Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Месторождение Карачаганак

2. Нефтеперерабатывающие заводы Казахстана

3. Перспективы развития нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности Казахстана

Заключение

Список литературы

Введение

Газовая промышленность является одной из ведущих отраслей нашего народного хозяйства. Природный газ и конденсат являются ценным сырьем для энергетической и химической промышленности.

Месторождение расположено в северной части бортовой зоны Прикаспийской впадины на территории Западно-Казахстанской области и имеет большое значение для развития промышленности Республики Казахстан в целом.

Большое содержание конденсата обуславливает высокую ценность добываемой пластовой смеси, которая является ценным исходным сырьем химической переработки.

На данном этапе разработки нефтегазоконденсатного месторождения остро встает вопрос о сохранении коэффициента конденсатоотдачи на высоком уровне, поддержание пластового давления начала конденсации для предотвращения ретроградных явлений и потерь конденсата в пласте и в призабойной зоне скважины.

Из существующих методов поддержания пластового давления газоконденсатных месторождений наибольшее распространение получил сайклинг-процесс.

Карачаганакское газоконденсатное месторождение открыто в 1979 году, когда Уральской нефтеразведочной экспедицией была пробурена первая разведочная скважина. Это нефтегазовое месторождение имеет площадь свыше 200 км² и является одним из самых продуктивных в мире по добыче нефти и газа.

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, в 30 км к северо-востоку от города Аксай, в 150 км к востоку от города Уральск.

Месторождение отличается сложным геологическим строением, значительным изменением рабочего давления на устье скважины различных объектов разработки, значительными колебаниями пластового состава по объектам разработки высоким содержанием конденсата от 490 до 1000 г/м³ и токсичных корозионно-активных элементов.

Установленный этаж газоносности составляет более 1600 м (интервал глубин 3700 - 5360 м).

Принимая во внимание все эти факторы, нужно знать о том, какие вредные вещества и газы присутствуют на месторождении, каковы их свойства и какие средства защиты необходимо применять.

1. Месторождение Карачаганак

Карачаганакское месторождение - нефтегазоконденсатное месторождение Казахстана, расположено в Западно-Казахстанской области в близи города Аксай, которое было открыто в 1979 году. Промышленное освоение началось в середине 1980-х производственным объединением «Оренбурггазпром» Министерства газовой промышленности СССР. В 1989 году министерство было преобразовано в РАО «Газпром».

Карашыганакское 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.

Плотность конденсата меняется от 778 до 814 кг/мі. Плотность нефти колеблется от 810 до 888 кг/мі. В нефти содержится: серы до 2 %, парафинов до 6 % Пластовый газ состоит из метана-70 %, этана-6 %, пропана-3 % и другие газы 21 %. В газе содержание сероводорода до 4 %. Давление газа в пласте составляет 600 атм. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

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

Первоначально предполагалось, что сырьё с месторождения будет полностью направляться на переработку на Оренбургском газоперерабатывающем заводе производственного объединения «Оренбурггазпром». В начале 80-х гг. на территории месторождения при шеф-монтаже западногерманских и итальянских фирм была построена установка комплексной подготовки газа(УКПГ) -- комплекс сложного оборудования, обеспечивающий очистку газа поступающего из скважин от примесей парафинов, серы и др., приведения в технологически необходимое физическое и химическое состояние газа для дальнейшей транспортировки по трубопроводу на Оренбургский газоперерабатывающий завод. С ростом добычи газа и конденсата возникла необходимость при участии иностранных операторов месторождения смонтировать уже несколько УКПГ. После получения независимрости правительство Казахстана отказалось от сотрудничества с РАО «Газпром» и начало заниматься поиском иностранных партнёров по освоению месторождения.

В настоящее время месторождение на условиях соглашения о разделе продукции разрабатывает международный консорциум в составе British Gas и Eni (по 32,5 %), ChevronTexaco (20 %) и «Лукойла» (15 %). Для реализации Карачаганакского проекта эти компании объединились в консорциум «Карачаганак Петролиум Оперейтинг Б. В.» (КПО б.в). Планируется, что КПО будет осуществлять управление проектом до 2038 года.

