Курсовая "Развитие нефтегазовой промышленности в Казахстане"

Содержание

 

Введение

 

I.                  Географическое размещение нефтегазовых, нефтяных и газовых месторождений

 

1.1Характеристика нефтегазовых, нефтяных и газовых месторождений..........5

 

1.2Транспортный комплекс нефтегазовой промышленности………………...14

 

II.Нефтеперерабатывающая промышленность Казахстана

 

2.1Общая характеристика нефтеперерабатывающих предприятий………….24 

 

2.2Атырауский нефтеперерабатывающий завод………………………………29

 

Заключение

 

Список использованной литературы

 

Приложение

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Нефть — основное богатство и основа экономики Казахстана. Сбываются слова Президента Республики Казахстан Нурсултана Назарбаева, который назвал нефть "не просто важной отраслью отечественной промышленности, но и символом независимого государства, надеждой на лучшее будущее".

Актуальность темы исследования обусловлена тем, что в последние годы  все большее вниманием обращено  к вопросам обеспечения экономических интересов Республики Казахстан средствами внешней политики. На сегодняшний день самыми востребованными товарами на мировом рынке являются энергетические ресурсы. В общем контексте приоритетных задач международной деятельности Казахстана особая роль принадлежит нефтегазовому комплексу, который является ключевой отраслью экономики республики, да и многих нефтегазодобывающих стран. Поэтому, стабильное обеспечение энергоресурсами надежный доступ к их источникам - эти вопросы находятся в настоящее время в числе приоритетных практически для всех государств мира. В связи с переходом экономики страны на новые условия хозяйствования, осуществляемые, в частности, в нефтегазовой промышленности, совершенствование организационной структуры и форм управления нефтегазовой отраслью республики, приобрело большое международное значение. В послании Президента казахстанскому народу «Стратегия Казахстана до 2030 года» развитие нефтегазовой отрасли отнесено к приоритетам экономического роста Республики Казахстан.[1]

Нефтегазовая сфера, способная обеспечить значительные валютные поступления в казахстанскую казну, способствует развитию других сфер экономики, и как следствие, повышению уровня жизни народа, поскольку развитие нефтегазовой промышленности влияет на экономический подъем не только тех отраслей, которые непосредственно связаны с нефтью и газом.

Приоритетное развитие минерально-сырьевой базы нефтегазовой промышленности Казахстана объясняется тем, что добыча, использование и переработка нефти и газа являются ключевыми в структурной перестройке  экономики, системы жизнеобеспечения страны, основой экспортной базы. Её эффективная работа во многом определяет жизнеобеспечение нашего государства, дает импульс развитию науки и высоких технологий в этих сферах.  Поэтому Республика Казахстан возлагает большие надежды  на свое уверенное будущее, которое связано с развитием нефтегазового сектора экономики.

На сегодняшний день Казахстан занимает далеко не последнее место в мировом рынке, и является одной из самых богатых стран мира по запасам нефти и газа. 12-е место в мире по разведанным запасам нефти и конденсата, в рейтинге ведущих нефтедобывающих держав Казахстан занимает 23-е место. Казахстан по запасам природного газа занимает 15 - ое место в мире.

Запасы нефти и газа сосредоточены в Атырауской, Актюбинской и Уральской областях.

Цель курсовой работы: рассмотреть  нефтегазовую промышленность в Республике Казахстан

В ходе  написания курсовой работы были поставлены следующие задачи:

1.провести обзор и анализ литературных источников 

2. рассмотреть географическое размещение нефтегазовых, нефтяных и газовых месторождений

3. рассмотреть транспортный комплекс, выявить основные пути транспортировки нефти и газа по нефте- и газопроводам

4. дать общую характеристику нефтеперерабатывающей промышленности.

0бъект:  нефтегазовая промышленность Республики Казахстан

Предмет: развитие и современное состояние  нефтегазовой промышленности в Республике Казахстан

Методы: работа с литературой, анализ  статистических данных, обобщение.

Курсовая работа включает в себя  2 главы, заключение, список использованной литературы и приложение.

В первой главе подробно рассматривается географическое положение  нефтегазовых, нефтяных и газовых месторождений, приведены статистические данные о добычи и прогонозируемых запасах « черного золота» и газа. Дана полная характеристика наиболее крупных месторождений.  Рассматриваются основные пути транспортировки углеводородного сырья по нефте и газопроводам.

Вторая глава посвящена нефтеперерабатывающим предприятиям республики. Дана общая  характеристика Шымкентскому нефтеперерабатывающему заводу, Павлодарскому нефтехимическому заводу,  Атыраускому нефтеперерабатывающему заводам.  Рассмотрены основные направления деятельности заводов ,  а также виды выпускаемой  ими продукции, определено значение этих заводов для экономики страны.

В ходе написания курсовой работы использовали различную литературу: учебные пособия, статьи в журналах и газетах.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I.Географическое размещение нефтегазовых, нефтяных и газовых месторождений

 

1.1. Характеристика  нефтегазовых, нефтяных и газовых месторождений

 

Нефтяная промышленность, включает разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти.

Нефть— природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых органических соединений

Природный газ является смесью углеводородов, состоящей главным образом из представителей метанового ряда и содержащей небольшие добавки других газов, таких, как азот, двуокись углерода, сероводород и иногда гелий. Обычно основным в природном газе является метан, однако иногда имеются значительные примеси этана и, в меньшей степени, более тяжелых углеводородов.

Нефтегазовая промышленность является составной частью топливно  - энргетического комплекса  - отрасль тяжелой индустрии, включающей добычу и производство топлива, производство энергии(электрической и тепловой), распределение и транспорт энергии и топлива

 Цель нефтеразведки - выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к работе промышленных залежей. Нефтеразведка производиться с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ. Процесс геологоразведочных работ подразделяется на два этапа: поисковый и разведочный. Первый включает три стадии: региональные геолого-геофизические работы, подготовка площадей к глубокому поисковому бурению и поиски месторождений. Второй завершается подготов1ой месторождения к разработке.

В отраслевой структуре промышленности Казахстана доля топливно-энергетического комплекса составляет – 27,1%,  в том числе нефтегазовой – 17,7% и нефтепереработки – 4,1%.

Казахстан среди стран СНГ, является вторым после России производителем нефти, а среди 90 стран мирового сообщества входит в первую тридцатку. Республика располагает уникальными по запасам нефти и газа месторождениями

Наибольшее развитие в Казахстане получили добывающие подотрасли.

Нефтедобыча является основной и наиболее динамично развивающейся отраслью экономики Республики Казахстан. Нефтяники обеспечивают значительную часть национального валового продукта, бюджетных доходов и валютных поступлений в страну.

Нефтегазовый комплекс, занимая лидирующие позиции в экономике страны, становится приоритетным в рамках решения глобальной задачи по обеспечению ее  энергетической независимости.

Сегодня в условиях быстро растущего потребления энергоресурсов в мире особое стратегическое значение любого нефтегазового региона заключается в объемах запасов его энергоресурсов и местоположении.  Каспийский регион в силу своего географического положения и наличия значительных запасов полезных ископаемых является центром внимания геополитических и экономических интересов на мировой энергетической арене. Все прикаспийские государства занимают особенное положение: регион находится между основными рынками сбыта нефти и нефтепродуктов (Западная Европа и Восточная Азия) и странами, являющимися ведущими поставщиками углеводородного сырья (страны Ближнего и Среднего Востока, Россия).[2]

Нефтяная отрасль Казахстана — одна из основных отраслей экономики Казахстана. По запасам нефти Казахстан на 13 месте в мире, а по объему добычи сейчас на 26 месте, хотя может выйти на 6 место в мире. Казахстан по запасам природного газа занимает 15 место в мире.

Нефть составляет примерно 30% от общего объема производства энергоносителей в Казахстане, газ - 13-15% от общей доли. В недрах Казахстана залегает 2% доказанных мировых запасов углеводородов. Подтвержденные стратегические запасы включают в себя 169 углеводородных месторождений, из них 87 нефтяных, 17 газовых, 30 нефтегазовых, 25 нефте- и газоконденсатных, 20 нефтеконденсатных. Нефтегазоносные районы республики занимают площадь около 1,7 млн. кв. км (примерно 62% территории Казахстана). В Казахстане доказанные запасы составляют 2,8 млрд. тонн нефти и 1,8 трлн. куб. метров газа, а прогнозные - около 12 млрд. тонн нефти и конденсата и около 3 трлн. куб. метров газа.

Особенностью разведанных запасов газа в республике является то, что практически на всех месторождениях и, особенно, на вновь разрабатываемых крупнейших месторождениях добыча газа ведется попутно с добычей нефти и конденсата. Поэтому активное освоение этих месторождений и резкий рост объемов добычи нефти в последние годы диктуют необходимость утилизации все увеличивающихся объемов добываемого попутного газа.

Объем добычи нефти и газового конденсата в РК  до 2015 года,   в прогнозируемом периоде составит более 90 млн. тонн в год. (см. Приложение А)

К 2015 году объем добычи газа планируется на уровне 60 млрд. куб. метров, в т.ч товарного газа более 33 млрд.куб.метров. (см.Приложение Б)

Прогнозируемый рост объемов добычи требует формирования соответствующей политики в отношении своевременного восполнения минерально-сырьевой базы. Основной прирост разведанных запасов и добычи углеводородного сырья следует ожидать в акватории Каспийского моря.

На долю 5  нефтяных месторождений приходится 2/3 извлекаемых запасов углеводородов страны (более половины - запасы Тенгиза, оставшийся объем приходится на 4 других крупнейших нефтегазоносных участка суши - месторождения Узень и Карачаганак, Жанажольскую и Кумкольскую группы месторождений). Наибольшие перспективы имеет шельф Каспийского моря и его прибрежная зона. Не менее значимы и другие регионы. Так, на месторождениях актюбинской группы и западного поля месторождения Центрально-Восточная Прорва суммарные извлекаемые запасы оцениваются в 115 млн. тонн и 7,4 млн. тонн соответственно. На месторождениях Тенгиз и Карачаганак будет добываться более 40 млн. тонн нефти и около 30 млрд. куб. метров газа ежегодно. Большие возможности открываются в других районах Центрального, Южного и Восточного Казахстана, где возможно открытие новых запасов около 1 млрд. тонн нефти. Подобный резкий прирост запасов обеспечит Казахстану место в первой десятке стран с крупнейшими запасами углеводородного сырья и его перспективу превращения в альтернативный странам Персидского залива источник его экспорта.

На территории Казахстана располагается 5 выявленных нефтегазоносных провинций: Прикаспийская НГП ;Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция; Северо-Кавказско-Мангышлакская НГП;Туранская НГП ;Тянь-Шань-Памирская НГП. 

По степени изученности месторождения делятся на четыре группы:

1) Детально разведанные месторождения.

2) Предварительно разведанные месторождения.

3) Слабо разведанные месторождения.

4) Границы месторождений не определены.

Категории 1,2 и 3 относятся к промышленным запасам.

