Нефтегазовая промышленность РК

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Реферат
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 32 страниц
В избранное:

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

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 км ² , 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. км ² .

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 гг1.

(тыс. тонн)

Показатели: Показатели

1990: 1990

1991: 1991

1992: 1992

1993: 1993

1994: 1994

1995: 1995

1996: 1996

1997: 1997

1998: 1998

1999: 1999

2000: 2000

2001: 2001

Показатели: Переработано в РК, всего

1990: 17, 8

1991: 18, 0

1992: 16, 8

1993: 14, 8

1994: 11, 7

1995: 10, 8

1996: 11, 1

1997: 9, 19

1998: 7, 97

1999: 5, 73

2000: 6, 36

2001: 7, 61

Показатели: Бензин

1990: 3, 49

1991: 3, 55

1992: 3, 36

1993: 2, 89

1994: 2, 20

1995: 2, 17

1996: 2, 29

1997: 1, 78

1998: 1, 73

1999: 1, 29

2000: 1, 26

2001: 1, 29

Показатели: Керосин

1990: 1, 08

1991: 1, 10

1992: 1, 00

1993: 0, 52

1994: 0, 25

1995: 0, 24

1996: 0, 26

1997: 0, 23

1998: 0, 22

1999: 0, 07

2000: 0, 07

2001: 0, 21

Показатели: Дизтопливо

1990: 4, 97

1991: 5, 00

1992: 4, 54

1993: 4, 33

1994: 3, 47

1995: 3, 30

1996: 3, 29

1997: 2, 83

1998: 2, 49

1999: 1, 82

2000: 1, 97

2001: 2, 37

Показатели: Мазут

1990: 6, 03

1991: 6, 06

1992: 5, 84

1993: 5, 06

1994: 4, 17

1995: 3, 79

1996: 3, 85

1997: 3, 29

1998: 3, 05

1999: 2, 13

2000: 2, 14

2001: 2, 73

ОАО Атырауский нефтеперерабатывающий завод - одно из крупнейших предприятий нашей страны, построенное на комплексном предприятии, поставленном по «ленд-лизу» из США. С его пуском в эксплуатацию в сентябре 1945 г. началась история казахстанской нефтепереработки. Производительность завода по переработке составила около 800 тыс. тонн нефти в год.

За годы независимости Республики Казахстан предприятие, взяв курс на реконструкцию, сделало стремительные шаги в процессе обновления и модернизации действующих установок. Мощность завода доведена до 5 млн. тонн в год. Увеличен отбор светлых нефтепродуктов и глубина переработки составляет 63 %. Ассортимент выпускаемых нефтепродуктов расширился до 15 наименований. Актуальной задачей предприятия является решение вопроса резкого увеличения глубины переработки и улучшения качества выпускаемой продукции. Следовательно, необходима новейшая технология и реконструкция. Эту проблему завод мог бы решить с помощью инвесторов.

На сегодня заводя является единственным НПЗ, расположенным в эпицентре основных нефтяных месторождений страны с прямой поставкой сырых нефтей по действующим системам нефтепроводов. Ранее основное направление завода состояло в переработке местных уникальных нефтей мартышинских, эмбинских и привозного сырья Бакинского дистиллятора.

В настоящее время в технологическую схему завода АНПЗ входят различные установки:

первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-3;
первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-2;
ЛГ-35-11/300-95 (каталитический риформинг с гидроочисткой сырья) ;
замедленного коксования;
прокалки нефтяного кокса;
газо-реагентного хозяйства;
факельно-заводского хозяйства.

Основным видом деятельности завода является переработка нефти по топливному варианту.

В 1945 г. запущена установка ЭЛОУТ-АТ. Первичная переработка нефти представлена установками электрообессоливания и обезвоживания (ЭЛОУ, атмосферной трубчаткой (АТ) . В настоящее время мощность установки составляет 2 млн. тонн в год. Вырабатывает автокомпонент, дизельное топливо, мазут.

В конце 60-х годов заводом взято направление на увеличение мощности по переработке нефти, началось строительство новых технологических установок, позволивших увеличить глубину переработки нефти.

В 1969 г. была запущена установка электрообессоливания и обезвоживания (ЭЛОУ) и атмосферновакуумная трубатка (АВТ) производительностью 3 млн. тонн в год, увеличившая выработку бензина, дизельного топлива, мазута. На этой же установке стали выпускаться новые виды нефтепродуктов: уайтспирит, вакуумный газойль, гудрон, реактивное топливо.

С целью изменения ассортимента выпускаемого бензина и производства сжиженных газов, в 1971 г. вошла в строй установка каталитического риформинга ЛГ-35-11/300-95. Целевым продуктом установки является высокоактановый компонент товарных бензинов и сжиженный бытовой газ. Сухой газ установки используется как технологическое топливо завода. В результате проведенных модернизаций установки каталитического риформинга ее производительность до-ведена до 420 тыс. тонн в год и налажен выпуск неэтилированного бензина АИ-93.

Уникальность мангышлакских нефтей создала предпосылки для переработки тяжелых нефтяных остатков и увеличение глубины отбора. С этой целью в 1980 г. была построена первая в Казахстане установка замедленного коксирования производительностью 600 тыс. тонн в год, которая стала выпускать нефтяной кокс, топливо печное бытовое, бензин коксования, мазут М-40, гидрофобизатор, жирный газ.

С целью получения высококачественного продукта была построена и введена в 1989 г. в эксплуатацию установка прокалки нефтяного кокса, позволившая получить первый в нашей республике прокаленный кокс. Установка вырабатывает дополнительное количество пара путем утилизации тепла. Производительность этой установки составляет 140 тыс. тонн в год.

В 1994 году совместно с Институтом химии и нефти и природных солей освоен выпуск эффективного деэмульгатора «Атырау», заменившего импортный и успешно применяемого на заводе, а в 1996 г. разработана новая модификация деэмульгатора «Атырау 7020Б», не менее успешно заменяющая аналоги при добыче на нефтепромыслах Западного Казахстана.

Но в настоящее время завод является самым затратным из трех. Устаревшие установки, отсутствие автоматизированных систем управления технологическими процессами не позволяют обеспечить глубину переработки более 60 %. Объем выбросов углеводородов превышает 13 тыс. тонн, фенола 8, сернистого ангидрида около 3000 тонн в год.

... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.