Проектом развития месторождения планируется довести ежегодную добычу газа к 2012 до 25 млрд куб. м. C Карачаганакского месторождения часть добываемого газа доставляется по конденсатопроводу в Оренбург (для переработки на Оренбургском газоперерабатывающем заводе).

В проект может присоединиться и казахская нефтяная компания КазМунайГаз в результате продажи доли British Gas и Eni.

Добыча нефти, в том числе газового конденсата 2007 году составила 11,6 млн тонн. Добыча газа 2007 году составила 14,2 млрд мі. В 1984 г. под методическим руководством ФИАН на территории месторождения было проведено несколько подземных ядерных взрывов для создания подземных газохранилищ. Газохранилища были необходимы для обеспечения бесперебойной работы скважин. В случае сбоя приёма газа на ОГПЗ (например, аварии или плановом ремонте на трубопроводе, ремонте на заводе, большого объёма перекачиваемого газа с других месторождений), газ закачивается в хранилища без перекрытия скважин. До 1991 г. газохранилища использовались по назначению, но в настоящее время законсервированы и в производственной цепочке месторождения не задействованы. Контроль за состоянием полостей ведет Национальный ядерный центр Казахстана.

Хроники реализации проекта:

1979 -- Открытие Карачаганакского месторождения геологической экспедицией треста "Уральскнефтегазгеология" Министерства геологии СССР

1984 -- Начало опытно - промышленной эксплуатации ПО "Оренбурггазпром" Министерства газовой промышленности СССР

1992 -- Начало переговорного процесса между правительством Казахстана и компаниями Eni и BG Group о подписании Соглашения о разделе продукции

1995 -- Подписано Соглашение о принципах раздела продукции, переговоры продолжаются

1997 -- Вступление компаний ChevronTexaco и «ЛУКОЙЛ» в международный консорциум. Подписание в ноябре Окончательного соглашения о разделе продукции (ОСРП) сроком на 40 лет

1998 -- Начало действия ОСРП

1999 -- Начало строительных работ

2000 -- Подписание контракта на основные работы. Переезд руководства КПО в город Аксай

2001 -- Завершение строительства 28-километровой железнодорожной ветки от Аксая до Карачаганакского месторождения. Посещение Карачаганакского месторождения президентом Казахстана и торжественное открытие новой электростанции.

2002 -- Рекордный уровень экспорта конденсата -- более 18 тысяч тонн в сутки. Проложен 635-километровый экспортный трубопровод: Карачаганак получает доступ к нефтепроводу Каспийского трубопроводного консорциума (КТК). KPO получает награду председателя правления Би-Джи Групп за высокие показатели в области техники безопасности, охраны труда и окружающей среды.

2003 -- Президент Казахстана даёт официальный старт производственным объектам Фазы 2

2004 -- Отправка первой партии карачаганакской нефти из Новороссийского морского терминала

2005 -- Ввод в эксплуатацию 4-го генератора на КПК

2006 -- Начало прокачки конденсата через нефтепровод Атырау -- Самара

2038 -- Окончание срока действия ОСРП.

2. Нефтеперерабатывающие заводы Казахстана

месторождение карачаганак нефть газ

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).

Павлодарский НПЗ - один из лучших заводов по соотношению первичных и вторичных процессов. Построен в 1978 г. в г. Павлодаре. Нефть поступает из Западной Сибири по трубопроводу Омск - Павлодар. Глубина переработки нефти составляет 77,9 %. На заводе построены 2 комбинированные установки ЛК-6У и КТ-1. Кроме того работает битумная установка, установка замедленного коксования. В настоящее время завершилось строительство новой установки ЛК-6У.

Завод выпускает только неэтилированные бензины А-76 и А-91, топливо для реактивных двигателей, летнее и зимнее дизельное топливо, котельное топливо, мазут, битумы, нефтяной кокс, сжиженные газы.

