тыс. м³ с перспективой доведения ее до 165, а в последующем и до 200 тыс. м³.

В конце 1990-х гг. производство сжиженного природного газа было налажено уже в довольно большом числе стран, причем в 15-20 из них оно достигло более или менее значительных размеров. В зарубежной Европе к таким странам относятся Великобритания и Норвегия, в зарубежной Азии - Индонезия, Малайзия, Саудовская Аравия, ОАЭ, Катар, Китай, Индия, в Африке - Алжир, Египет и Ливия, в Северной Америке - США и Канада, в Латинской Америке - Мексика, Венесуэла и Бразилия; входит в их число и Австралия. Большинство из перечисленных стран не только производит, но и экспортирует СПГ, о чем свидетельствуют данные таблицы 10.

Таблица 10. Динамика экспортных поставок сжиженного природного газа

Анализ таблицы 10 показывает, что главными экспортерами СПГ были и остаются развивающиеся страны - в первую очередь Юго-Восточной Азии, но также Африки и Юго-Западной Азии, тогда как доля экономически развитых стран в мировом экспорте не достигает и 1/10. Естественно, что за этими долевыми показателями стоят отдельные страны. Основной экспорт из стран Юго-Восточной Азии в начале XXI в. обеспечивают Индонезия, Малайзия и Бруней, из Африки - Алжир и Нигерия, из Юго-Западной Азии- Катар и Абу-Даби (ОАЭ). Среди стран Запада к числу экспортеров СПГ относятся только США (Аляска) и Австралия. Важно учитывать, что эта группа ведущих стран-экспортеров не остается неизменной. Уже на рубеже XX-XXI вв. в нее вошли еще несколько стран (Катар, Нигерия, Тринидад и Тобаго).

Наряду с группой стран - экспортеров сжиженного природного газа сложилась и довольно постоянная группа стран-импортеров. Это, прежде всего страны Восточной Азии - Япония (более 1/2 всего мирового импорта СПГ), Республика Корея и о. Тайвань, а также страны Западной Европы - Франция, Испания, Италия, Бельгия. Обычно в эту группу включают и Турцию. Немного СПГ импортируют и США. Некоторые из этих стран (Япония, Республика Корея, о. Тайвань) ввозят природный газ только в сжиженном виде, другие же (Франция, Бельгия, не говоря уже о США), наряду с импортом СПГ, ориентируются также, причем преимущественно, на импорт «газопроводного» газа.

К началу XXI в. в мировом хозяйстве сложились две главные газотранспортные системы - система Азиатско-Тихоокеанского региона и Африкано-Западноевропейская система (рис.5).

Газотранспортная система Азиатско-Тихоокеанского региона, самая мощная и разветвленная, обеспечивает более 1/2 всех мировых экспортно-импортных поставок СПГ. Наиболее крупным экспортером в этом регионе была и остается Индонезия.

Рис. 5. Основные направления экспортно-импортных перевозок сжиженного природного газа

Второй «газовый мост» в АТР сложился между эмиратом Абу-Даби, входящим в состав ОАЭ, и Японией. Это произошло после того, как в середине 1970-х гг. на маленьком острове Дас в Персидском заливе был сооружен завод по сжижению природного газа, поступающего сюда с двух шельфовых месторождений. Примеру Абу-Даби в конце 1990-х гг. последовал Катар, построивший заводы СПГ и терминал для экспорта сжиженного газа в Японию и Республику Корею.

Еще два «газовых моста», проходящие через акваторию Тихого океана, также надо отнести к Азиатско-Тихоокеанскому региону. Оба они соединяют Японию, крупнейшего в мире потребителя СПГ, один- с Аляской, а другой - с Австралией. «Газовый мост» между Австралией и Японией сформировался уже в 1990-х гг. Он связывает газоконденсатный завод на северо-западном побережье материка, использующий газ одного из шельфовых месторождений, с терминалом и заводом по регазификации на японском острове Хонсю.

Африкано-Западноевропейская газотранспортная система имеет приоритет по времени возникновения, но по объему поставок значительно уступает системе АТР. Ведущая страна - экспортер сжиженного газа в Северной Африке - Алжир. Он первым начал осуществлять значительный экспорт СПГ и ныне с двух своих газоконденсатных заводов (в Арзеве и Скикде) поставляет его во Францию, в Испанию и Бельгию, причем на первую из этих трех стран приходится не менее половины всех поставок. Второй страной Северной Африки, экспортирующей СПГ в Западную Европу, стала Ливия, но масштабы ее поставок сравнительно невелики и направлены они только в Испанию. В конце 1990-х гг. в состав стран - экспортеров СПГ вошла еще одна африканская страна - Нигерия, где были построены завод по сжижению газа в Порт-Хар-корте и газоэкспортный терминал в Бонни. Готовится к экспортированию СПГ и Египет.