Годом добычи первой казахской нефти считается ноябрь 1899 года в месторождении Карашунгул. С этого события начался отсчет истории национальной нефтедобычи. Спустя 100 лет президент РК Н.Назарбаев констатировал: «Нефть стала не просто важной отраслью отечественной промышленности, но и символом независимого статуса государства, надеждой на лучшее будущее. Теперь нефть Казахстана работает на народ Казахстана!»

Нефтяной фонтан впервые забил в 1911 году в Доссоре в Урало – Эмбинском бассейне.В конце 1950-х гг. разрабатывалось больше половины разведанных на Эмбе и в Актюбинской области месторождений.

В начале 1960-х гг. был получен первый фонтан мангышлакской нефти на площади Жетыбай и Узень.  Затем были открыты более мощные месторождения Каражанбас и Каламкас( Атыракская область), Карачаганак (Уральская область)

Начиная с 1995 года Республика Казахстан последовательно наращивает объемы добычи нефти.

В 1970-х гг. было введено в разработку месторождение Октябрьское в Актюбинской области.

В 1980-х гг. были введены в эксплуатацию  супергигантское по запасам  месторождение Тенгиз, связанного с подсолевыми отложениями; газоконденсатное месторождение Карачаганак, открыто крупное гаэоконденсатное месторождение Жанажол.  Открытие  этих месторождений  увеличили разведанные запасы нефти в республике в целом.

В 1984 г. на юге Торгайского прогиба было открыто крупное газонефтяное месторождение Кумколь, а также целый ряд месторождений нефти и газа - Майбулак, Акшабулак, Кумколь Южный, Арыскум, Коныс, Коныс Южный и Северо-Западный, Кызылкия, Нуралы, Ащысай, Аксай, Акшабулак, Бектас и др.

Ныне в республике функционируют следующие наиболее крупные нефтегазовые месторождения: Тенгизское, Карачаганакское, Кашаган, Узеньское, Кумколь, Жетыбай, Северные Бузачи .  Теперь дадим более подробную  характеристику  нефтегазовых и нефтяных  месторождений.

Тенгиз— гигантское нефтегазовое месторождение в Атырауской области Казахстана, в 160 км к юго-востоку от г. Атырау. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1979 году.

Залежи углеводородов расположены на глубине 3,8—5,4 км. Залежь массивная, рифогенного строения.  Глубина - 3810 м, ширина – 19 км, длина – 21 км. Мощность нефтяной толщи 1,6 км. Нефтеносность связана с отложениями средне-нижнекаменноугольного и девонского возрастов.

Начальное пластовое давление 84,24 МПа, температура 105°С. Плотность нефти 789 кг/м₃. Нефть сернистая 0,7%, парафинистая 3,69%, малосмолистая 1,14%, содержит 0,13% асфальтенов.

В 1993 г. Правительство Казахстана учредило ТОО СП «Тенгизшевройл» совместно компанией «Chevron» для разработки нефтяного месторождения Тенгиз. Сегодня партнерами являются уже четыре компании: АО НК «Казмунайгаз» (20%), «Chevron Overseas» (50%), «Exxon Mobil»(25%) и «LukArco»(5%).Запасы оцениваются в 20 млрд. баррелей или 3,1 млрд. тонн нефти.Добыча нефти на Тенгизе в 2009 году составила 22,5 млн. тонн.  Центр добычи — посёлок Кульсары.Тенгизская нефть пользуется высоким спросом на мировом рынке, благодаря своему высокому качеству. Товарная нефть ТШО является очень «легкой», т.е. нефть состоит из легких молекул углеводорода, таким образом, облегчая задачи переработки нефти в бензин, дизельное топливо и другие продукты для перерабатывающих заводов.

Карачаганакское месторождение — нефтегазоконденсатное месторождение Казахстана, расположено в Западно - Казахстанской области, вблизи города Аксай. Открыто в 1979 году. Освоение началось в конце 1990-х.Карачаганакское поднятие представлено рифовой постройкой высотой до 1,7 км. Залежь нефтегазоконденсатная, массивная. Высота газоконденсатной части достигает 1420 м, толщина нефтяного слоя равна 200 м. Продуктивными отложениями является от верхнего девона до нижней перми.

Начальные запасы месторождения составляют 1,35 трлн куб. м газа и 1,2 млрд тонн нефти и газового конденсата.

Проектом развития месторождения планируется довести ежегодную добычу газа к 2012 до 25 млрд куб. м.

Основная часть добываемого объема жидких углеводородов поставляется на экспорт через трубопроводную систему КТК. Небольшие объемы карачаганакской нефти реализуется через трубопровод «Атырау – Самара». Порядка 40% добываемого газа закачивается обратно в пласт для частичного восстановления давления в пласте. Оставшиеся объемы сырого газа поставляются на Оренбургский газоперерабатывающий завод для очистки и дальнейшего экспорта через трубопроводную систему России. Очищенный газ используется на месторождении для собственных нужд, также в соответствии с условиями ОСРП предусматриваются поставки некоторого объема очищенного газа для местного использования в Бурлинский район Западно-Казахстанской области.

Узень — нефтегазовое месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Мангышлак. Относится к Южно-Мангыстауская нефтегазоносная область.Открыто в 1961 году. Запасы нефти 1,1 млрд. тонн, что составляет 75 % общих достоверных запасов. Центр добычи — город Жанаозен.  Месторождения характеризуются сложным геологическим строением и уникальными свойствами нефтей, которые выражаются высоким содержанием парафина (до 29 %) и асфальтено-смолистых компонентов (до 20%), обусловливающих высокую температуру застывания (+32С). [3]

Кашаган — супергигантское нефтегазовое месторождение Казахстана, расположенное на севере Каспийского моря.  Открыто 30 июня в 2000 году скважиной « Восток – 1» относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море.

Восточный Кашаган открыт летом 2000 году, Западный Кашаган — в 2001 году, Юго-Западный Кашаган — в 2003 году.Начало промышленной добычи неоднократно переносилось, в настоящий момент оно объявлено на конец 2012 года. Разработка месторождения ведется в сложных геологических условиях: шельфовая зона, большие глубины залегания ( до 5500м), высокое пластовое давление ( 80 МПа), высокое содержание сероводорода. Восточный Кашаган. Размеры Восточного Кашагана по замкнутой изогипсе — 5000 м составляют 40 (10/25) км, площадь — 930 км², амплитуда поднятия — 1300 м. Прогнозируемый ВНК проводится на абсолютной отметке 4800 м, высота массивного трещинного резервуара достигает 1100 м, площадь нефтеносности — 650 км², средняя нефтенасыщенная толщина — 550 м.

Западный Кашаган. Граничит с Восточным Кашаганом по субмеридиональному структурному уступу, который возможно, связан с тектоническим нарушением. Размеры рифогенного поднятия по замкнутой стратоизогипсе — 5000 м составляют 40*10 км, площадь — 490 км², амплитуда — 900 м. ВНК принимается общим для обоих поднятий и проведен на абсолютной отметке 4800 м, высота ловушки — 700 м, площадь нефтености — 340 км², средняя нефтенасыщенная толщина — 350 м.

Юго-Западный Кашаган. Расположен несколько в стороне (к югу) от основного массива. Поднятие по замкнутой стратоизогипсе — 5400 м имеет размеры 97 км, площадь — 47 км², амплитуда — 500 м. ВНК прогнозируется на абсолютной отметке 5300 м, площадь нефтеносности — 33 км², средняя нефтенасыщенная толщина — 200 м.

Запасы Кашагана

Запасы нефти Кашагана колеблются в широких пределах 1,5 – 10,5 млрд. тонн. Из них на Восточный приходится от 1,1 до 8 млрд. тонн, на Западный – до 2,5 млрд. тонн и на Юго-Западный – 150 млн. тонн.

Геологические запасы Кашагана оцениваются в 4,8 млрд. тонн нефти по данным казахстанских геологов.

По данным оператора проекта общие нефтяные запасы составляют 38 млрд. баррелей или 6 млрд. тонн, из них извлекаемые - около 10 млрд. баррелей,. В Кашагане есть крупные запасы природного газа более 1 трлн. куб. метров.

Казахстанское правительство и международный консорциум по разработке Северо-Каспийского проекта (включая месторождение Кашаган) согласовали перенос начала добычи нефти с 2011 г. на конец 2012 г.

Объёмы добычи нефти на Кашагане должны составить до 50 млн. тонн в год к концу следующего десятилетия. Добыча нефти на Кашагане  в 2019 г. должна достичь 75 млн. тонн в год. С Кашаганом Казахстан войдет в Тор-5 мировых нефтедобытчиков.

В целях повышения нефтеотдачи и уменьшения содержания сероводорода консорциум готовится задействовать несколько сухопутных и морских установок в Карабатане для закачки природного газа в продуктивный пласт, будет построен нефтепровод и газопровод с Карабатаном.

Транспортировка частично стабилизированной кашаганской нефти будет осуществляться с морским нефтепроводом Кашаган-Ескине.

Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением до 850 атмосфер. Нефть высококачественная —46° API, но с высоким газовым фактором, содержанием сероводорода и меркаптанoв.

Открытие нефти на Кашагане - огромное подспорье для нашей независимости, для будущего процветания, улучшения жизни наших людей.

Открытие месторождения Кашаган позволило увеличить запасы нефти в республике на 35%.[4]

Кумколь – нефтегазовое месторождение в Кзыл - Ординской  области. Отностися к Туранской нефтегазоносной провинции. Открыто в феврале 1984 г. располжено в 150-170 км.  Севернее города Кзыл – Орда. Залежи углеводородов расположены на глубине 0,9 – 1,4 км.  Плотность нефти 812 – 819 кг/м³, содержание серы 0,11- 0,52%, парафинов 10,8 – 11,5 %, асфальтенов 0,11- 0,92 %. Начальные запасы нефти – 90 млн. тонн. Извлекаемые запасы нефти на месторождении Кумколь составляют 42 млн. тонн, газа – 4,5 млрд.м³.

Жетыбай — газоконденсатнонефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Мангышлак. Относится к Южно-Мангыстауской нефтегазоносной области. Открыто в 1961 году. Первооткрывательница - скважина 6. Освоение началось в 1969 году. Залежи на глубине 1,7 — 2,4 км.  Плотность нефти 0,85 — 0,86 г/см³. Нефть Жетыбая легкие и средние по плотности 830-870 кг/м3, смолистые 4,53-15,5%, высокопарафинистые 17,2-25%, малосернистые 0,2-0,28%. Содержание асфальтенов колеблется от 0,9 до 3,4%.Геологические запасы нефти составляет 330 млн тонн, остаточные запасы нефти составляет 68 млн. тонн.

Асар — газонефтяное месторождение расположено в Мангистауской области Казахстана, в 25 км к северо-западу от месторождения Жетыбай. Месторождение открыто в 1969 г. Продуктивные отложения юры представлены песчаниками и алевролитами. В разрезе средней юры установлены 9 продуктивных горизонтов, в которых выявлены 16 залежей. В семи горизонтах залежи нефтяные, в двух — нефтяные с газовыми шапками. По типу ловушек они относятся к пластовым, сводовым, а также к пластовым, тектонически и литологически экранированным.