Чимкентский НПЗ - один из самых молодых заводов стран СНГ. Построен в 1984 г. в г. Шымкенте. Нефть поступает из Западной Сибири по трубопроводу Тюмень - Омск - Павлодар - Шымкент. Нефть малосернистая, одна из лучших по качеству среди стран СНГ. Глубина переработки нефти 60,4 %. Производительность завода по нефти - 6,6 млн. т/год. На заводе функционирует одна установка ЛК-6У, вакуумная установка мазута.

Завершилось строительство установки замедленного коксования производительностью 600 тыс. т/год. Завод выпускает традиционные виды топлив: бензин А-76 этилированный и неэтилированный, АИ-92, топливо для реактивных двигателей, дизельное топливо, котельное топливо, мазут М-100.

Нефтеперерабатывающий завод в Атырау построен в 1945 г. на северо-западе Казахстана в г. Атырау. Завод небольшой по производительности - 4,6 млн т/год. Нефть поступает из местных месторождений (Эмба) и с Мангышлакского месторождения. В 1945 г. американской фирмой Баджер по ленд-лизу был смонтирован завод, который включает атмосферно-вакуумную установку АВТ-3, атмосферную установку АТ-2, установки каталитического крекинга Гудри и термокрекинга, впоследствии переоборудованного в атмосферную установку, газофракционирующую установку, установку алкилирования.

В 1970 г. совместно со специалистами ГДР была построена установка каталитического риформинга с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки бензинов. В 1980 г. введена в действие установка замедленного коксования производительностью 600 тыс. т/год. В том же году была остановлена установка каталитического крекинга Гудри в связи с устаревшей технологией. В 1980 г. произошла авария на установке алкилирования, которая после этого была выведена из строя и до сих пор не функционирует.

В планах реконструкции завода- строительство установок первичной переработки нефти, риформинга, комбинированной установки Г-43-107.

В ассортименте выпускаемой продукции - бензины АИ-93. А-76 (этилированный), А-72 (неэтилированный), уайт-спирит. дизельное топливо, котельное топливо, мазуты, кокс.

Месторасположение.

Нефтеперерабатывающие заводы расположены в Южной, Западной и Северо-восточной области Республики (рисунок 2). 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 РСФСР, а Шымкентский - юга республики и Ташкентской области Узбекистана. В то же время большинство центральных и северных областей Казахстана обеспечивались продукцией с нефтеперерабатывающих заводов РСФСР. 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.

Конечные продукты нефтепереработки.

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.

Объемы переработки сырой нефти.

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. По данным Министерства энергетики и минеральных ресурсов РК (МЭМР), 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.

Анализ данных МЭМР и Агентства статистических исследований РК по объемам добычи и переработки нефти в республике [см. приложение: график 1] показывает, что 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.

Технологические факторы производства.

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. Так, оборудование Атырауского НПЗ практически полностью изношено. Завод выпускает в основном дешевые тёмные нефтепродукты. Глубина переработки около 50 процентов, выход бензина в пределах 12 процентов. Бензин производится с низким октановым числом (76-80) с добавками вредных свинцовых соединений, дизельное топливо имеет высокое содержание серы. ШНОС имеет в среднем глубину переработки нефти около 52 процентов, которая изменяется в зависимости от варианта переработки от 50 до 58 процентов.

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.

Одним из направлений инвестиционной деятельности ОАО "ШНОС" также является улучшение системы вторичной переработки с целью увеличения выхода высокорентабельных продуктов легких фракций (бензин и дизельное топливо). Перспективным проектом в этом направлении является строительство комплекса каталитического крекинга. Завершение реконструкции позволит довести качество товарного дизельного топлива производимого на заводе до европейских стандартов.

Вертикальная интеграция.

На сегодняшний день существует три вертикально интегрированные группы компаний, которые оперируют на казахстанском рынке нефтепродуктов.

Атырауский НПЗ входит в вертикально интегрированную группу компаний, контролируемых ННК "Казахойл". Крупнейшими дочерними нефтедобывающими подразделениями ННК "Казахойл" являются компании ОАО "Казахойл-Эмба" и ОАО "Узеньмунайгаз". ННК обладает 86 процентами акций ОАО "Атырауский НПЗ". В настоящее время "Казахойл" является основным поставщиком сырья на завод и в конце 2001 года планирует ввести в эксплуатацию 20 автозаправочных станций в различных областях Казахстана.