Помимо этих двух газотранспортных систем существуют и другие подобные «связки», но значительно меньших размеров. К их числу относится, например, экспорт СПГ из Алжира на восточное побережье США, начатый еще в 1970-х гг. В 2000 г. начала экспортировать СПГ в США Малайзия.

Большинство специалистов оценивают перспективы роста производства и международной торговли СПГ как весьма благоприятные. Ведущая роль сохранится за странами АТР. В число новых стран - экспортеров СПГ, по-видимому, войдут Норвегия, Иран, Йемен, Венесуэла, Папуа - Новая Гвинея, а к странам-импортерам добавятся Китай, Индия, Пакистан, Таиланд.

В России, всегда ориентировавшейся на сетевой газ, использование сжиженного природного газа до конца 1990-х гг. не получило широкого распространения. Однако стратегия дальнейшего развития газовой промышленности предусматривает развитие производства СПГ, которое уже начато на базе шельфовых месторождений северной части Сахалина. Этот газ предназначается как для экспорта, так и для внутреннего потребления на Дальнем Востоке.

В настоящее время 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. Алжир также входит в десятку наиболее значительных производителей и поставщиков сжиженных (природного и нефтяного) газов. Сегодня доля сжиженного газа в общей совокупности газовых поставок Алжира превышает 35%, по темпам роста доходов от экспорта газа страна стабильно занимает первое место в мире.

Глава 3. Газовая промышленность России

3.1 Запасы природного газа в России

Россия располагает самыми богатыми в мире ресурсами природного газа. Потенциальные (прогнозные + перспективные) ресурсы природного газа России оцениваются в 151,3 трлн. куб. м, что составляет около 40% мировых. Однако наиболее достоверные перспективные ресурсы составляют в этом объеме всего около 24% (табл. 11), а примерно половина приходится на прогнозные ресурсы категории D2, оценка которых наименее достоверна (табл. 12).

Таблица 11. Данные о доказанных запасах природного газа в основных регионах мира на конец 2009 г., трлн. мі

Таблица 12. Состояние минерально-сырьевой базы свободного газа и газа газовых шапок России на 01.01.2008 г., трлн. мі

Около половины перспективных ресурсов располагается в Западной Сибири, более четверти - на шельфах Баренцева и Карского морей. Подавляющая часть прогнозных ресурсов газа сосредоточена в азиатской части России и в морях Арктики и Дальнего Востока. Более двух третей разведанных запасов свободного природного газа страны сосредоточено в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО). На европейскую часть страны приходится менее 10% разведанных запасов. Почти 40% запасов российского газа сосредоточено в неосвоенных и/или труднодоступных районах.

Для России характерна высокая степень концентрации запасов природного газа - 71,2% разведанных запасов сосредоточено в 28 уникальных месторождениях (с балансовыми запасами более 500 млрд. куб. м), еще 21,6% заключено в 86 крупных (75- 500 млрд. куб. м) объектах.

Основная часть высокоэффективных запасов приурочена к Надым-Пур-Тазовскому региону (НПТР) Ямало-Ненецкого АО - главному газодобывающему району страны. Здесь сосредоточена примерно четверть российских разведанных запасов свободного газа, однако и здесь не все они могут быть отнесены к высокоэффективным. Наиболее удобен для разработки газ верхних продуктивных горизонтов сеноманского возраста, так называемый сеноманский газ, образующий крупные залежи сравнительно простого геологического строения на небольших глубинах (до 1500 м). Сеноманский газ НПТР, называемый "сухим", состоит в основном из метана.

Основные запасы сеноманского газа сосредоточены в уникальных месторождениях левобережья реки Пур (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье), которые эксплуатируются уже в течение многих лет и характеризуются высокой (более 55%) степенью выработанности. В расположенных восточнее, в междуречье рек Пур и Таз, вновь осваиваемых месторождениях Заполярном, Южно-Русском и ряде других содержится не более 30% разведанных запасов сеноманского газа НПТР.