Каламкас — газонефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Бузачи. Относится к Северо-Бузашинской нефтегазоносной области. Открыто в 1976. Освоение началось в 1979 году.Характерной особенностью нефтей является наличие в них ванадия и никеля. Геологические запасы нефти — 500 млн тонн.

Северные Бузачи — газонефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Бузачи. Относится к Северо-Бузашинской нефтегазоносной области.Открыто в 1975. Центр добычи — город Актау. Плотность нефти  938 – 940 кг.м³. содержание серы  -  2%,парафина -1,5 %,асфальтенов – 5,6-5,8%. Характерной особенностью нефтей является наличие в них промышленных концентраций ванадия и никеля.   Так же для нефтей этого месторождения характерна высокая вязкость, большая смолистость при значительном содержании сернистых соединений. Разработка месторождения ведется  Buzachi Operating Ltd, являющимся совместной компанией ( 50 /50) Caspian Investmens Resources Ltd.( СП « ЛУКОЙЛ Оверсиз» и Mittal Investmens)  и китайская нефтяная компания  CNPC. Добыча нефти в 2008 г. составила 1,8 млн. тонн. Извлекаемые запасы оцениваются приблизительно в 50 – 80  млн. тонн нефти, геологические запасы  в 218 млн. тонн нефти.

Каражанбас — газонефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Бузачи. Относится к Северо-Бузашинской нефтегазоносной области.Открыто в 1974.

Общим для месторождения Мангышлака и Бузачи является поддержание пластового давления путем нагнетания в залежи  агентов, вытесняющих нефть с целью увеличения нефтеотдачи пластов. Самым дешёвым агентом для месторождений Западного Казахстана являются воды Каспийского моря. Для залежей высокопарафинистых нефтей, характерных для месторождений Узень и Карамандыбас, теоретически и практически была обоснована необходимость сохранения пластового давления и пластовой температуры, недопуская нарушения начальных термодинамических условий. В противном случае при снижении пластовой температуры ниже температуры насыщения нефти парафином происходит его выпадение из нефтей в пористой среде, что осложняет процесс вытеснения и уменьшает нефтеотдачу. Во избежания этого явления  в нефтяные залежи  закачивают  горячую воду с температурой на забое нагнетательных скважин не ниже пластовой.

Для месторождений п-ва Бузачи рассмотренные способы воздействия на пласты не могли быть столь эффективными, как для Узеня из-за высокой вязкости нефтей. Нужно было теоретически обосновать и внедрять другие технологии применительно как особенностям месторождений Каламкас и Каражанбас.

Нефтяные месторождения.

Актоты - морское нефтяное месторождение Казахстана. Расположен 200 км на юго-востоке от города Атырау. Открыто в 2 сентября 2003 года.

Оператор месторождение является AgipKCO. Входит в состав казахстанского Северо-Каспийского проекта.

Кенкияк — нефтяное месторождение в Темирском районе Актюбинской области Казахстана, в 250 км к юго-западу от Актобе. Относится к Восточно-Эмбинской нефтегазоносной области. В районе месторождения имеется аэропорт. Нефть преимущественно легкая с плотностью 821—850 кг/м3, содержит серы 0,24-1,24 %, парафинов 1,53-6,76 %, смол 1,2-8,5 %. Для докунгурского продуктивного этажа характерно аномально высокое пластовое давление, составляющее 67,6 МПа в нижней перми и 79,6 МПа в карбоне. Пластовая температура достигает максимальных значений 98 °C. Дебиты нефти 18,4-150 м3/сут. На месторождении разрабатываются залежи нефти в надсолевой толще. Подсолевая часть разреза завершена разведкой. Разрез представлен переслаиванием песчаников разной степени цементации, алевролитов, гравелитов, глин и аргилитов. Отложения среднего карбона сложены известняками. Строение структуры по надсолевому и подсолевому комплексам резко отличаются. 1958 — выявлена надсолевая структура; 1959 — открыто месторождение, приуроченное к соляному куполу (в надсолевом разрезе выявлено 9 нефтяных горизонтов);1971 — открыты залежи в нижнепермских отложениях (выделено 5 продуктивных горизонтов);1979 — установлена массивная нефтяная залежь в карбонатной толще среднего карбона. Оператором месторождений является нефтяная компания CNPC-Актюбемунайгаз. Добыча нефти в 2008 году составила 2 млн. тонн.

Каракудук — нефтяное месторождение расположено в Мангистауской области Республики Казахстан, в 160 км на юго-запад от районного центра Бейнеу.Месторождение открыто в 1971 году.Нефти лёгкие, высокопарафинистые (4,2-22,3 %), малосернистые (0,03-0,49 %), с низкой кислотностью. Нефть в среднеюрских отложениях более лёгкая (плотность 807,8 кг/м³), чем в верхней юре (плотность 866 кг/м³).В 2007 году добыча нефти на месторождении вырастет на 40 % по сравнению с уровнем 2006 года (при одновременном снижении себестоимости) и превысит 1 млн тонн.Операционная компания — «КаракудукМунай» (СП на паритетной основе «ЛУКОЙЛ Оверсиз» и индийской Mitall Investments).

Каламкас-море, - морское нефтяное месторождение Казахстана. Расположен 150 км на северо-западе от полуострова Бузачи. Открыто в 3 сентября 2002 года.Оператор месторождение является AgipKCO. Входит в состав казахстанского Северо-Каспийского проекта.Геологические запасы Каламкас-море составляет 159 млн. тонн нефти.

Большие надежды правительство Казахстана связывает с Северо-Каспийским проектом, а именно с Кашаганом. С началом промышленной добычи Кашагана Казахстан войдет 5-ку крупнейших нефтедобытчиков мира.

Перспективы нефтяной отрасли Казахстана после Кашагана является Курмангазы. В отличие от соседнего месторождения Кашагана, Курмангазы является надсолевым. Это значительно облегчит освоение Курмангазы, поскольку не потребует проходки сквозь солевой слой.

Есть некоторые перспективы и на Среднем Каспии это блок - Н. Блок Н это группа нефтегазовых структур на Среднем Каспии - Нурсултан, Сары-Арка, Акмола, Аль-Фараби, Улытау, Самал, Акбота и Кетик.

Перспективы есть и Аральском регионе. Это структуры Западный Куланды и Восточный Куланды.

Казахстан – одно из мест добычи газа. Однако, газовая промышленность здесь стала развиваться совсем недавно, в середине двадцатого века.

Основная добыча природного газа ведется в Актюбинской, Атырауской, Западно-Казахстанской, Кызылординской и Мангистауской областях.Каждый год в Казахстане добывают около 20 млрд. куб. м.

Всего запасы газа в Казахстане составляют примерно 3 трлн. куб. м, это 1,7% от мировых запасов. 

Тенгиз, Жананжол, Карачаганак, Урихтау - все эти крупнейшие месторождения расположены в Прикаспии и на западе страны. Это имеет свои положительные стороны - ближе к экспортным трубопроводам, которые в основном проходят через российскую территорию на запад.

Жанажол — газоконденсатное месторождение в Мугалжарском районе Актюбинской области Казахстана. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.Открыто в 1978 году. Залежи углеводородов расположены на глубине 1,9 — 3,6 км. Плотность нефти 809-827 кг/м³, маловязкие, сернистые (0,7- 1,11%), парафинистые (4,9-7,1%). Содержание силикагелевых смол 4,23 - 6,8%, асфальтенов 0,43 -1,78 %. Газ газовых шапок тяжёлый, этансодержащий, доля тяжёлых углеводородов в нём достигает 18,5%, содержание метана 73,24%, сероводорода 2,94%, азота до 1,93%. Содержание стабильного конденсата 614 г/м3. Плотность его 770 кг/м3, в составе присутствуют до 3,6% парафина, 0,41% серы и 0,55% силикагелевых смол. По углеводородному составу конденсат имеет парафиновую основу. Общее содержание парафиново-нафтеновых углеводородов превышает 86%.Центр добычи — п-к Жанажол.

Операторы месторождения: Жанажол разрабатывает китайская нефтяная компания CNPC-Актобемунайгаз‎. Добыча нефти 2008 году составила 6,325 млн. тонн.

Урихтау - нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Мугоджарском районе Актюбинской области Казахстана, в 215 км к югу от г. Актобе. Непосредственно граничит с разрабатываемым месторождением Жанажол и месторождением Кожасай. Ближайший магистральный нефтепровод Атырау-Орск находится в 100 км. Относиться к Восточно-Эмбинской нефтегазоносной области.

Месторождение открыто в 1983 г. В начале была открыта газоконденсатная часть, а затем обнаружена нефтяная залежь. Нефтяная залежь на глубинах 2900-3000 м расположена в южной части площади.

Нефть нефтяной оторочки легкая, с плотностью 507 кг/м3, сернистая (0,59 %), парафинистая (7,4 %), смолистая. Углеводородный состав: метановые 53,2%, нафтеновые 41%, ароматические 6%.

Газ, растворенный в нефти, по составу тяжелый, этан содержащий, доля тяжелых углеводородов достигает 10%, метана 79,4 %. Газ содержит до 4,17% сероводорода, 1,86 % азота и 1,95% двуокиси углерода.

Газ газоконденсатной части залежи содержит: 11% тяжелых углеводородов, 81,36% метана, 2,И% сероводорода, 2% азота и 2,44% углекислого газа.[5]

 

В Казахстане, преимущественно в Западной части разведаны большие запасы углеводородного сырья, в перспективе предусмотрена разработка новых месторождений нефти и газа. Казахстан за счет своих углеводородных ресурсов решает социально-экономические проблемы текущего периода и обретает признание во всем мире как обладатель крупнейших их запасов.

 

1.2    Транспортный комплекс нефтегазовой промышленности

Основными экспортоориентированными отраслями ТЭК являются нефтяная и газовая промышленность.Эти отрасли топливно-энергетического комплекса подразделяются на две подотрасли: нефте- и газодобыча, нефте- и газопереработка.

 Специфика географического положения Казахстана открывает широкое поле деятельности по созданию эффективной трубопроводной системы для доставки углеводородного сырья на мировые рынки. Рынок Казахстана весьма ограничен, и уже сегодня порядка 10 млн. тонн нефти может экспортироваться. Рост добычи на разведанных и разрабатываемых месторождениях потребует доведения мощности экспортных нефтепроводов до 50 млн. тонн в год. А развитие проектов на шельфе может потребовать увеличения общей мощности экспортных систем до 70-120 млн. тонн в год.

Казахстан опирается на политику многовекторности выбора направлений экспорта и максимальной эффективности использования трубопроводных систем.