Слияние канадской нефтедобывающей компании "Харрикейн Хайдрокарбонс Лимитед" (ХХЛ), разрабатывающей крупное Кумкольское месторождение нефти в Кызылординской области, и Шымкентского нефтеперерабатывающего завода произошло в 2000 году, когда ХХЛ приобрела 91,4 процента простых акций ОАО "ШНОС". В текущее время ХХЛ возглавляет вертикально интегрированную группу компаний, в которую входят: ОАО "ШНОС", ОАО "Харрикейн Кумколь Мунай" (ХКМ) и другие дочерние предприятия канадской компании. Все нефтяные месторождения группы связаны с ОАО "ШНОС" нефтепроводом с пропускной способностью около 21 тыс. тонн в сутки (порядка 7,5 млн. тонн нефти в год). Планы Харрикейн Хайдрокарбонс включают постепенную интеграцию маркетинговых сетей ХКМ и ОАО "ШНОС", а также объединение в единую сеть заправочных станций, которые в настоящий момент принадлежат ШНОС и ХКМ.

51 процент акций ПНХЗ находится в собственности крупной нефтедобывающей компании ОАО "Мангистаумунайгаз" (ММГ), остальные 49 процентов акций переданы правительством РК в доверительное управление ММГ. Одной из главных проблем этого объединения являются высокие тарифы на железнодорожную транспортировку сырья с месторождений разрабатываемых "Мангистаумунайгаз" на ПНХЗ.

Вертикальная интеграция нефтеперерабатывающих заводов Республики с нефтедобывающими компаниями позволила улучшить положение с поставками сырья на НПЗ и реализовать планы по модернизации этих заводов с целью улучшения качества и ассортимента продукции.

В стратегическом плане, создание трех вертикально интегрированных групп компаний позволяет каждой из них гибко реагировать на изменения конъюнктуры внутреннего и внешнего рынка нефти и нефтепродуктов. В зависимости от условий на рынке, компании групп могут ориентироваться либо на экспорт, либо на переработку и продажу нефтепродуктов на внутреннем рынке.

Основные тенденции.

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

Анализ, основанный на информации МЭМР и 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.

Рисунок 1. Структура рынка нефтепродуктов.

Рисунок 2. Расположение НПЗ.

Таблица 1. Уровень добычи и переработки нефти в Казахстане 1991-2001 года (в миллионах тонн)*

График 1. Уровень добычи и переработки нефти в Казахстане 1991-2001 года (в миллионах тонн)

3. Перспективы развития нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности Казахстана

Казахстан - крупная нефтяная держава. По геологическим запасам он занимает второе место в СНГ вслед за Россией и десятое в мире. Однако из 164 открытых месторождений углеводородного сырья в разработке находится только 58.

В программе действий правительства Республики Казахстан, рассчитанной на 1996-1998 гг., нефтяная и газовая промышленность рассматривается как важнейшая отрасль, призванная увеличить экспортный потенциал страны, способствовать привлечению инвестиций в казахстанскую экономику и положительно воздействовать на смежные отрасли.

Нефтегазовый комплекс Казахстана уже сегодня по объему товарного производства занимает заметное место среди других отраслей. Конечно, и нефтяную промышленность затронул кризис, наблюдаемый во всей экономике, что проявилось, в частности, в снижении добычи нефти и газового конденсата. Однако по сравнению с другими отраслями положение здесь несколько лучше. В 1995 г. впервые удалось стабилизировать уровень добычи нефти. В прежние годы производство ежегодно падало на 8%.

