Нефтегазовая промышленность РК


Глава 1. Характеристика состояния нефтегазового сектора и нефтеперерабатывающих заводов Республики Казахстан.
1.1. Нефтяной потенциал Республики Казахстан.
Глава II. Анализ производственно . хозяйственной деятельности нефтеперерабатывающих заводов на примере ОАО "АНПЗ" за 2001 год
2.1 Управление производственной деятельностью ОАО "АНПЗ"
2.2 Анализ хозяйственной деятельности ОАО "АНПЗ"
2.3 Анализ финансовой деятельности Атырауского НПЗ за 2001 год.
Нефтегазовый комплекс Республики Казахстан является одним из ведущих, определяющих развитие экономики республики. По оценкам Международного Банка Реконструкции и Развития, Республика Казахстан занимает 13-е место в мире по разведанным извлекаем запасам нефти газового конденсата (2,1 млрд. тонн и 0,7 соответственно), 15-е место по запасам природного газа (2 трлн. кубических метров) и 26-е место по уровню добычи углеводородного сырья. Прогнозные запасы составляют 13 млрд. тонн нефти и конденсата и около 3 трлн. Кубических метров газа, что позволяет стране входить по этому индексу в первую десятку стран мира. И при этом основной объём разведанных запасов нефти приходится на Атыраускую, Мангистаускую, Актюбинскую, Западно-Казахстанскую, Кызылординскую и Жезказганскую области. И именно с развитием нефтяной индустрии в этих областях связывается дальнейшее экономическое развитие Казахстана. Однако на несомненные выгоды, в перспективе это может вызвать и недополучение валютных доходов, поскольку отрасль ориентирована на увеличение добычи и экспорта сырой нефти, а не на её глубокую переработку, развитие нефтехимии и производства широкого ассортимента конкурентоспособной на внешнем рынке продукцию.
С обретением независимости Республики Казахстан, начало 90-х годов ознаменовалось техническим упадком нефтегазодобывающей и перерабатывающей промышленности Казахстана, в основном обусловленной распадом СССР и разрывом экономических связей с традиционными поставщиками и потребителями сырья. В 1992 г. национальными нефтедобывающими предприятиями было добыто на 540 тыс. тонн меньше, чем в 1991 г. Из-за недостатка инвестиции в 1993 г. при необходимом вводе в эксплуатацию 529 скважин удалось ввести только 368. недостаточность

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы:  Реферат
Объем: 14 страниц
Цена этой работы: 300 теңге
В избранное:   





Глава 1. Характеристика состояния нефтегазового сектора и
нефтеперерабатывающих заводов Республики Казахстан.

1. Нефтяной потенциал Республики Казахстан.

Нефтегазовый комплекс Республики Казахстан является одним из
ведущих, определяющих развитие экономики республики. По оценкам
Международного Банка Реконструкции и Развития, Республика Казахстан
занимает 13-е место в мире по разведанным извлекаем запасам нефти газового
конденсата (2,1 млрд. тонн и 0,7 соответственно), 15-е место по запасам
природного газа (2 трлн. кубических метров) и 26-е место по уровню добычи
углеводородного сырья. Прогнозные запасы составляют 13 млрд. тонн нефти и
конденсата и около 3 трлн. Кубических метров газа, что позволяет стране
входить по этому индексу в первую десятку стран мира. И при этом основной
объём разведанных запасов нефти приходится на Атыраускую, Мангистаускую,
Актюбинскую, Западно-Казахстанскую, Кызылординскую и Жезказганскую области.
И именно с развитием нефтяной индустрии в этих областях связывается
дальнейшее экономическое развитие Казахстана. Однако на несомненные выгоды,
в перспективе это может вызвать и недополучение валютных доходов, поскольку
отрасль ориентирована на увеличение добычи и экспорта сырой нефти, а не на
её глубокую переработку, развитие нефтехимии и производства широкого
ассортимента конкурентоспособной на внешнем рынке продукцию.