В стратегии индустриально-инновационного развития РК на 2003-2015 гг. должное внимание уделяется развитию нефтегазовой промышленности.[6]

В Казахстане на развитие нефтегазовой отрасли в 2010 - 2014 годах планируется направить $35 млрд. Объем нефтяных поставок РК на внешние рынки в 2010 году составил около 71 млн тонн. В 2011 году РК намерена довести объем экспорта до 72 млн тонн нефти. В 2012 и 2013 годах экспорт планируется увеличить до 74 млн тонн нефти.Казахстан увеличил на 1,3% экспорт нефти в 2010 году, экспорт газа – снижен на 18%

Учитывая то, что в настоящее время ресурсы нефти и газа Каспия и открывшиеся перспективы участия иностранных компаний в их разработке, направили геополитические и экономические интересы множества стран мира на данный регион, необходимо выявить возможные при этом преимущества для развития нефтегазового комплекса Казахстана и учесть их в формировании стратегии его дальнейшего развития.

Нефтяной экспорт – один из самых серьезных источников ресурсов для роста казахстанской экономики, и потому вопрос о перспективах рынков сбыта нефти и маршрутов транспортировки – один из наиболее важных.

В настоящее время казахстанская нефть в основном вывозится за пределы республики в непереработанном виде, а в Казахстан завозится большое количество нефтепродуктов.

В настоящее время для Казахстана стал актуальным вопрос диверсификации экспорта углеводородных ресурсов, что должно привести к укреплению энергетической независимости страны. Учитывая современный уровень развития нефтегазового комплекса Казахстана, геополитическое положение, особенности экономического развития и роль в этом процессе нефтегазового комплекса, актуальными становятся вопросы влияния стратегии на формирование энергетической безопасности страны.

Казахстан является второй крупной державой по объему нефтегазовых запасов, уступая лишь России. Подавляющее большинство нефти, добываемой в Казахстане, поступает в Европейские страны и США.

По данным 2010 года, поставки нефти в большей степени продолжают осуществляться в Италию (24,1% от общего объема экспорта), Китай (14,7%), Францию (11,1%), Австрию (7,4%).Ресурсы нефтепродуктов формируются в основном за счет собственного производства (75,9–99,8%). Спрос на нефтепродукты частично восполнен их импортом. В январе-декабре 2010 года по сравнению с соответствующим периодом 2009 года в структуре ресурсов наблюдается увеличение доли импорта керосина (на 6,5 процентных пункта), а также уменьшение бензина (на 3,0 процентных пункта), газойлей (на 1,1 процентных пункта), пропана и бутана сжиженного (на 0,5 процентных пункта). [7]

Возможности страны по экспорту нефти и газа в настоящее время и в будущем благодаря разведанным запасам углеводородов и динамике их прироста, становятся локомотивом устойчивого развития не только самой отрасли, а также всей экономики страны.

В Казахстане  построена разветвленная сеть экспортных трубопроводов, соединяющих крупнейшие нефтяные месторождения Казахстана с потребителями на Западе и на Востоке.

Осуществляемое Казахстаном активное развитие инфраструктуры транспорта углеводородов будет способствовать как удовлетворению внутреннего спроса на эти энергоресурсы, так и повышению международной энергетической  безопасности.[9]

 

На сегодня основными экспортными маршрутами поставок казахстанской нефти являются:
- нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК);
- нефтепровод «Атырау-Самара»;
- нефтепровод «Казахстан-Китай» (Атасу-Алашанькоу, Кенкияк  - Кумколь);

-нефтепровод « Баку – Тбилиси – Джейхан»
- морской порт Актау.

Нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК)-  является одним из приоритетных направлений экспортных поставок казахстанской нефти. Соединяет месторождения Западного Казахстана (Тенгиз, Карачаганак) с российским побережьем Чёрного моря (терминал Южная Озереевка около Новороссийска). Протяжённость нефтепровода — 1510 км.

Участниками проекта КТК являются: Правительство РФ (ОАО «АК «Транснефть») – 24%, Правительство РК (АО НК «КазМунайГаз») – 19%, КТК «Компании» (РФ) -7%, добывающие компании: «Шеврон Каспиан Пайплайн Консорциум Компании» - 15%, «Лукарко Б.В.» (далее - Лукарко) – 12,5%, «Мобил Каспийская Трубопроводная Компания» - 7,5%, «Роснефть-Шелл Каспиан Венчурс Лимитед» - 7,5%, «Эни Интернэшнл (Н.А.) Н.В. С.ар. л.» - 2%, «БГ Оверсиз Холдингс Лимитед» - 2%, «Казахстан Пайплайн Венчурс КОО» (далее – «КПВ») – 1,75% и «Орикс Каспиан Пайплайн Л тд.» - 1,75%.[10]

Нефтепровод Атырау – Самара, является одним из крупнейших существующих экспортных маршрутов.  Предназначен для транспорта нефти с высоким содержанием парафина на нефтеперерабатывающие заводы  .г.Атырау и Самары, а также к железнодорожным наливным пунктам. Нефтепровод «Атырау-Самара» является одним из основных экспортных нефтепроводов для поставки казахстанской нефти через систему нефтепроводов стран СНГ на терминалы Черного и Балтийского моря, а также рынки стран Северо – Западной, Центарльной и Восточной Европы. По территории Казахстана проходит более 500 километров нефтепровода, общая его протяженность составляет почти 700 километров. Как известно, данный нефтепровод долгие годы оставался чуть ли не основным маршрутом транспортировки казахстанского сырья через территорию России на мировые рынки, однако в последние годы, благодаря созданию новых нефтепроводных и нефтеперевалочных мощностей, нефтегазовые компании, работающие в республике, существенно диверсифицировали направления поставок нефти.
Ежегодно спрос на использование мощностей нефтепроводов Атырау-Самара  увеличивается.

Нефтепровод « Казахстан – Китай»  соединяет две обособленные нефтепроводные системы Республики Казахстан  для обеспечения поставки углеводородного сырья на рынок Китая.    Нефтепровод состоит из двух участков. Первый – «Атасу – Алашанькоу», второй – «Кенкияк – Кумколь»

Нефтепровод « Атасу – Алашанькоу» .Протяженность 962, 9 км. Трасса нефтепровода проходит по территории трех областей: Карагандинской, Восточно-Казахстанской и Алматинской до конечного пункта Алашанькоу на территории КНР. Обеспечивает возможность транспортировки нефти с группы месторождений Кумколь. По нефтепроводу Атасу-Алашанькоу в 2009 году В 1 квартале 2010 года объем транспортировки по Атасу-Алашанькоу составил около 2,5 млн. тонн.[11]

Нефтепровод «Кенкияк-Кумколь» протяженностью 794 километра, проходящий по территории Актюбинской, Кызылординской и Карагандинской областей. С момента начала транспортировки по 1 апреля 2010г. по нефтепроводу Кенкияк-Кумколь было транспортировано порядка 1,3 млн тонн.  нефти.

Благодаря китайско-казахстанскому нефтепроводу в недалеком будущем Китай надеется стать главным импортером казахстанской нефти.

Нефтепровод Баку — Тбилиси — Джейхан — трубопровод для транспортировки каспийской нефти к турецкому порту Джейхан, расположенному на берегу Средиземного моря. Протяжённость 1773 километра. Нефтепровод проходит по территории трёх стран — Азербайджана (449 км), Грузии (235 км) и Турции (1059 км).

С геополитической точки зрения, основная цель строительства нефтепровода заключалась в создании независимого от России пути транспортировки  нефти , которая  будет добываться на месторождениях Кумколь и Тенгиз нефти из Казахстана на мировые рынки. США и Великобритания, лоббировавшие и финансировавшие проект, в качестве его обоснования выдвинули идею о необходимости диверсификации маршрутов экспорта энергоносителей и стабилизации мирового энергетического рынка.

Это первый нефтепровод в СНГ, проложенный в обход России и при непосредственном участии США и Великобритании.

Ввод в эксплуатацию нефтепровода даёт возможность более активно осваивать ресурсы каспийского бассейна.

Морская транспортировка нефти из  порта г.Актау

На сегодняшний день основными действующими маршрутами морской транспортировки являются:
- Актау - Баку (далее ж/д до Батуми),
- Актау - Махачкала (далее – нефтепроводом до Новороссийска),
- Актау - Нека
При этом необходимо отметить, что основные объемы морских перевозок осуществляются судами дочерней компанией АО НК «КазМунайГаз» - АО НМСК «Казмортрансфлот». В 2009 году объем транспортировки морским флотом составил 7,3 млн. тонн, что на 27 % превышает уровень 2008 года.
Компания «Казмортрансфлот» имеет собственный морской флот, состоящий из 4 танкеров дедвейтом по 12 тыс. тонн, и 13 единиц флота поддержки морских операций: 5 буксиров и 8 барж, которые используются для транспортировки каменной породы для отсыпки островов в КСКМ.

Разработка каспийских ресурсов тесно связана с их транспортировкой на мировые рынки. Вследствие того, что Казахстан не имеет прямого выхода к открытому морю, нефтегазовая маркетинговая стратегия основывается на эффективном многовекторном использовании стратегического расположения Казахстана в сердце Евразии.

Несмотря на то что сейчас в экспорте казахстанской нефти доминирует российское направление, каждый из перечисленных маршрутов может быть выбран в качестве приоритетного. Пока что казахстанское руководство не определилось в выборе. Разрабатываются проекты расширения российских нефтепроводов, идет создание нефтегазотранспортной инфраструктуры на Каспии и подготовка к строительству Транскаспийского нефтепровода. До 2015 года и российское, и южнокавказское направления будут иметь большое значение для казахстанского экспорта нефти.

Но этот выбор рано или поздно будет сделан. Экспорт углеводородного сырья тесно связан с политикой и позицией транзитных стран.

Казахстану предстоит сделать выбор между транзитными странами. Или главным партнером в транспортировке углеводородов будет Россия, или же консорциум стран в составе Азербайджана, Грузии и Турции. Этот выбор влечет за собой определенные политические последствия. Если в качестве главного и основного партнера выбирается Россия, тогда Казахстан должен будет следовать российской энергетической политике. Если же в партнеры выбираются южнокавказские страны, то он должен будет поддерживать европейскую энергетическую политику, в рамках которой и создавался южнокавказский маршрут и турецкие политические инициативы по сближению тюркских стран.

Система газовых магистралей была создана в рамках советской газотранспортной системы и остается функционально ориентированной на поставку природного газа из Центральной Азии в Россию и республики Закавказья, поэтому Россия остается основным направлением при экспорте казахстанского газа. Принимая во внимание рост объемов производства товарного газа в долгосрочном периоде, а также необходимость решения энергозависимости юга республики, важным вопросом является диверсификация газотранспортных мощностей.

Отдельное внимание необходимо уделить развитию международного транзита газа через Казахстан, объем которого по прогнозным данным в 2015 году составит более 122 млрд. куб. м.

Природный газ транспортируется в Казахстане через магистральную систему трубопровода, которая проходит через восемь регионов и простирается на 10 000 км, включая ответвления и подводные трубы. Система трубопровода была построена как часть светской газовой транспортной системы и была разработана для поставки природного газа в северные регионы России, на Украину и Кавказ.

Основываясь на принципах многовекторности поставок углеводородов на внутренние и внешние рынки, необходимо продолжить развивать все экономически выгодные маршруты по транзиту и экспортным поставкам природного газа.