При этом только около 70% текущих разведанных запасов сеноманского газа НПТР могут быть рентабельно извлечены, поскольку в отечественной газопромысловой практике добыча газа повсеместно ведется в режиме истощения пластовой энергии, при котором в запасах неглубоких залежей, характеризующихся невысоким энергетическим потенциалом, по мере вступления их в завершающую стадию эксплуатации растет доля так называемого низконапорного газа, для извлечения и транспортировки которого требуются дополнительные усилия, а часть его извлечь невозможно.

В более глубоких горизонтах НТПР, сложенных породами раннемелового (валанжинский и ачимовский газ) и юрского возраста, сосредоточено около 16% разведанных запасов свободного газа России. Этот газ характеризуется более сложным составом: помимо метана, в нем в значительных количествах присутствуют другие углеводороды: этан, пропан и бутаны, являющиеся ценным газохимическим сырьем, а также конденсат. Это так называемый "жирный газ", технология разработки которого более сложна.

Содержащийся в "жирном" газе конденсат представляет собой тяжелые углеводороды, в условиях недр находящиеся в газообразном (парообразном) состоянии. При снижении пластового давления (в процессе эксплуатации залежи или при попадании на поверхность) эти углеводороды конденсируются в жидкость, образуя так называемый нестабильный конденсат. Освоение запасов "жирного" газа невозможно без создания системы транспортировки и переработки конденсата. В НТПР создана инфраструктура, которая позволяет осуществлять освоение запасов "жирного" газа, хотя и в недостаточном объеме.

Запасы валанжинского газа, залегающего ниже сеноманских залежей, на глубинах 2-3 тыс. м, в значительной степени вовлечены в отработку, а освоение залегающей на глубинах 3,2-3,8 тыс. м, в основании нижнемеловых отложений, продуктивной ачимовской толщи только начинается. Разведанные запасы ачимовского газа пока невелики (составляют всего около 4% российских), но ресурсы его значительны; их освоение могло бы способствовать поддержанию добычи газа в регионе. Однако разработка залежей этого газа очень трудна: они отличаются сложным геологическим строением и аномально высокими пластовыми давлениями и требуют специальных технологий разработки. Себестоимость добычи ачимовского газа в 10-15 раз превышает себестоимость сеноманского, однако для давно разрабатываемых обустроенных месторождений, запасы сеноманского газа которых близятся к истощению, ачимовский газ может представлять резерв для добычи. Таким является Уренгойское месторождение, к которому приурочена основная часть разведанных на сегодняшний день запасов ачимовского газа; его разработка здесь рентабельна.

Вне пределов Надым-Пур-Тазовского региона в Ямало-Ненецком АО находится еще около 25% российских разведанных запасов природного газа; на "сухой" сеноманский газ приходится немногим более четверти этого объема. Однако регион пока не приспособлен для газодобычи - нет газотранспортной сети, предприятий для подготовки газа к транспортировке и перерабатывающих мощностей. К освоению запасов газа полуострова Ямал в настоящее время приступает ОАО "Газпром".

Чуть более 20% запасов "сухого" газа сосредоточено на востоке страны, в основном в труднодоступных районах со слабо развитой инфраструктурой. В европейской части России основные запасы свободного газа представлены "жирным" газом уникальных Оренбургского и Астраханского месторождений, добыча которого имеет экологические ограничения из-за высокого содержания в нем серы; остальные запасы рассредоточены в большом количестве главным образом мелких месторождений.

Всего в России на "сухой" газ приходится около 42% разведанных запасов свободного газа. Остальной объем составляет "жирный" газ, около половины запасов которого содержится в недрах Ямало-Ненецкого автономного округа, примерно 13% - на шельфе Баренцева моря, около 10% - в Астраханской области, около 9% - в месторождениях Сибирского федерального округа.

В общем объеме разведанных запасов свободного газа примерно 10% составляет газ газовых шапок, образующий скопления над нефтяными залежами. Этот газ является важным источником энергии при разработке нефтяной залежи: он обеспечивает необходимый газонапорный режим (т.н. режим газовой шапки). В связи с этим отработка газа таких месторождений должна, как правило, координироваться с добычей нефти.

Около 13% запасов природного газа России содержат редкий, обладающий уникальными свойствами компонент - гелий; по его запасам страна находится на втором месте в мире после США. Основные запасы гелия РФ сосредоточены в газовых месторождениях Сибирского и Дальневосточного федеральных округов. Предварительное извлечение гелия усложняет разработку месторождений, поскольку требует строительства установок по извлечению, хранилищ и специальных транспортных систем. Однако освоение запасов без предварительно извлечения из него гелия крайне нерационально по причине стратегической важности этого полезного компонента.

3.2 Уникальные газовые месторождения России