Нынешний уровень добычи нефти теоретически вполне удовлетворяет потребности Казахстана. И республика уже сейчас может добывать до 70 млн т нефти. Вместе с тем, география внутреннего рынка страны, а именно удаленность основных районов производства нефти от главных регионов потребления нефтепродуктов создает существенные проблемы в самообеспечении экономики нефтяными ресурсами. Кроме того, отсутствие технических возможностей для свободного экспорта нефти затягивает выход на мировой рынок. Но несмотря на это при тесном сотрудничестве с российскими нефтяными компаниями удается сохранять объем экспорта на уровне 5-6 млн т в год. Это серьезный вклад отрасли в обеспечение стабильных валютных поступлений в экономику.

Поддерживая экономическое развитие страны в настоящее время, нефтяная промышленность в будущем может стать одним из ведущих секторов экономики Казахстана. В настоящее время Казахстан обладает крупными разведанными запасами углеводородного сырья, из которых нефть составляет 2,1 млрд т . Кроме того, прогнозные ресурсы как на суше, так и на шельфе Каспийского моря, прилегающем к территории Казахстана, оцениваются по нефти - в 12 млрд т.

Такие перспективы могут стать стимулом для иностранных компаний в налаживании сотрудничества с Казахстаном. Тем более, что речь идет не о начале, а о продолжении такого сотрудничества. Ведь с 1991 г. в стране уже осуществляется 22 проекта в этой сфере с участием зарубежных партнеров.

Уровень добычи нефти в республике составляет сегодня около 1% от имеющихся доказанных запасов. Для удовлетворения собственных потребностей этот темп добычи вполне достаточен. Но Казахстан намерен занять достойное место на мировом нефтяном рынке, а потому предпринимает целый комплекс мер по наращиванию добычи, прежде всего за счет привлечения западных инвестиций. Общий объем прямых инвестиций по проектам, связанным с разработкой нефтяных месторождений, оценивался на начало 1997 года в 32,3 млрд долларов США, по проектам, связанным с разведкой углеводородных ресурсов, - в 8,2 млрд долларов.

Казахстан располагает достаточным кадровым потенциалом для планомерного развития отрасли. Опыт работы первых совместных предприятий показал, что казахские специалисты быстро осваивают западные технику и технологии и ни в чем не уступают своим иностранным коллегам.

Таким образом, Казахстан может и должен рассматриваться мировым сообществом, прежде всего европейским, как будущий крупный производитель и экспортер нефти и газа, а значит, и как перспективный рынок вложения инвестиций.

Этим целям служит и планомерная работа по формированию благоприятного инвестиционного климата. Принятие в 1995 году Закона о нефти стало новым этапом совершенствования внутреннего законодательства с целью демократизации инвестиционных процессов, достижения прозрачности нормативных процедур. В сочетании с новой редакцией Закона об иностранных инвестициях, Налоговым и Таможенным кодексами он создает достаточную правовую базу для защиты инвестиций. Законотворческая деятельность правительства не ограничилась этими актами. В 1997 году был принят специальный раздел Налогового кодекса о налогообложении недропользователей, где законодательно закрепляются принципы, принятые в международной практике.

Поощряя приток иностранных инвестиций, Казахстан преследует и свои внутренние цели. Среди них - структурная перестройка нефтяного комплекса, более полное и качественное удовлетворение внутренних потребностей в нефти, повышение отдачи от каждой единицы добываемого сырья. В соответствии с этими целями определен для себя ряд приоритетных проектов, на которых сосредоточили свои усилия.

Целесообразно заострить внимание на одном направлении - это укрепление инфраструктуры нефтяной отрасли. Нефтедобывающие предприятия находятся в непосредственной близости к Каспийскому морю. В результате подъема его уровня многие инженерные сооружения, жилые поселки оказались под угрозой затопления, а несколько старых месторождений уже под водой. Задача состоит в том, чтобы найти техническое решение по защите от затопления и организовать финансирование работ. Традиционно здесь применяли земляные дамбы, однако во многих местах подъем воды уже дошел до критического уровня. Здесь также намерены привлекать иностранные инвестиции, специализированные инженерные и строительные фирмы.