Газопровод Казахстан-Китай -  является частью крупнейшего международного проекта строительства  трансграничного газопровода «Туркменистан–Узбекистан–Казахстан–Китай». Магистральный газопровод состоит из двух параллельных трубопроводов диаметром 1067 мм, общей протяженностью 1304,5 км. Казахстанская часть газопровода берет начало от узбекско-казахской границы, простирается далее на 650 км на восток по территории Казахстана и заканчивается на казахско-китайской границе в районе погранзаставы Хоргос.

Газопровод «Казахстан-Китай» - это казахстанская часть газопровода Туркмения-Китай.

Одновременно газопровод Казахстан-Китай позволил  газифицировать Южно-Казахстанскую, Жамбульскую, Алма-Атинскую и Кызылординскую области Казахстана.

Газопровод состоит из двух участков, пропускная способность первого - 40 млрд куб.м в год, он идет от границы Узбекистана и Казахстана до границы Казахстана и Китая. Второй участок газопровода - Бейнеу-Базой-Кызылорда-Чимкент имеет пропускную способность 10 млрд куб.м.

Проект строительства газопровода Казахстан-Китай является частью проекта газопровода Центральная Азия, представляющего собой систему транспортировки природного газа через три страны: с месторождений в Туркмении через Узбекистан и Казахстан в Китай

«Прикаспийский газопровод» — планируемый газопровод, который должен пройти по территории Туркменистана, Республики Казахстан и Российской Федерации, предназначенный для транспортировки природного газа с месторождений Каспийского моря и других территорий Туркменистана и Республики Казахстан в Российскую Федерацию. протяженность — около 1700 км, из которых:Турменистан — около 500 км,Казахстан — около 1200 км.По трубопроводу будет транспортироваться:до 30 млрд куб. м в год из Туркменистана,до 10 млрд куб. м в год из Казахстана

Существующая система магистралей для транспортировки газа  была построена для трех основных областей: Центр Центральная Азия, Оренбург – Новопсков и Бахара – Урал, а также включает трубопровод Бухара – Ташкент – Бишкек - Алматы, который оснащает южные регионы страны. Основной проблемой газопровода является то, что трубы со временем сильно износились и требуют замены.

Трубопровод Союз и Оренбург – Новопсков с двумя компрессорными станциями, который проходит через Западный Казахстан от Оренбургского газоперерабатывающего завода до компрессорной станции Александр Гай в России, способен переправлять до 42 млрд. куб. м. в год, а в последние годы с его помощью переправлялось 26-29 млрд. куб. метров.

Трубопровод Бухара – Урал, предназначенный для транспортировки газа из Узбекистана и Туркменистана в промышленные регионы России, используется в настоящее время больше для оснащения Актюбинской области.

Газопроводы Газлы – Шымкент – Бишкек – Алматы, Карталы – Костанай, а также Узен – Актау используются для транспортировки газа на внутренний рынок в южных областях Казахстана. Трубопровод Газлы – Бишкек также обеспечивает транзит 500 млн. – 1 млрд. куб. метров для потребителей в Кыргызстане.

Также строятся новые трубопроводы. Церемония открытия трубопровода Акшабулак – Кызылорда в Кызылорде состоялась 11 ноября 2004 года. Трубопровод длиной 122.9 км, мощностью 205 млн. куб. метров в год, снабжает газом потребителей Кызылординской области.

Длина Транс-Каспийского трубопровода составит 2000 км, он будет простираться от восточного Туркменистана через Каспийское море на глубине 200-300 метров, через Азербайджан и Грузию будет выходить в турецкий город Эрзурум. Стоимость проекта составит 2.5-3 млрд. долларов США, его мощность на первом этапе работы будет составлять 10 млрд. куб. метров, на втором этапе – 20 млрд. куб. метров, а на третьем – уже 30 млрд. куб. метров. Но ряд сложных проблем препятствует развитию проекта. Планируемые капиталовложения в строительство газопровода Туркменистан – Иран – Турция – Европа, протяженностью 3 900 метров и который к 2010 году будет транспортировать до 30 млрд. куб метров газа, составят 7,6 млрд. долларов США. Проект трубопровода, при поддержке группы европейских компаний, начнет свое развитие на крупнейшем месторождении Шатылка в восточном Туркменистане, и будет проходить через северную часть Ирана к границе с Турцией.

Только восемь из 14 регионов Казахстана получают природный газ в требуемых количествах. Это связано, прежде всего, с природой самой трубопроводной системы, которая предназначена в основном для оснащения севера и с нечетким распределением трубопровода по всей стране.

Развитие газовой промышленности поможет стране удовлетворить спрос на газ местных жителей, коммунальных служб и других секторов, использующих бытовой природный газ, а также сжиженный газ. Рассматривается строительство газопровода «Бейнеу – Бозой – Акбулак», реализация которого осуществляется с целью  обеспечения энергетической безопасности южных регионов страны

Перспективы: Увеличение объемов международного транзита и рационального использования внутренних ресурсов газа за счет развития мощностей по транспортировке и переработке газа.

В ближайшие годы планируется построить семь новых магистральных трубопроводов, в том числе, для экспорта газа из недр казахстанского шельфа Каспийского моря

Интересы устойчивого роста нефтегазовой отрасли, а также всей экономики страны требуют опережающего развития инфраструктуры магистральных нефтепроводов[12]

На сегодняшний день рассматриваются три основных перспективных пути транспортировки казахстанского газа в Европу.

Первый - северо-западный, по существующим магистральным трубопроводам через территорию России (Средняя Азия -Центр, Оренбург-Новопсков, Макат- Северный Кавказ, Окарем - Байнеу, газопровод "Союз").

Но эти газопроводы сегодня сталкиваются с большими трудностями, главная из которых - их недостаточная пропускная способность. Ведь через них сегодня идет не только казахстанский, но и узбекский, туркменский газ, не считая огромных объемов газа самой России.

Это обстоятельство делает Россию самым главным и важным "игроком" на газовом рынке. Не секрет, что она зачастую оказывает давление на среднеазиатские страны в вопросах экспорта газа и цены на него.

Второй путь - на юго-запад, вот уже многие годы обсуждается экспертами и политиками. Идея создания трубопровода в юго-западном направлении, через акваторию Каспия или же вдоль южного побережья, через территорию Ирана и Турции - на западные страны, могла бы стать альтернативой монополизму России.

Этот трубопровод - важнейшая часть спонсируемого Европейским Союзом проекта ТРАСЕКА (Транспортный коридор Европа-Кавказ-Азия). Он предусматривает прокладку трубопровода с востока Туркменистана по дну Каспия и соединение его с газопроводом Баку - Тбилиси - Эрзерум.

Параллельно рассматривается прокладка второго трубопровода, соединяющего Туркменистан с Европой через Иран и Турцию.

Но проект ТРАСЕКА вот уже много лет не может найти прочного финансового фундамента: затраты на трубопровод огромны, а неопределенность политического и экономического состояния многих стран этого региона вызывает у возможных инвесторов немалые сомнения. Поэтому проект пока подвис.

Третье, восточное направление, предполагает строительство газопровода на Китай. Китайцы сейчас серьезно прорабатывают планы подведения казахстанского газа к своему газопроводу Синьцзян - Шанхай.

Бурный рост китайской экономики и растущие потребности в энергоносителях обуславливают очень большой и стабильный рынок потребителей казахстанского газа на этом направлении. Однако и здесь есть свое "но". Сегодня, и еще много лет в будущем Китай не будет готов закупать у Казахстана газ и нефть по высшим мировым ценам. Китайский рынок менее выгоден, чем европейский.Поэтому можно предположить что Казахстан еще долгие годы выгоднее всего будет продолжить сотрудничество в газовой сфере с Россией, осваивая богатый европейский рынок. Это - реальность и Казахстан обязательно должен учитывать ее в своей долговременной экономической политике. [13]

Говоря об импорте газа , следует сказать что его потребление  в Казахстане составляет около 8 млрд. куб. м в год. Однако особенности газотранспортной системы республики позволяют обеспечить собственным топливом, в основном, только западную часть Казахстана. Спрос потребителей юго-востока и севера республики удовлетворяется за счет импорта газа из Узбекистана (около 1,4 млрд. куб. м) и России (1,2 млрд. куб. м).
В Казахстане транспортировку нефти и газа осуществляют две компании: «КазТрансОйл» и «КазТрансГаз» , являющиеся дочерними компаниями АО НК «КазМунайГаз».

«КазМунайГаз» – национальная нефтегазовая компания Казахстана по добыче , разведки, переработки и транспортировки нефти.

«КазТрансГаз» - владеет пакетами акций и является управляющей компанией для группы газовых, газотранспортных и энергетических компаний. Основная деятельность компании: внутренняя транспортировка, транспортировка на экспорт, международный транзит природного газа .

«КазТрансОйл»- занимается транспортировкой и транзитом казахстанской нефти по территории стран СНГ и Европы[14]

Говоря о  развитии нефтегазового сектора промышленности, необходимо отметить что,  активно ведется политика привлечения иностранных инвестиций. Значительных инвестиций требуют потенциальные возможности, открывающиеся в связи с освоением морских месторождений Каспийского моря. По оценкам казахстанских и иностранных экспертов, капитальные суммарные затраты составят около 160 млрд., из которых около 10 млрд. долларов должно быть вложено на начальном этапе разведки и оценки месторождений. Но это лишь видимая часть “каспийского айсберга”. Громадные углеводородные ресурсы континентальной части Казахстана и шельфа Каспийского моря создают базу для инвестиций в нефтяное машиностроение, развитие сервисных компаний, производственную и социальную инфраструктуру, нефтепереработку и нефтехимию.[15]Природный газ из Казахстана экспортируется в Украину, Грузию, Азербайджан и др. страны. В скором будущем планируется экспорт в Китай.
Значительных инвестиций требуют потенциальные возможности, открывающиеся в связи с освоением морских месторождений Каспийского моря. По оценкам казахстанских и иностранных экспертов, капитальные суммарные затраты составят около 160 млрд. долларов, из которых 10 млрд. долларов должны быть вложены на начальном этапе разведки и оценки месторождений. Однако, это лишь видимая часть «Каспийского айсберга». Громадные углеводородные ресурсы континентальной части Казахстана и шельфа Каспийского моря создадут базу для инвестиций в нефтяное машиностроение, развитие сервисных компаний, производственную и социальную инфраструктуру, нефтепереработку и нефтехимию.Одним из перспективных направлений является утилизация попутных газов нефтяных месторождений. Сегодня мы имеем неэффективное использование невозобновляемых природных ресурсов и масштабное загрязнение окружающей среды. Кроме того, использование попутного газа для выработки электроэнергии или в технологических процессах может стать дополнительной статьей доходов нефтяных компаний.

Инвестирование в проекты развития машиностроительных предприятий практически гарантировано от каких-либо рисков. Масштабы проектов на суше и на море, их долгосрочный характер дадут инвесторам неоспоримое преимущество перед импортерами.

Наряду с другими проектами, большое значение имеют инвестиции в нефтепереработку и нефтехимию. Развитие этих отраслей - это залог более значительных прибылей завтра. Создание технологически связанных нефтехимических производств будет однозначно поддержано как Правительством, так и частным капиталом Казахстана.

