Терминология, принятая в мировой газовой отрасли

В модели используются понятия, которые имеют различную трактовку и потому требуют корректного определения. Здесь мы расшифруем понятия собственно природного газа, его калорийности и химического состава, ресурсов и запасов газа, производства и потребления газа, цен на природный газ, инвестиций в газовую отрасль.

Прежде всего, уточним понятие собственно «газа», его калорийности и химического состава.

При оценке запасов, добычи и использования природного газа надо учитывать множественность понятия «природный газ», исходящую из его состава, условий нахождения в земной коре и характера его переработки. Под газом понимают вещества, находящиеся в условиях земной поверхности только в газообразном состоянии.

Природные горючие газы состоят преимущественно из углеводородных соединений (метана, этана, пропана и бутанов), в меньшем количестве присутствуют другие газы (азот, диоксид углерода). Состав попутных газов варьируется в зависимости от месторождения в следующих пределах: метан 30-40%, этан 8-20%, пропан 8-20%, бутан 8-20%, высшие углеводороды 10%, другие газы (азот, углекислый газ, сероводород) 9-12%. Собственно газовые месторождения содержат в основном метан (более 90%). Газ некоторых месторождений содержит доли единиц (редко - более 10%) сероводорода. Для природного газа характерен следующий средний состав (объемные проценты): метан 96,0; этан 2,7; пропан 0,3; бутаны 0,01; азот 0,8; диоксид углерода 0,14.

Виды Газа

В практике нефтегазовой геологии и добычи различают несколько видов газа: свободный, растворенный в нефти, растворенный в подземных водах, попутный, сухой. Свободным называют газ, находящийся в коллекторе (резервуаре, залежи) в виде самостоятельной фазы. Растворенный газ образует в пластовых условиях в нефти гомогенную фазу. На поверхности газ отделяют от нефти (сепарируют) и называют попутным газом. Подземные воды также содержат газ в растворенном виде.

Многие газовые залежи содержат жидкие углеводороды (пентан и др.) - газовый конденсат, выделяемый из газа на поверхности в процессе сепарации. Они могут конденсироваться из газового раствора и в недрах (в залежи) при снижении давления в процессе разработки.

Газ, извлеченный на поверхность с нефтью или в газовой фазе, подвергается обработке на промыслах или специальных газоперерабатывающих заводах. От него отделяют воду и «тяжелые» углеводородные компоненты (этан, пропан, бутаны), а также жидкие (пентаны и гексаны), находящиеся в пласте в парогазовой смеси. Полученный газ, состоящий практически только из метана, называют «сухим».

В России выделяемые из газа компоненты - этан, пропан, бутаны - называют «широкой фракцией легких углеводородов» (ШФЛУ), а в зарубежной терминологии - «жидкостями природного газа» (Natural Gas Liquids - NGL). Они являются самостоятельными продуктами, имеющими свою цену и области применения.

Из-за многообразия компонентов и продуктов природного газа возникают разночтения при определении количества добытого газа. В одних источниках приводят объем газа, добытого на промысле, в других - «сухого», то есть объема, из которого отобраны этан и другие газы или, наоборот, - газа с «газовыми жидкостями», в третьих конденсат объединяют с нефтью и т.д. Это вызывает расхождения в статистических данных.

Под природным газом в настоящей работе понимается горючий газ, содержащийся в породах-коллекторах в виде самостоятельных газовых залежей. Горючие газы, сопутствующие нефтяным, а также газовый конденсат и газы, заключенные в угольных пластах, здесь не рассматриваются.

Природный газ, добываемый из газовых пластов российских месторождений, имеет теплоту сгорания в пределах 36-40 МДж/куб. м и следующий химический состав (объемные проценты): метан 87,0-96,0; этан 1,8-5,1; пропан 0,1-1,5; бутаны 0,02 - 0,06; пентаны до 0,14; гексаны до 0,06; азот 1,3-5,6; диоксид углерода 0,1-1,0; кислород 0,01-0,1; водород до 0,02.

В работе часто используются термины «ресурсы газа», «запасы газа». Они имеют устоявшиеся дефиниции в российской практике.

Текущие потенциальные ресурсы представляют собой общие запасы газа в известных месторождениях (разведанных, разрабатываемых и месторождениях, которые могут быть открыты) на дату оценки.

Отметим, что система реформ в минерально-сырьевом секторе экономики России коснулась лишь той его части, которая отвечает собственно недропользованию, т.е. эксплуатации и вовлечению в эксплуатацию ранее выявленных запасов полезных ископаемых. Собственно геологическая часть этого сектора, предназначенная для выявления ресурсов и прироста запасов, испытала некоторое реформирование в стадийности геологоразведочного процесса и в источниках его финансирования. При этом Классификация прогнозных ресурсов и запасов как результирующая определенных стадий геологоразведочных работ (ГРР) осталась неизменной. Это привело к дисбалансу между системой недропользования и системой воспроизводства минерально-сырьевой базы, которая должна наращивать фонд недропользования в форме различных категорий прогнозных ресурсов и запасов, адекватных по своей классификации требованиям инвестиционной привлекательности. Кроме ряда негеологических причин, на инвестиционную привлекательность отечественных месторождений влияют и различия между классификациями запасов России и зарубежных стран.