Стоит отметить и то, что в настоящее время в отрасли активно идет процесс совершенствования структуры управления, а также осуществляется ее реструктуризация. В области добычи нефти и газа наряду с государственными все больше появляется предприятий с иностранным участием, а также небольших фирм с частным отечественным капиталом. Эта тенденция будет углубляться. В Казахстане намерены форсировать процесс отделения вспомогательных производств (бурение, капитальный и подземный ремонт скважин, предприятия по обеспечению социальной сферы) от основного производства, как это принято во многих странах мира.

Кроме того, здесь есть первый опыт проведения международного тендера по продаже активов акционерных обществ нефтегазовой отрасли. Обобщив его, можно будет посредством таких тендеров планомерно создавать многоукладную структуру отрасли, стабилизировать производство на государственных предприятиях и одновременно наращивать его на предприятиях с частным капиталом.

Приватизация и реструктуризация нефтяной отрасли также являются объектом вложения иностранных инвестиций. На базе отделяемых от добычи предприятий бурения и капитального ремонта скважин можно создавать совместные предприятия или непосредственно дочерние компании специализированных фирм, относящихся к категории среднего и малого бизнеса.

Сейчас проводится анализ технико-экономических и политических критериев проектов транспортировки нефти через Россию и далее от Новороссийска через Турцию до терминала Джейхан, а также через Иран, Болгарию, Грецию, и, наконец, через Китай - на восточный берег Тихого океана. Некоторые маршруты еще в стадии обсуждения, а по иным подписаны контракты.

Специально созданный Каспийский трубопроводный консорциум завершает проект, который будет одним из самых грандиозных в нефтяном бизнесе. Общая протяженность трубопровода от месторождения Тенгиз до черноморского порта Новороссийск составляет 1500 км., пропускная способность - 60 млн. т. в год.

Особый интерес представляют возможные пути сотрудничества Казахстана с Китаем в нефтегазовой сфере, в частности, в транспортировке нефти. В Китай казахская нефть может поступить после завершения строительства первой и второй очередей нефтепровода Западный Казахстан - Кумколь и значительного роста объема добычи нефти в Западном и Центральном Казахстане. Словом, возможностей для бизнеса в Казахстане достаточно. И у этой республики есть все шансы стать крупным производителем и экспортером нефти.

Заключение

Карачаганак - перспективная нефтегазовое месторождения. Сегодня на Карачаганаке достигнут рекордный уровень добычи. Месторождение является крупнейшим газодобывающим предприятием в Казахстане, показатели добычи которого составляют примерно 45 процентов всей добычи газа в Республике и около 16 процентов общего производства жидких углеводородов. В 2010 году на Карачаганаке было добыто примерно 133,7 миллионов баррелей нефтяного эквивалента.

С Карачаганакским нефтегазоконденсатным месторождением жители Западно-Казахстанской области связывают большие надежды. И вполне оправданно. Карачаганак сегодня -- самый большой коллектив, производство, основанное на передовых технологиях, крупные инвестиции и работа на уровне мировых стандартов.

Значение месторождения для экономики и области, и страны действительно огромно. По запасам углеводородов оно считается одним из самых крупных в мире. На разработке подземных богатств задействован альянс таких известных компаний, как британская «Би Джи Групп», итальянская «Эни», американская «Шеврон» и российская ЛУКОЙЛ. В 2003 году на открытии перерабатывающего комплекса и трубопровода, давшего выход карачаганакской нефти на внешние рынки, Президент Нурсултан Назарбаев назвал Карачаганакский проект успешным и эффективным, определяющим перспективы развития региона на несколько десятилетий вперед. А опыт Карачаганака -- чрезвычайно важным и достойным использования нефтяниками и газовиками на других месторождениях, в частности на казахстанском секторе Каспийского моря.

Шифр нефти Карачаганак: 21113.

По содержанию серы: до 2% сернистые

По выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350⁰С: 62,95%

По потенциальному содержанию базовых масел: 37,05%

В зависимости от значения индекса вязкости (ИВ) базовых масел: 121

По содержанию твердых алканов (парафинов): 6%

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1) СП «Бектель Снампрожетти»: «Проект разработки месторождения Карачаганак», 1999г.

2) Н.К. Надиров «Нефть и газ Казахстана» 2 том.

Размещено на Allbest.ru