 Казахстан располагает всеми основными условиями для развития указанных проектов.

 Велико значение развития нефтегазового сектора для экономики страны. На сегодняшний день состояние казахстанской экономики в целом в значительной степени определяется ситуацией в секторе природных ресурсов. Существующая зависимость поступлений в республиканский бюджет от продажи природных ресурсов ставит перед государством ряд вопросов, связанных с будущим Казахстана. Во-первых, это вопрос правильного планирования использования природных богатств в связи с их невосполнимостью. Во-вторых, это вопрос снижения зависимости объемов государственных доходов и расходов от резких и непредсказуемых скачков мировых цен на сырьевые ресурсы. [16]

 

Специфика географического положения Казахстана открывает широкое поле деятельности для  активного развития инфраструктуры транспорта углеводородов будет способствовать как удовлетворению внутреннего спроса на эти энергоресурсы, так и повышению международной энергетической  безопасности. Это станет  способствовать не только развитию отрасли   ,  но и  станет  основой устойчивого развития  страны в целом.

Основываясь на принципах многовекторности поставок углеводородов на внутренние и внешние рынки, необходимо продолжить развивать все экономически выгодные маршруты по транзиту и экспортным поставкам природного газа.

 

 

 

 

 

 

 

 

II. Нефтеперерабатывающая промышленность Казахстана

2.1 Общая характеристика нефтеперерабатывающих предприятий

 

Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций

Размещение предприятий  нефтеперерабатывающей  промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных со­отношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива.

Добытая из  недр земли нефть содержит большое количество песка, солей и воды.Нефть нужно очистить, поэтому она сначала пос­тупает на нефтеочистительные заводы, которые строят обычно в ра­йонах ее добычи. Затем очищенная нефть поступает на нефтеперера­батывающие  заводы,  которые строятся в районах потребления неф­тепродуктов.

Нефтеперерабатывающая промышленность  вырабатывает  нефтепро­дукты

(мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные мас­ла),  которые

непосредственно используются потребителями. Техни­ческий прогресс в

транспортировке нефти привел к отрыву нефтепе­рерабатывающей  промышленности от нефтедобывающей.  Переработка нефти чаще сосредотачивается  в  районах массового  потребления нефтепродуктов.[17]

Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности  к местам потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ, связан­ных с ее транспортировкой и хранением:

·        транспортировка нефти  всегда экономичнее перевозки ее много­численных производных;

·        для транспортировки нефти могут быть широко использованы

тру­бопроводы которые,  помимо сырой нефти,  осуществляют  перекачку светлых продуктов;

·        хранение сырой нефти обходится дешевле, чем нефтепродуктов;

потребитель получает  возможность  одновременно  использовать      сырую

нефть, поступающую из разных районов.

Размещение переработки  нефти приобретает повсеместный харак­тер. В то же время экономический фактор становится лимитирующим.

Нефтепереработка в  разных районах страны находится в зависимости не только от качества исходной сырой нефти,  но и от того, какие  виды  топлива в местных условиях оказываются наиболее эф­фективными.[18]

В Казахстане функционируют три нефтеперерабатывающих завода общей мощностью 18 млн. тонн нефти в год: ОАО "Атырауский НПЗ" (АНПЗ), ЗАО "Павлодарский нефтехимический завод" (ПНХЗ) и ОАО "Шымкентнефтеоргсинтез" (ШНОС).

Нефтеперерабатывающие заводы расположены в Южной, Западной и Северо-восточной области Республики.(см.Приложение В). Такое расположение объясняется двумя основными факторами. Первый: близость к основным нефтепроводам. Второй: в бывшем СССР нефтеперерабатывающие заводы строились по принципу обеспечения географического региона, независимо от республиканского подчинения, в результате этого Павлодарский завод был построен в расчете на удовлетворение потребностей северных областей Казахстана и западных областей России, а Шымкентский - юга республики и Ташкентской области Узбекистана. В то же время большинство центральных и северных областей Казахстана обеспечивались продукцией с нефтеперерабатывающих заводов России. Они были построены вблизи границы Казахстана и с распадом СССР перешли в юрисдикцию России, создав дисбаланс в обеспечении областей Казахстана нефтепродуктами и став конкурентами отечественным НПЗ на рынке нефтепродуктов.

Конечными продуктами нефтепереработки являются нефтяные топлива: бензин марок А-76, А-80, А-85, АИ-91-93, АИ-96, дизельное топливо, котельное топливо (мазут), авиационный и осветительный керосины, печное топливо, сжиженный газ и другие нефтепродукты. Качество бензинов и дизельного топлива, производимых казахстанскими НПЗ, ниже, чем у большинства их российских аналогов и не соответствует мировым стандартам.

Суммарных производственных мощностей отечественных НПЗ достаточно для переработки до 18-20 млн. тонн нефти в год и выработки более 10 млн. тонн автомобильного и дизельного топлива. Для обеспечения потребностей Республики нефтепродуктами отечественного производства достаточна загрузка всех трех НПЗ нефтью в объеме не менее 9,5 млн. тонн в год.

Несмотря на то, что в Казахстане ежегодно добывает около 30 млн. тонн нефти, а потребности внутреннего рынка не превышают одной трети этого объема, в течение последних нескольких лет переработка нефти на НПЗ и выработка всех основных видов нефтепродуктов снижается. За счет собственного производства покрывается не более 30 процентов прогнозной потребности в автобензине, 20 процентов - реактивного топлива, 40 процентов - дизельного топлива, 50 процентов - мазута. Основной причиной такой ситуации является дефицит поставляемой на НПЗ сырой нефти.

Нефтедобывающие компании Казахстана, максимально используя сложившиеся высокие цены на нефть, делают ставку на экспорт и быстрый оборот средств от её непосредственной продажи. Эта тенденция наблюдается и в периоды с менее выгодной конъюнктурой мирового рынка: в 1998 году, при низких мировых ценах на нефть, 20 процентный рост экспорта сырой нефти в дальнее зарубежье в стоимостном выражении оставался на уровне 1997 года. Экспортная ориентация нефтедобывающих компаний приводит к дефициту и высокой цене нефтепродуктов на внутреннем рынке. Правительство разрабатывает годовые планы по загрузке всех трех НПЗ в соответствии с потребностями республики, но большая разница экспортных и внутренних цен на нефть вызывает сбои и нестабильность по времени и объему в поставках сырья на НПЗ. Таким образом, низкие объемы поставок нефти не позволяют НПЗ достичь экономии масштаба при её переработке. По итогам 2000 года, загрузка нефтеперерабатывающих заводов республики составила 6,4 млн. тонн, что недостаточно для удовлетворения внутренних потребностей страны в нефтепродуктах. При прогнозной добыче нефти в 35,5 млн. тонн (без учета газового конденсата) в 2001 году загрузка НПЗ предусматривается в объеме 9 млн. тонн нефти, что на 41 процент больше чем в 2000 году. При строгом соблюдении графика поставок возможно существенное улучшение ситуации на внутреннем рынке нефтепродуктов.

Важной проблемой для ПНХЗ является изначальная ориентированность его технологических процессов на переработку российской нефти. После распада СССР завод испытывал сильный дефицит сырья, а российские партнеры поставляли нефть на невыгодных для завода условиях. Недавнее слияние ПНХЗ с крупной нефтедобывающей компанией "Мангистаумунайгаз" позволило частично решить эту проблему и увеличить поставки сырья на завод.

ШНОС также был первоначально спроектирован на переработку нефти западносибирских месторождений России, но реконструкция некоторых производств завода в 90-е годы позволила использовать для переработки нефть с Кумкольской группы месторождений и не зависеть от поставок российского сырья.

Другой не менее важной проблемой для казахстанских нефтеперерабатывающих заводов является технологически устаревшее оборудование и как результат, низкая глубина переработки нефти и низкое качество продукции. Из-за устаревшей инфраструктуры и в связи с низкой загруженностью отечественных НПЗ увеличиваются удельные затраты на переработку нефти и конечная стоимость самой продукции.[19]

В последние годы ситуация с реконструкцией производственных мощностей НПЗ улучшается. В 2000 году национальная нефтяная компания "КазахОйл" (ННК "Казахойл"), обладающая 86 процентами акций ОАО "Атырауский НПЗ", и японская компания Marubeni Corporation подписали соглашение о реконструкции АНПЗ. Реконструкция подразумевает увеличение производства автомобильного бензина и керосина в два раза, зимнего дизельного топлива - в 1,7 раза. Глубина переработки нефти возрастет до 82 процентов, что выведет Атырауский НПЗ на один уровень с Павлодарским НХЗ, который по уровню используемых технологий и оборудования является одним из самых современных нефтеперерабатывающих заводов на территории СНГ.

Отечественные нефтеперерабатывающие заводы характеризуются низкой конкурентоспособностью и высокими издержками эксплуатации морально и физически устаревшего оборудования.

Анализ, основанный на информации  Агентства статистических исследований РК, показывает, что основной негативной тенденцией работы всех трех казахстанских НПЗ за последние несколько лет являлась их низкая загруженность сырой нефтью вследствие экспортной ориентации нефтедобывающих компаний и нарушения связей с российскими поставщиками сырья после распада СССР.

Позитивной тенденцией можно считать образование на нефтеперерабатывающем рынке Республики трех вертикально интегрированных групп компаний, в которых участвуют все три отечественные НПЗ, и направление части финансовых ресурсов внутри групп на проекты реконструкции мощностей перерабатывающих заводов.

В Казахстане функционируют три нефтеперерабатывающих завода общей мощностью 18 млн. тонн нефти в год: ОАО "Атырауский НПЗ" (АНПЗ), ЗАО "Павлодарский нефтехимический завод" (ПНХЗ) и ОАО "Шымкентнефтеоргсинтез" (ШНОС).

«Шымкентнефтеоргсинтез"  введен в эксплуатацию в 1985 году. Проектная мощность завода по переработке нефти составляла 6 млн. тонн в год. В 2000 году проведена реконструкция секции гидроочистки дизтоплива и керосина. В настоящее время установленная мощность завода составляет 5,25 млн. тонн в год. После реализации проекта реконструкции планируется перерабатывать 75 % Актюбинских и 25% Кумкольских нефтей. Перерабатываемая нефть - смесь нефти с Кумкольского месторождения (80 %) и покупная нефть Западносибирских месторождений (20%).

Производственные мощности завода состоят из следующих основных установок: Комбинированная установка ЛК-6У (атмосферная перегонка, каталитический риформинг, гидроочистка дизтоплива, гидроочистка керосина, газофракционирующая установка), установка вакуумной перегонки мазута.