С обретением независимости Республики Казахстан, начало 90-х
годов ознаменовалось техническим упадком нефтегазодобывающей и
перерабатывающей промышленности Казахстана, в основном обусловленной
распадом СССР и разрывом экономических связей с традиционными поставщиками
и потребителями сырья. В 1992 г. национальными нефтедобывающими
предприятиями было добыто на 540 тыс. тонн меньше, чем в 1991 г. Из-за
недостатка инвестиции в 1993 г. при необходимом вводе в эксплуатацию 529
скважин удалось ввести только 368. недостаточность средств сказалось на
эксплуатационном и разведочном бурении. К концу 1995 года, суммарная
задолженность потребителей нефти и нефтепродуктов по предприятиям отрасли
достигла 34 млрд. Тенге (более 500 млн. Долларов США). Отсутствие
практически нефтяного и газового машиностроения, а также
неудовлетворительное состояние производственной инфраструктуры и отраслевой
науки значительно осложняли решение стоящих перед республикой задач по
энергетической самостоятельности. Для модернизации нефтяной отрасли
требовались ежегодные вложения в сумме 1,5-2 млрд. долларов США, что было
возможно только при участии крупных иностранных инвесторов, которые могли
приобрести контрольные пакеты (50-51%) акции нефтедобывающих предприятии.
Основные объекты нефтегазовой отрасли были приватизированы в 1996-
1997 гг., государственные контрольные пакеты были проданы иностранным
инвесторам. Государство в нефтегазовом секторе республики было
представленно лишь двумя национальными нефтяными компаниями КазТрансГаз и
КазМунайГаз.
И несмотря на определённые недостатки приватизационного процесса,
именно эта политика позволила не допустить развала важнейшей для страна
отрасли и в буквальном смысле выжить в период падения цен на нефть на
мировом рынке. Бонусы, полученные государством, играли немаловажную роль в
бюджете страны. И по сей день потенциальные ресурсы нефтегазового сектора
Казахстана продолжают вызывать пристальный интерес ведущих нефтяных
компаний мира. В целом инвестиционный климат в нефтегазовой отрасли в
Казахстане вполне благоприятен и даже риски, несмотря на некоторое
несовершенство законодательной базы, по сравнению с другими странами СНГ и
мирового сообщества вполне приемлемы для инвесторов.
В прошлом году в республике добыто около 40,6 млн. тонн нефти и
5,7 млн. тонн конденсата, а к 2010 году предполагается добывать уже 100
млн. тонн нефти, что позволит занять одну из ключевых позиции среди
производителей и экспортеров углеводородов на евразийском пространстве. По
предварительным оценкам, для достижения такого уровня добычи потребуется не
менее 10-12 млрд. долларов США инвестиций. При этом инвестиции
предполагается привлекать не только в добычу сырья, но и в создание
инфраструктуры.
В настоящее время на территории республики открыто 208
месторождений углеводородов (около половины из них – нефтяные, треть –
нефтегазовые, остальные – газовые и конденсатные), из них разрабатывается
более 70. Следует отметить, что 70% месторождений сосредоточено в Западном
Казахстане. Причём 50% разведанных нефтяных ресурсов располагается на
территории Атырауской и Актюбинской областях, из которых почти 30%
приходится на невскрытые горизонты Тенгизского и Королевского
месторождений, и основные перспективы прироста запасов углеводородного
сырья в республике связаны именно с этим регионом.
Суммарные извлекаемые запасы месторождений Тенгиза и Королевское
оцениваются в 1,4 млрд. тонн нефти. Максимальная добыча на обоих
месторождениях может составить 35 млн. тонн нефти в год. Планируемый доход
от разработки Тенгиза и Королевское – свыше 200 млрд. долларов США. Как раз
с Тенгизом и рядом других, менее крупных месторождений Западного
Казахстана, были связаны первые надежды руководства республики на выход из
кризиса в 1993-1995 годах. Прямой путь высококачественной тенгизской нефти
в Европу изначально был одной из важных стратегических целей Казахстана.