В настоящее время технологические возможности позволяют производить следующий ассортимент нефтепродуктов:сжиженные углеводородные газы; автомобильные бензины марок АИ-80, АИ-92, АИ-96, соответствующие требованиям ЕВРО-2 (42% от общего объема производства бензинов составляет бензин марки АИ-80); дизельные топлива, соответствующие требованиям ЕВРО-2, следующих марок: ДТ З-02 (-35), Л-0,2-40 и ЛД-0,2 и другие марки дизельных топлив; авиационный керосин, вакуумный газойль и мазут. В 2007 году 6 июля была завершена сделка по приобретению 50% доли в ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс» (Шымкентский НПЗ) и ее передачи в АО «ТД «КазМунайГаз». В рамках реконструкции Шымкентского НПЗ Восточно-китайским проектным институтом CNPC («EastChina Design Institute») разработан Отчет о предварительном технико-экономическом обосновании проекта модернизации НПЗ «ПКОП».В 2007 году 6 июля была завершена сделка по приобретению 50% доли в ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс» (Шымкентский НПЗ) и ее передачи в АО «ТД «КазМунайГаз».

Павлодарский нефтехимический завод, является одним из самых современных по технологии в Республике Казахстан. Завод перерабатывает нефть по топливному варианту и обеспечивает глубину переработки до 85 процентов, что соответствует уровню лучших производителей нефтепродуктов.

Павлодарский НПЗ - крупнейшее в Казахстане предприятие по производству нефтепродуктов, 100% акций которого принадлежат национальной нефтегазовой компании "КазМунайГаз". Расчетная производительность завода по переработке сырой нефти составляет 6 миллионов тонн сырой нефти в год.
Павлодарский нефтехимический завод введен в эксплуатацию в 1978 году. Проектная мощность завода по переработке нефти составляет 6 млн. тонн в год. В 1978 году была введена в эксплуатацию установка по производству битума. В 1983 году произошло крупное расширение НПЗ, включающее ввод в действие комплекса глубокой переработки, после чего в 1986 году была пущена установка замедленного коксования. Завод перерабатывает смесь западносибирской сырой нефти, поступающую по нефтепроводу Омск-Павлодар.На сегодняшний день установленная мощность завода составляет 5,0 млн. тонн сырой нефти в год.  Основное технологическое оборудование НПЗ состоит из двух комплексов. Первый - это комплекс ЛК-6У (атмосферная ректификация, каталитический риформинг, установка гидроочистки газойля, газофракционирующая установка), а второй - это комплекс КТ-1 (установка вакуумной перегонки, установка гидроочистки вакуумного газойля, установка каталитического крекинга и газофракционирующая установка).

В сентябре 2008 года на заводе введена в эксплуатацию установка производства водорода, которая позволяет устранить дефицит водородосодержащего газа для гидрогенизационных процессов, и соответственно значительно улучшать качественные характеристики готовой продукции.

В настоящее время проводится работа по приобретению контрольного пакета акций НПЗ. По итогам маркетинговых исследований розничного рынка ГСМ и мнения потребителей было принято решение о ребрендинге автозаправочных станций. Новый дизайн АЗС «КазМунайГаз» отражает инновационный стиль и стремление компании соответствовать лучшим мировым стандартам. Первая партия модульных АЗС с новым корпоративным дизайном уже поступила в распоряжение дочерних организаций АО «ТД «КазМунайГаз». Успешно завершен первый этап пилотного проекта по внедрению системы автоматизации АЗС, который позволил повысить производительность труда на 9%, сократить потери при приемке нефтепродуктов на АЗС из бензовозов. Новые технологии будут способствовать улучшению качества сервиса, реализуемых нефтепродуктов, сокращению времени обслуживания потребителей. В АО «ТД «КазМунайГаз внедрена интегрированная система управления, соответствующая требованиям международных стандартов ISO 9001:2000, ISO 14001:2004 и OHSAS 18001:1999. Создана система сквозного контроля качества - от производства нефтепродуктов до их реализации на АЗС при помощи сети лабораторий по анализу и контролю качества топлив. Три стационарные лаборатории, дислоцированные в городах Астана, Атырау и Алматы, оснащены приборами и оборудованием известных европейских и американских производителей (Petrotest Instruments, Grabner Instruments, Phase Technology, PSL, Varian, Mettler -Toledo и др.).

Девять мобильных лабораторий качества (МЛК) оснащены всеми необходимыми приборами для оперативного выявления качества реализуемого топлива. МЛК могут в очень короткий срок (от 20 минут до 1 часа) подтвердить или опровергнуть экологические свойства топлив, такие как наличие бензола, серы, ароматических соединений, углеводородов (всего более 30-ти параметров). Полученные данные будут являться показателем безопасности применения топлива.

С помощью указанных лабораторий обеспечивается регулярный контроль качества реализуемых нефтепродуктов розничной сети АЗС «КазМунайГаз» по всем показателям качества согласно требованиям нормативной документации не реже 1 - 2 раз в месяц.[20]

Атырауский НПЗ в основном задействован на переработку нефти западных регионов республики, Павлодарский завод полностью, а Шымкентский - частично занимаются переработкой российской нефти. "Российская нефть идет в Казахстан без взимания экспортных пошлин.

 

Нефтеперерабатывающие заводы строят обычно в ра­йонах добычи нефти. Нефтеперерабатывающая промышленность  вырабатывает  нефтепро­дукты

(мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные мас­ла),  которые

непосредственно используются потребителями.В настоящее время на территории действуют три нефтеперерабатывающих завода:Павлодарский , Шымкентский  Атырауский нефтеперерабатывающие заводы.

 

 

2.1 Атырауский нефтеперерабатывающий завод

 

Атырауский нефтеперерабатывающий завод (до 1991 года Гурьевский) - одно из крупнейших предприятий Казахстана.

Атырауский нефтеперерабатывающий завод со славной историей, традициями и трудовыми достижениями является первым казахстанским предприятием нефтепереработки.

Сегодня Атырауский НПЗ является крупным современным предприятием, которое находится в старейшем нефтедобывающем регионе страны.

К проектированию завода приступили в 1943 году на основании планового задания Наркомата нефтяной промышленности СССР. Строительство завода шло в нелегких условиях военного времени. Технический проект завода был разработан американской фирмой "Баджер и сыновья". Корректировка осуществлялась проектной организацией государственного треста №1 Наркомата нефтяной промышленности СССР. Привязка к местным условиям осуществлялась местными проектировщиками "Эмбанефтьпроект".

Первоначальная мощность завода составляла 800 тыс. тонн переработки нефти в год и базировалась на нефтях Эмбинского месторождения, привозном Бакинском дистилляте. С самого начала завод развивался по топливному варианту, с выпуском авиационных и автомобильных бензинов, различных моторных и котельных топлив.

С развитием Западно-Казахстанского региона, увеличением добычи нефти с 1965 года, завод путем реконструкции стал рассматривать вопрос по замене дорогостоящего привозного дистиллята на дистиллят собственной выработки.

В 60-е годы прошлого столетия был взят курс на увеличение объема переработки нефти путем строительства новых технологических установок.

С 1969 года по 2006 год на заводе были построены и пущены в эксплуатацию установки Переработка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-3, каталитического риформинга ЛГ-35-11/300, замедленного коксования, прокалки нефтяного кокса, по производству технического азота, гидроочистки и изомеризации бензина, гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива, очистки и производства водорода, производства серы с блоком кристаллизации.

Атырауский нефтеперерабатывающий завод перерабатывает тяжелую нефть месторождений Западного региона Казахстана, с высоким содержанием парафина. В период с середины 60-х годов до середины 80-х годов прошлого столетия осуществлено большое техническое перевооружение всех технологических установок по переработке нефти, что позволило увеличить мощность до 4,9 миллионов тонн в год.

За более 60 лет работы завод превратился в современное предприятие по выпуску нефтепродуктов топливного назначения. Осуществлено большое техническое перевооружение всех технологических установок по переработке нефти, что позволило увеличить мощность до 5-ти млн. тонн в год.

С середины 1999 года держателем контрольного пакета акций (86,7%) завода стало ЗАО ННК "Казахойл", впоследствии АО "НК "КазМунайГаз". Владельцем доли - 99,17% является с 2005 года АО Торговый Дом КазМунайГаз.

Атырауский НПЗ впервые осуществил переработку Тенгизской нефти - нефти нового типа со значительно большим содержанием светлых фракций и, одновременно, с высоким содержанием в ней метил-этилмеркаптанов, что потребовало для ее переработки тщательной подготовки и решения как технологических, так и экологических проблем. Доля переработки Тенгизской нефти составляет 12%. Несмотря на недостаточность вторичных процессов, заводом достигнута глубина переработки 65%. При этом отбор светлых нефтепродуктов от нефти представляет в среднем 45,9%.

Важным событием 2006 года стало завершение I-го этапа реконструкции Атырауского нефтеперерабатывающего завода, которая впервые в Казахстане проводилась без остановки действующего производства.

Основной целью реконструкции Атырауского НПЗ являлась замена устаревшего оборудования, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду путем выпуска высококачественной продукции, соответствующей спецификации Европейского Союза (ЕС), увеличение объемов производства светлых нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью, а также создание дополнительных рабочих мест.

Для выполнения этих задач были построены новые установки гидроочистки бензина, гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива, изомеризации, аминовой очистки газов, получения водорода, биологической очистки сточных вод и производства серы.

Администрация предприятия и акционеры уделяют большое внимание вопросам модернизации и технического перевооружения завода. Так, мажоритарным акционером АО «ТД «КГМ» на период 2007-2009 гг. была предложена программа мероприятий по переходу ряда технологических установок на 2-годичный межремонтный график эксплуатации.

Таким образом, создаются условия для достижения Атырауским НПЗ новых показателей переработки нефти: в 2009 году планируется довести их до 4000 тысячи тонн в год; в 2010 году – до 4180 тысяч тонн в год.

Первоначально завод выпускал преимущественно авиационные бензины, осуществляя первичную обработку нефти Ромашкинского месторождения. Выпуск нефтепродукта на базе крекирования Бакинских дистиллятов позволял достичь показателей производительности порядка 500 тыс. тонн в год. Позже предприятие стало производить и высокооктановые добавки к авиационным бензинам.

Из года в год расширяется ассортимент выпускаемых нефтепродуктов.  С течением временем гамма производимых нефтепродуктов расширилась, и сегодня Атырауский НПЗ поставляет на рынок нефтепродукты 21 наименования: бензины автомобильные в ассортименте (от АИ-80 до АИ-96); бензин прямой гонки; различные виды дизельного топлива (летнее, зимнее, с депрессорной присадкой, экологически чистое марок ДЗэч и ДЛэч, топливо печное для бытовых целей; топливо марки ТС-1 для заправки реактивных двигателей; гранулированную серу для технических целей; кокс, прокаленный в ассортименте (марки КП-1 и КП-2); кокс нефтяной для использования в алюминиевой промышленности; Уайт-спирит; сжиженный газ (углеводород); керосины; мазут и т.д.

В начале 2007 года была выпущена первая партия бензина, соответствующего Евростандарту (с содержанием серы не более 10 ррм) и дизельного топлива, соответствующего Евростандарту (с содержанием серы до 50 ррм и температурой застывания минус 35 ⁰С). Прекратилось производство этилированных, вредных для окружающей среды бензинов (удаление свинцовых добавок), следовательно, улучшились марки бензина от Аи-76 до марок Аи-80, Аи-90/93.