Ещё один гигант отечественного сырьевого комплекса – нефтегазовый
комплекс Карачаганака в Западно-Казахстанской области. Открыли
месторождение в 1979 году, добычу начали в 1984-м году. Карачаганак наряду
с Тюменью и Сургутом был одним из крупнейших нефтяных проектов Советского
Союза. По последним прогнозам, основанным на глубокой разведке пластов, это
месторождение содержит порядка 1,2 млрд. тонн нефти и 1,3 трлн. кубометров
газа. После распада СССР карачаганакский комплекс простаивал 4 года и лишь
в 1995-м году сюда пришли зарубежные инвесторы- компании Аджип, Бритиш
Газ, Шеврон Тексако и российский Газпром. Позднее место Газпрома В
новом консорциуме заняла компания Лукойл.
Недавний запуск КТК открывает перед консорциумом КИО
(Карачаганакской Интегрированной Организацией) большие перспективы. Об этом
свидетельствуют недавно объявленные топ-менеджментом КИО две основные
задачи текущего момента: соединение с КТК и значительное наращивание
объёмов добычи нефти. Мы ставим своей целью соединить Карачаганак с КТК
посредством нового трубопровода через Большой Чаган и увеличить добычу
конденсата с 4 млн. тонн в год до 10 млн., а газа с 4 млрд. кубометров до
13 млрд. кубометров в год заявил 23 ноября агентству Oil Review
генеральный директор компании Карачаганак Петролеум Оперейтинг Джон
Марроу. Также компания собирается довести число скважин с 70 действующих
ныне до 113.
Другие же многие месторождения на суше эксплуатируются уже
длительное время и стали малодебитными. Например, 4 крупных месторождения
(Жетыбай, Каражанбас, Каламкас и Узень), на которых добывается почти вся
нефть Мангистауской области, имеют 60% трудноизвлекаемых остаточных
запасов. Причём запасы Узеня и Жетыбая выработаны 50%, а Каламкаса и
Каражанбаса – на 30% и 35% соответственно. Сейчас идёт интенсивная
выработка высокопродуктивных пластов, что ведёт к смещению структуры
запасов в сторону увеличения трудноизвлекаемых.
Как видим, месторождения, ставшие первыми визитками Казахстана
в качестве новой нефтяной державы, по прежнему представляют собой серьёзный
экспортный потенциал. Уже с ними республика вошла бы в первую десятку
нефтедобывающих стран мира. Но это было только началом. В 2000 году
интенсивная разведка залежей Каспийского шельфа заставила самых крупных
мировых экспортёров нефти по новому взглянуть на Казахстан, ибо результаты
её превзошли самые смелые ожидания.
Месторождение Восточный Кашаган, обнаружены в толщах Каспия в 70-
80км от Атырау и месторождение Западный Кашаган, находящийся в 40 км от
Восточного Кашагана оказались крупнейшими из открытых в мире за последние
30 лет. Запасы углеводородов Восточного Кашагана в перерасчете на нефтяной
эквивалент оценены в 60 млрд. бареллей (8,1 млрд. тонн нефти). При
сложившемся сейчас вокруг Каспийской нефти раскладе сил обнаружение
колоссальных запасов нефти на Казахстанском участке шельфа стало серьёзным
политическим фактором. Объяснить это можно как минимум двумя вещами.
Во-первых, ясно что проект транспортировки углеводородов,
альтернативный КТК, и сам проект КТК является выражением интересов разных
участников Каспийской игры. Будущая роль Кашагана здесь определилась в
тот момент, когда не оправдались ожидания большой азербайджанской нефти.
Судьба проекта трубопровода Баку – Джейхан оказалась в значительной степени
зависимой от того маршрута, по которому пойдёт в будущем кашаганская нефть,
и от тех компаний, которые будут операторами на этом месторождении.
Во-вторых, последний ценовой кризис после терактов 11 сентября
2001года наглядно показал, что в ближайшем будущем, производители будут
предавать всё большее значение источникам нефти, альтернативным Ближнему
Востоку. Северный Каспий и гигантский новый нефтеклондайк под названием
Кашаган, в частности, занимают в их списке более чем достойное место.
Борьба за место под казахстанским солнцем между рядом крупных
европейских и американских компаний была достаточно явной. Так, в начале
2001 года три крупных компании (американская Exxon Mobil, британская Shell
и французская Total Fina Elf) заявили о желании стать единым оператором по
освоению перспективной площади Кашагана. О том, каковы были ставки в их
игре, можно косвенно судить, например, по уходу из консорциума
разрабатывающего блок Кашаган, компаний ВР и Statoil. По информации Reuters
они оставили другим участникам свои доли общей стоимостью в полмиллиарда
долларов. На сегодня состав участников консорциума выглядит следующим
образом: у компании Total Fina Elf, Eni, Exxon Mobil и British Gas- по
16,66%, у Philips и японской Inpex – по 8,33%.
Консорциум выиграл конкурс на два блока площадью по 500 км2, где
был намерен вести разведочные работы в феврале 2001 года единым оператором
разведывательных работ акционерами ОКИОК была избрана итальянская компания
“Eni”, а сам консорциум был переименован в “Аджип ККО”.
Консорциум планировал инвестировать более 700 млн. долларов в ходе
программы разведочного бурения, из которых 158 млн. долларов было освоено
уже в 1998 году (первый год работ). Расходы в 1999 году должны были
составлять 150 млн. долларов. В общей сложности на конец 1999 года, включая
сейсмические исследования, ОКИОК инвестировал 600 млн. долларов. В ходе
сейсмической разведки в Северном Каспии было зарегистрировано более 26 тыс.
км сейсмических профилей на территории площадью более 110 тыс. км2.
В шестилетний период разведки, в соответствии с Соглашением,
планировалось пробурить шесть разведочных скважин на пяти геологических
структурах, выявленных ранее во время сейсморазведки. В их числе
месторождения Восточного и Западного Кашагана, а также Кайран и Актоте.
Первые скважины были пробурены с помощью буровой баржи, модифицированной
специально для условий Каспийского моря. Ее особенность заключается в том,
что она помещается на небольшой подводный остров (берму) для обеспечения ее
устойчивости при суровых погодных условиях.
ОКИОК приступил к бурению первой разведочной скважины на Восточном
Кашагане 12 августа 1999 года. В июле следующего года ОКИОК объявил об
открытии нефти на скважине Восточный Кашаган-1. Это я вилось первым
открытием в казахстанской части Каспийского шельфа. 15 сентября 2000 года
буровая баржа перемещена на Западный Кашаган для бурения второй скважины. 7
октября началось бурение. В июне 2001 года было окончательно завершено
бурение первой разведочной скважины и объявлено об открытии нефтяной залежи
на Кашагане с запасами нефти 7-10 млрд. тонн. Таким образом, была
поставлена точка в многолетнем споре о том, есть ли нефть на казахстанском
шельфе Каспия.
Но нефтяная индустрия Республики Казахстан в настоящее время
столкнулась с основной проблемой, которая выражается в том, что к сожалению
нефтяная отрасль Казахстана ориентирована на увеличение добычи и экспорта
сырой нефти, а не на глубокую переработку, развитие нефтехимии и
производство широкого ассортимента конкурентоспособной на внешнем рынке
продукции.
И теперь подробнее рассмотрим ситуацию, сложившуюся в
нефтеперерабатывающем комплексе нашей республики.
1.2. Развитие и состояние нефтеперерабатывающих заводов в Республике
Казахстан (Атырауский НПЗ, Павлодарский НХЗ и Шымкентнефтеоргсинтез).