Планируемое производство
(после строительства Комплекса производства бензола):неэтилированный бензин марки Супер – 98, Топливо для реактивных двигателей марки РТ, бензол.[21]

За годы своей деятельности предприятию удалось достичь впечатляющих производственных показателей и существенно превысить темпы развития, имевшие место в послевоенный период. Сегодня заводские мощности Атырауского НПЗ позволяют производить до 5 миллионов тонн нефтепродуктов в год, в то время как реальная загруженность предприятия в 2008 году достигала 3,9 миллионов тонн. Вся продукция, выпускаемая на заводе, отвечает требованиям европейских стандартов и считается безопасной с экологической точки зрения.

Экология и социальная ориентация – это и есть стержни проводимой экономической политики Атырауского нефтеперерабатывающего завода – единственного в Западном Казахстане и крупного в стране нефтеперерабатывающего предприятия. До 2015 года на предприятии будут реализованы 2 крупнейших проекта: строительство комплекса ароматических углеводородов. Первый проект реализуется в рамках Плана мероприятий по формированию в Казахстане нефтехимических комплексов мирового уровня и созданию первого в Казахстане нефтехимического комплекса.

В последние годы на заводе было налажено производство дизельного топлива уровня ЕВРО- 2 и ЕВРО- 3, автомобильного бензина,  марки «Премиум 95», которое по своим характеристикам отвечает  уровню ЕВРО-2 и имеет улучшенные экологические показатели.

 Выпуск экологически чистого топлива был обеспечен за счет ввода в эксплуатацию установок гидгоочистителей (обессеривание) и изомерация бензина, построенных в рамках реконструкции завода.

Что касается проекта повышения глубины переработки нефти, то это важнейший приоритет не только в программе развития нефтеперерабатывающей отрасли, но и всего нефтегазового комплекса Казахстана.

Эксперты считают такой подход наиболее рациональным направлением повышения эффективности использования нефтяного сырья, обеспечивающим наиболее быстрый и экономичный путь увеличения моторного топлива.

Внедрена программа энергосбережения. В 2009 год потребление электроэнергии сокращено на 3%, потребление пара на 23%. Снижены затраты на производство энергоресурсов и экологическая нагрузка на окружающую среду для их производства.

Сейчас на заводе устанавливаются 4 стационарные автоматические станции контроля качества атмосферного воздуха, которые оснащены новейшими газоанализаторами на определение содержания в воздухе сероводорода, окиси углерода, окислов азота, двуокиси серы, бензола и суммарных углеводородов.[22]

В настоящее время владельцем нефтеперерабатывающего завода является АО "КазМунайГаз - переработка и маркетинг" (99,21%).

 

Атырауский НПЗ является первым казахстанским предприятием нефтепереработки. В основном задействован на переработку  тяжелых нефтей с высоким содержанием парафина западных регионов республики.

 

Заключение

 

Республика Казахстан хранит в своих недрах многочисленные  запасы полезных ископаемых. Среди них одно из главных мест  занимает нефть и газ. 

Нефтегазовый сектор с первых лет независимости Казахстана сыграл и продолжает играть важнейшую роль в становлении и развитии экономики нашего государства. Развитие нефтегазовой  промышленности является  неотъемлемой частью экономической структуры независимого государства и  служит  залогом успеха на мировой арене. Ключевыми в структурной перестройке  экономики являются добыча, использование и переработка нефти и газа.

Казахстан за счет своих углеводородных ресурсов решает социально-экономические проблемы текущего периода и обретает признание во всем мире как обладатель крупнейших их запасов.

В ходе нашего исследования было выяснено, что нефтегазовая отрасль —  занимает лидирующее положение в отраслевой структуре экономики Казахстана. Добыча углеводородных ресурсов динамично развивающаяся отрасль экономики. Она обеспечивает значительную часть национального валового продукта, бюджетных доходов и валютных поступлений в страну. Что в свою очередь определяет стабильность в развитии государства.

Запасы нефти и газа сосредоточены в Западном Казахстане, а именно в  Атырауской, Актюбинской и Уральской областях

В настоящее время  в республике функционируют следующие крупнейшие нефтегазовые месторождения: Тенгизское, Карачаганакское, Кашаган, Узеньское; нефтяные:Актоты, Кенкияк,Каракудук, Каламкас – море; газовые: Жананжол, Карачаганак, Урихтау, Тенгиз и др.  Отсчет истории национальной нефтедобычи ведется еще с 1899года, когда на территории республике было обнаружено первое нефтяное месторождение. Газовая промышленность в республике стала развиваться совсем недавно, в середине двадцатого века. Особенностью разведанных запасов газа в республике является то, что практически на всех месторождениях и, особенно, на вновь разрабатываемых крупнейших месторождениях добыча газа ведется попутно с добычей нефти и конденсата. В перспективе предусмотрена разработка новых месторождений нефти и газа.

Благодаря привлечению крупных иностранных инвестиций в развитие нефтегазового сектора Казахстана стало возможным увеличение объемов добычи и экспорта нефти, доходы от которых составили солидную часть валютных и бюджетных поступлений.

Нефтяная и газовая промышленность являются экспортоориентированными отраслями топливно – энегретического комплекса .

Нефтяной  и газовый экспорт – один из самых серьезных источников ресурсов для роста казахстанской экономики, и потому вопрос о перспективах рынков сбыта нефти и маршрутов транспортировки – один из наиболее важных.

Специфика географического положения Казахстана открывает широкое поле деятельности по созданию эффективной трубопроводной системы для доставки углеводородного сырья на мировые рынки.

В настоящее время казахстанская нефть в основном вывозится за пределы республики в непереработанном виде, а в Казахстан завозится большое количество нефтепродуктов.

В Казахстане  построена разветвленная сеть экспортных трубопроводов, соединяющих крупнейшие нефтяные месторождения Казахстана с потребителями на Западе и на Востоке.

На сегодня основными экспортными маршрутами поставок казахстанской нефти являются:
нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК); нефтепровод «Атырау-Самара»; нефтепровод «Казахстан-Китай» (Атасу-Алашанькоу, Кенкияк  - Кумколь);нефтепровод « Баку – Тбилиси – Джейхан»;морской порт Актау.

На территории республики действует система газовых магистралей: «Казахстан – Китай», «Прикаспийский газопровод», «Газлы – Шымкент – Бишкек – Алматы», «Карталы – Костанай», «Узен – Актау» и др.

Система газовых магистралей была создана в рамках советской газотранспортной системы и остается функционально ориентированной на поставку природного газа из Центральной Азии в Россию и республики Закавказья, поэтому Россия остается основным направлением при экспорте казахстанского газа. В перспективе рассматриваются проекты по строительству новых нефте и газопроводов.

Интересы устойчивого роста нефтегазовой отрасли, а также всей экономики страны требуют опережающего развития инфраструктуры магистральных нефтепроводов

Осуществляемое Казахстаном активное развитие инфраструктуры транспорта углеводородов будет способствовать как удовлетворению внутреннего спроса на эти энергоресурсы, так и повышению международной энергетической  безопасности.

Важным звеном в развитии нефтегазовой отрасли являются нефтеперерабатывающие заводы. Техни­ческий прогресс в транспортировке нефти привел к отрыву нефтепе­рерабатывающей  промышленности от нефтедобывающей.  Их функция заключается в переработке нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии, которые непосредственно используются потребителями. Переработка нефти чаще сосредотачивается  в  районах массового  потребления нефтепродуктов, и зависит от техники переработки и транспортировки нефти, территориальных со­отношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива.

Ныне в Казахстане функционируют три нефтеперерабатывающих завода общей мощностью 18 млн. тонн нефти в год: ОАО "Атырауский НПЗ" (АНПЗ), ЗАО "Павлодарский нефтехимический завод" (ПНХЗ) и ОАО "Шымкентнефтеоргсинтез" (ШНОС),  расположены в Южной, Западной и Северо-восточной области Республики .

Атырауский НПЗ в основном задействован на переработку нефти западных регионов республики, Павлодарский завод полностью, а Шымкентский - частично занимаются переработкой российской нефти.

Подытоживая вышесказанное можно заключить, что главные ископаемые богатства – нефть и газ, которыми природа так щедро одарила казахстанскую землю могут и должны работать на благополучие и процветание нашей страны и всех ее граждан.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

1. «Казахстан 2030. Послание Президента страны народу Казахстана». - Алматы, октябрь,1997.

2. Надиров Н.К. Нефть и газ Казахстана. Алматы,2000

3. Раджапов Р.Х. Газовый и нефтяной резерв Казахстана. — Актюбинск, 2001.

4. В.Хмелевская//Экспресс К.-2002, 2 июля.-с1,3

5. www. vikipedia . ru

6.Стратегия индустриально-инновационного развития
 Республики Казахстан на 2003-2015 годы, 2003, гл №  6.

7. «Новости-Казахстан».- 2011, 14 февраля

8.Садыков С.Т. Основы развития нефтегазового комплекса Республики Казахстан. Алматы, 2003,с.58-96

9.З.А.Каримова//Экономика и статистика.-2002.-№2.-с.40-48

10. М. Бражников//Континент.-2001.-№12.-с15

11. Фурника Е. «Атасу - Алашанькоу»основа долгосрочного сотрудничества//Деловой мир – Астана.-2005.-№3.-с.42-43

12. Трубопроводный транспорт Казахстана. Этапы становления//Рынок ценных бумаг Казахстана.-2002.-№8.-с. 8-12

13.Будзуляк Б.П. Природный газ и нефть Казахстана: состояние и перспективы развития. Алматы, 2002.

14.Б.Т.Ерешев//Альпари.-2005.-№.2.-с.88-90

15.О.Смелько//Казахстанская правда.-2005.-16 апреля.-с.2

15.Г.Т Шакуликов // Банки Казахстана.-2005.-№6.-с.26-29

16.И.Н.Тасмагамбетов Нефтегазовый комплекс двигатель экономики Казахстана //Нефть и газ, 2001, № 3, С. 3-6.

17. В.В.Усиков, П.Л.Казановская , А.А.Усиков, Экономическая и социальная география Казахстана, Алматы, 2005,с.162-177

18.М.Ш.Ярмухамедов , Экономическая и социальная география Казахстана,:.Мектеп, 2003,с.93-94

19.С.С.Хамидуллина//Казахстан – Спектр.-2005.-№1.-с.60-64

20.www.meta.kz 2019, 29 марта

21. В.Сутегин «Завод будущего:Комплекс по производству ароматики - веление времени» .-2004.-2 июля.с.13

22.Д.Юсупова «Черное золото» с экологическим отливом.-2009.-2 октября.с.24

 

 

 

 

 

 

  Приложение А

 

Перспективный баланс добычи нефти  газового конденсата до 2015 года.(млн.тонн)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение Б

 

Перспективный баланс добычи газа до 2015 года (млрд. куб.м.)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение В

Расположение нефтеперерабатывающих заводов

 

 

 

 

 

 

Скачано с www.znanio.ru