В Республике Казахстан в настоящее время имеется три
нефтеперерабатывающих завода: Атырауский, Павлодарский и Шымкентский,
которые снабжают населенные центры северной, западной и южной части страны.
Получивший свое развитие в советскую эпоху казахстанский
нефтеперерабатывающий сектор был разработан технически и экономически как
составная часть нефтяной промышленности Советского Союза. Поэтому в
республике недостаточно развито производство авиационного бензина, зимнего
дизельного топлива, смазочных масел, потребность в которых обеспечивается
полностью за счет ввоза из стран СНГ. Все три завода работают по топливной
схеме переработки нефти. Их суммарная проектная мощность равна 18,5 млн.
тонн по первичной переработке нефти, а фактическая 20 млн. тонн в год и это
позволяет полностью обеспечить внутренние потребности страны в топливе.
Однако действующий НПЗ не обеспечивает потребности республике в
нефтепродуктах, т.к. резко снизилась загрузка перерабатывающих мощностей:
если в 1990 году было переработано 17 млн. тонн нефти, в 1991 году 18 млн.
тонн, то в 2001 году всего 7,6 млн. тонн. Вследствии этого производится
совершенно недостаточное количество топлива. Так, выпуск бензина уменьшился
на 63,8 % по сравнению с 1990 годом, авиакеросина на 94,46 %, дизельного
топлива на 60,4 %, мазута на 64,4 %. Не вырабатывается целый ряд широко
используемых нефтепродуктов (смазочные масла, нефтебитумы, нефтехимическое
сырье и т.д.), а производимые бензин, керосин и дизельное топливо не
соответствуют европейским стандартам.
Объемы переработки нефти совершенно недостаточны для удовлетворения
внутренних потребностей республики, о чем свидетельствуют следующие
расчеты. Объем производства ВВП в 2000 году составил по отношению к 1990 г.
62,2 %, а в 2001 г. – 63 %. В 1990 и 1991 гг. в республике было потреблено
21,9 и 21,8 млн. тонн нефтепродуктов соответственно, хотя для производства
потребовалось 24,3 и 24,2 млн. тонн. В перерасчете же на ВВП 2000 и 2001
гг. объемы переработки должны были составить 15,2 и 15,3 млн. тонн нефти.
Фактически же было переработано в 2000 г. 2,7 раза меньше, чем требовалось,
а в 2001 г. 2,5 раза меньше. По результатам расчетов Агентства РК по
статистике основанных на росте ВВП республики, для удовлетворения
внутренних потребностей государству необходимо 1,3 тонн нефти на душу
населения, фактически же в 2001 г. было переработано 0,5 тонн нефти на душу
населения. Следовательно республика не обеспечила свою энергетическую
безопасность с точки зрения внутренних потребностей в нефтепродуктах, хотя
производственные мощности превышают 18 млн. тонн.
Таблица 1
Объемы переработки нефти казахстанскими НПЗ и
выпуск основных видов нефтепродуктов в 1990-2001 гг[1].
(тыс. тонн)
Показатели 1990 1991 1992 1993 1994
Объем переработки, 2201 2198 99,9% 1892 116,2%
тыс. тонн
В том числе:
процессинг 2188,5 2187,5 99,9% 1665 131,4%
взаимозачет 12.5 10,5 79,3% 227 4,6%

Из общего объема фактической переработки 2198 тыс. тонн доля ЗАО ННК
"Казахойл" составляет 1735 тыс. тонн или 77,3% ... продолжение
Похожие работы
Масложировая промышленность
Комбикормовая промышленность
Алкогольная промышленность
Легкая промышленность Республики Казахстан
Инвестиционная деятельность в РК
Инвестиционная политика в РК
Рынок строительных материалов РК
Бюджетное регулирование экономики РК
Экономические характеристики РК
Банки РК
Дисциплины
Көмек / Помощь
Арайлым
Біз міндетті түрде жауап береміз!
Мы обязательно ответим!
Жіберу / Отправить

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь