Главная Коллекция "Otherreferats" Экономика и экономическая теория Нефтегазовая индустрия Республики Казахстан

Нефтегазовая индустрия Республики Казахстан

Анализ современного состояния нефтяной отрасли Казахстана, текущее состояние разработки месторождений, действующие нефтеперерабатывающие мощности. Модернизация и развитие транспортных систем. Источники финансирования нефтехимической промышленности.

Рубрика Экономика и экономическая теория
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 08.02.2015
Размер файла 645,3 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Так, в случае роста объемов перевозок грузов необходимо увеличение существующих участковых скоростей движения поездов для чего требуется проведение следующих мероприятий:

капитальный ремонт пути на - участке 50 км;

средний ремонт пути на участке 150 км;

смена старогодних шпал новыми (40 км);

капитальный ремонт мостов на 230 и 283 км на участке Мангистау-Бейнеу.

Развитие инфраструктуры Каспийского региона предполагает разработку и утверждение комплексного плана развития инфраструктуры для нефтяных операций в КСКМ, а именно строительство и развитие существующих нефтеналивных терминалов отправителей и получателей, включая строительство пунктов подготовки цистерн (ППС) на терминалах и нефтеналивных станциях (Шагыр, Кызылорда, Белкуль, Жусалы, Терень-Узяк, Бестамак, Макат), устройства предварительной очистки нефти от примесей перед наливом в целях недопущения образования твердых остатков цистерн после слива грузов.

В 2004-2005 годы за счет средств ТОО «Тенгизшевройл» планируется реконструкция участка Мангистау - Кульсары для пропуска тяжеловесных грузов для чего необходимо введение системы автоблокировки с тональными рельсовыми цепями без проходных светофоров на перегонах, переустройство воздушных переходов линий электропередач, укладка обводных путей на станциях Сай-Утес и Шетпе и восстановление обводного пути моста на 339 км участка Мангистау - Бейнеу.

В 2004-2005 годах предполагается реабилитировать железнодорожный путь за счет модернизации и обновления. Особое внимание будет уделено соблюдению технологии работ, их качество для обеспечения правил безопасности движения поездов, приведение объектов в соответствии с Правилами технической эксплуатации.

Строительство новых железнодорожных линий и подъездных путей необходимо также для освоения перспективных месторождений природных ресурсов и новых промышленных центров.

В целях выполнения перспективных планов перевозок грузов прикаспийского региона запланирован ряд мероприятий в разрезе усиления пропускной и перерабатывающей способности станций и железнодорожных участков. На 2004-2005 годы планируется реализация следующих проектов:

реконструкция сортировочных систем станций Макат, Мангышлак Атырауского отделения перевозок;

открытие разъездов № 102, 46, 202, 174 на Актюбинском отделении перевозок;

реконструкция станций Бестамак Актюбинского отделения перевозок;

реконструкция станции Махамбет Атырауского отделения перевозок;

комплексная автоматизация перевозочного процесса с внедрением автоматизированных систем управления на крупных сортировочных, участковых и грузовых станциях Западного региона.

1.4 Действующие нефтеперерабатывающие мощности

В настоящее время на территории Республики Казахстан действуют три нефтеперерабатывающих завода:

ТОО “Атырауский нефтеперерабатывающий завод” (АНПЗ);

ЗАО “Павлодарский нефтехимический завод” (ПНХЗ);

ОАО “Петро Казахстан Ойл Продакс” (ПКОП).

Заводы не имеют полной загруженности производственных мощностей из-за отсутствия спроса на продукцию в объеме проектируемых мощностей и низкого уровня глубины переработки сырья.

Производственные мощности составляют 18 млн. тонн в год, при этом средняя загрузка мощностей НПЗ (около 40%) отрицательно сказывается на работе оборудования и глубине переработки сырья.

В 2006 году на НПЗ Казахстана переработано 8000 тыс. тонн нефти (112.4% от 2002 года), в том числе на АНПЗ переработано - 2000 тыс. тонн, на ПНХЗ - 2500 тыс. тонн, ПКОП - 4000 тыс. тонн.

В 2006 году НПЗ произведены следующие нефтепродукты: автобензин - 1700 тыс. тонн; авиакеросин - 300 тыс. тонн; дизельное топливо - 2500 тыс. тонн; мазут - 2500 тыс. тонн; газ сжиженный - 2500 тыс. тонн.

АНПЗ был построен в 1945 году. Производственная мощность завода составляет 5 млн. тонн в год, глубина переработки тяжелой нефти с высоким содержанием парафина в 2002 году составила 63.69%, отбор светлых фракций - 41.1%. АНПЗ связан с нефтедобывающими предприятиями системой трубопроводов, технологическое и основное оборудование физически и морально устарело. До 2003 года АНПЗ выпускал сжиженные газы, автобензин, дизтопливо, мазут, авиакеросин, масла, печное топливо, кокс, уайт-спирит, битум. Себестоимость нефтепродуктов выше аналогичных российских и затраты на переработку нефти почти в 2 раза выше ПКОП и ПНХЗ.

В настоящее время на АНПЗ завершены работы по модернизации и реконструкции.

Реконструкция и модернизация АНПЗ включает в себя внедрение современных технологий по гидроочистке бензина, изомеризации легких фракций и гидроочистке/каталитической депарафинизации дизельного топлива. В результате этого Республика Казахстан сможет производить топливо для двигателей, которое будет отвечать казахстанским и мировым требованиям и стандартам, особенно по экологическим нормам.

Для увеличения номенклатуры и улучшения качества выпускаемой продукции сооружены новые технологические установки и выполнена частичная реконструкция существующих установок:

бензиновая установка - исключение соединений свинца из нынешней бензиновой продукции без ухудшения качества;

новая установка гидроочистки дизельного топлива/депарафинизации - улучшение показателей содержание серы в дизельной продукции в летний период, а также характеристики застывания и содержание серы в зимний период;

новая установка производства серы - уменьшение содержание SO2 в отходящих газах с существующих и новых печей, уменьшение содержание H2S в сбросах сточных вод;

модификация установки АТ-2 - возможность обработки в будущем новой легкой нефти как Тенгизская;

дополнительные сооружения общезаводского хозяйства - промежуточные емкости - хранилища, емкости - хранилища СНГ, новые факельные трубы для общих, кислых газов и СНГ;

добавление других сооружений - установки генерации Н2, системы воды градирен.

Реконструкции АНПЗ улучшит экологическую ситуацию в Атырауской области путем сокращения выбросов токсичных веществ и отходов и путем замены этилированного бензина на неэтилированные сорта и использование очищенного от серы дизельного топлива.

Реализация данного проекта имеет большое значение при применении новых технологий в увеличении прибыльности и охраны окружающей среды.

ПНХЗ - сдан в эксплуатацию в 1978 году. Техническое состояние завода позволяет выпускать широкий ассортимент нефтепродуктов: автобензин, керосин, дизтопливо, мазут, котельное топливо, битум, сжиженный газ, серу, кокс, в виде побочной продукции - пропан-пропиленовая фракция (при полной загруженности завода), в том числе пропилен, бутан-бутиленовая фракция, в том числе изобутилен, н-бутилены. “Побочная” продукция используется в качестве бытового топлива. Доля светлых нефтепродуктов в лучшие времена достигала 36% в общем объеме продукции. При максимальной загрузке завода его доля в общем объеме производства нефтепродуктов в Казахстане по бензину и керосину может составить 50%, а по дизтопливу - 40%. Проектная мощность ПНХЗ - 7 млн. тонн нефти в год. На протяжении последних лет объемы его переработки не превышали 3-3,5 млн. тонн в год. Глубина переработки в настоящее время составляет около 76%.

ПКОП - проектная мощность составляет 6 млн. т. в год. Нефть на переработку поступает от нефтедобывающих предприятий южной группы: АО «Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз», ЗАО «Тургай - Петролеум»”, ТОО СП «Казгермунай» и др. Глубина переработки сырья составляет около 51%. ПКОП (ранее - ШНОС) был введен в эксплуатацию в 1985 году. В настоящее время в ассортименте товарной продукции ПКОП имеются различные марки бензина, дизельное топливо, керосин, сжиженный газ, мазут. За счет модернизации действующего производства расширился ассортимент выпускаемой продукции. Освоены такие виды как бензин АИ-85, АИ-93, АИ-95, авиационный керосин РТ, также готовится к выпуску бензины марок АИ-92, АИ-96.

Основные выводы:

В настоящее время на территории Республики Казахстан действуют три нефтеперерабатывающих завода:

1. ТОО “Атырауский нефтеперерабатывающий завод” (АНПЗ);

2. ЗАО “Павлодарский нефтехимический завод” (ПНХЗ);

3. ОАО “Петро Казахстан Ойл Продакс” (ПКОП).

В 2006 году на НПЗ Казахстана переработано 8000 тыс. тонн нефти (112.4% от 2002 года), в том числе на АНПЗ переработано - 2000 тыс. тонн, на ПНХЗ - 2500 тыс. тонн, ПКОП - 4000 тыс. тонн.

Для удовлетворения потребностей республики в нефтепродуктах и повышения эффективности их производства необходимо:

· Реконструкция АНПЗ;

· Модернизация ПКОП.

Основные цели этих проектов:

· Увеличение глубины переработки;

· Увеличение объема производства светлых нефтепродуктов;

· Повышение качества продукции до международных стандартов.

1.5 Анализ потребления нефти в Республике Казахстан

В настоящее время потребление нефти в Республике Казахстан связано, в основном, только с нефтеперерабатывающей отраслью.

По итогу 2006 г. в Республике Казахстан добыто 51 млн. тонн нефти и газоконденсата и на нефтеперерабатывающих заводах переработано 8000 тыс. тонн, что составило 17 % от всего добытого объема за отчетный период, при этом:

Атырауским НПЗ переработано 2000 тыс. тонн, по сравнению с 1900 тыс. тонн, в 2005 г., Павлодарским НХЗ переработано 2500 тыс. тонн, по сравнению с 2000 тыс. тонн в 2005 г. и ОАО “Петро Казахстан Ойл Продакс” переработано 4000 тыс. тонн, по сравнению с 3500 тыс. тонн в 2005 г.

Всего выработано 1700 тыс. тонн автобензина, по сравнению 1600 тыс. тонн в 2005 г., в том числе:

Атырауским НПЗ выработано 315 тыс. тонн, по сравнению 313 тыс. тонн в 2005 г., Павлодарским НХЗ выработано 600 тыс. тонн, по сравнению 500 тыс. тонн в 2002 г. и ОАО “Петро Казахстан Ойл Продакс” выработано 850 тыс. тонн, по сравнению 800 тыс. тонн в 2005 г.

Всего выработано 2500 тыс. тонн дизельного топлива, по сравнению 2200 тыс. тонн в 2005 г., в том числе:

Атырауским НПЗ выработано 700 тыс. тонн, по сравнению 718 тыс. тонн в 2005 г., Павлодарским НХЗ выработано 700 тыс. тонн, по сравнению 600 тыс. тонн в 2002 г. и ОАО “Петро Казахстан Ойл Продакс” выработано 1200 тыс. тонн, по сравнению 1000 тыс. тонн в 2002 г.

Всего выработано 300 тыс. тонн авиакеросина, по сравнению 250 тыс. тонн в 2002 г., в том числе:

Атырауским НПЗ выработано 13 тыс. тонн, по сравнению 14 тыс. тонн в 2002 г., Павлодарским НХЗ выработано 75 тыс. тонн, по сравнению 45 тыс. тонн в 2002 г. и ОАО “Петро Казахстан Ойл Продакс” выработано 200 тыс. тонн, по сравнению 185 тыс. тонн в 2002 г.

Всего выработано 2500 тыс. тонн мазута, по сравнению 2400 тыс. тонн в 2002 г., в том числе:

Атырауским НПЗ выработано 700 тыс. тонн, по сравнению 600 тыс. тонн в 2002 г., Павлодарским НХЗ выработано 400 тыс. тонн, по сравнению 550 тыс. тонн в 2002 г. и ОАО “Петро Казахстан Ойл Продакс” выработано 1300 тыс. тонн, по сравнению 1200 тыс. тонн в 2002 г.

Всего выработано 1000 тыс. тонн сжиженного газа, по сравнению 900 тыс. тонн в 2005 г., в том числе:

Атырауским НПЗ выработано 3 тыс. тонн, по сравнению 2 тыс. тонн в 2005 г., Павлодарским НХЗ выработано 100 тыс. тонн, по сравнению 80 тыс. тонн в 2005 г., ОАО “Петро Казахстан Ойл Продакс” выработано 130 тыс. тонн, по сравнению 110 тыс. тонн в 2005 г., ПФ «Озенмунайгаз» АО «РД «Казмунайгаз» УПГ выработано 70 тыс. тонн по сравнению 60 тыс. тонн в 2005 г. и ТОО «Тенгизшевройл» 700 тыс. тонн по сравнению 600 тыс. тонн в 2005 г.

Несмотря на относительное снижение удельной доли переработанного объема нефти и газоконденсата, сравнительно улучшилась загрузка действующих нефтеперерабатывающих заводов республики.

Постепенно, из года в год, увеличивается доля переработки нефти и нефтегазоконденсата, что в последующем, с достижением проектных мощностей, по различным оценкам, может обеспечить переработку нефти в объеме от 17 млн. тонн до 18 млн. тонн, соответственно выполняя модернизацию и технологическое обновление в направлении повышения качества конечных продуктов и увеличивая глубину переработки сырья.

Вторым и наиболее важным комплексом в потреблении нефти, газоконденсата и газа является нефтехимическая отрасль.

Но в настоящее время практически отсутствует потребление нефти и нефтегазоконденсата в нефтехимической отрасли, в основном, перерабатывается попутный газ и такое положение ставит определенные задачи в перспективе более широкое вовлечение нефтехимической отрасли в переработке, который создаст предпосылки развитию этой отрасли и уменьшении доли сырьевого экспорта.

Строительство и пуск в эксплуатацию новых нефтехимических комплексов, а также модернизация и технологическое обновление действующих нефте - и газоперерабатывающих заводов:

создадут основу для формирования и развития в Республике Казахстан вертикально - интегрированных структур, деятельность которых может осуществляться от добычи и очистки нефти, газа до создания действующих технологий и производств по глубокой комплексной переработке углеводородного сырья и выпуска нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью;

позволят развивать производственную инфраструктуру отечественной нефтехимической отрасли, что обусловит создание полноценного рынка нефтехимической продукции;

уменьшат зависимость экономики Казахстана от конъюнктуры мировых цен на нефть и газ, обеспечат наполнение внутреннего рынка нефтехимической продукцией отечественного производства.

Основные выводы:

В 2006 г. в Республике Казахстан добыто 50 млн. тонн нефти и газоконденсата и на нефтеперерабатывающих заводах переработано 8000 тыс. тонн, что составило 17 % от всего добытого объема за отчетный период,

Строительство и пуск в эксплуатацию новых нефтехимических комплексов, а также модернизация и технологическое обновление действующих нефте - и газоперерабатывающих заводов:

создадут основу для формирования и развития в Республике Казахстан вертикально - интегрированных структур, деятельность которых может осуществляться от добычи и очистки нефти, газа до создания действующих технологий и производств по глубокой комплексной переработке углеводородного сырья и выпуска нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью;

позволят развивать производственную инфраструктуру отечественной нефтехимической отрасли, что обусловит создание полноценного рынка нефтехимической продукции;

уменьшат зависимость экономики Казахстана от конъюнктуры мировых цен на нефть и газ, обеспечат наполнение внутреннего рынка нефтехимической продукцией отечественного производства.

1.6 Рынок нефти

Перспективы развития нефтяного сектора в Казахстане нельзя рассматривать в отрыве от тенденций, преобладающих на мировых рынках энергоносителей. Развитие мировых рынков энергоносителей в свою очередь будет зависеть от темпов экономического роста в мире.

Энергетическое Информационное Агентство Министерства США (EIA) в мае 2003 г. опубликовало сценарный, долгосрочный прогноз развития мировой экономики на 2001 - 2025 годы (базовый, оптимистический и пессимистический сценарии развития) (таблица 1.6.1).

Согласно базовому сценарию мировая экономика за 20 лет увеличит свой потенциал в 2.1 раза, и будет развиваться со скоростью 3.1% в год.

По базовому сценарию среднегодовой темп мирового экономического роста в 2001-2025 гг. составит (таблица 1.6.2):

· в промышленно развитых странах - 2.6%. При этом в странах Северной Америки темпы развития (3.1%) прогнозируются более высокие, чем в западной Европе (2.3 %) и в Азии (2%);

· в странах Восточной Европы и бывшего СССР - 4 %. Темпы развития экономики в странах Восточной Европы (4.2%) будут несколько выше, чем в государствах бывшего СССР (3.8%);

· в развивающих странах - 4.6%.

Среди крупных стран мира развитие экономики Китая продолжится самыми высокими темпами (6.2%). В других странах Азии темпы развития экономики также будут выше, чем в развитых странах (5.1%).

В государствах Ближнего Востока, Африки и Латинской Америки экономический рост прогнозируется в коридоре 3.6-3.9%.

В последние три года доля стран ОПЕК в мировом производстве нефти сократилась на 1.3 %, соответственно возросла доля стран - членов ОЭСР на 0.14%, государств бывшего СССР на 0.8%, в других стран на 0.5%. Доля Казахстана в общемировой добыче нефти за 2001 - 2003 г. увеличилась на 0.2%.

В 2001 - 2006 г.г. на мировом рынке нефти обеспечивается баланс между спросом и предложением. Колебание этих показателей имеет амплитуду от минус 1.8% до плюс 1.2% (таблица 1.6.3).

Таблица - 1.6.1. Темпы роста мировой экономики в 2001-2025г., в%

Сценарии

2005

в % к

2000

2010

в % к

2005

2015

в % к

2010

2020

в % к

2015

2025

в % к

2020

2025

в % к

2000

Базовый

Оптимистический

Пессимистический

113,8

119,8

108,0

118,0

124,2

112,0

117,0

123,2

111,0

116,3

122,5

110,2

115,7

122,0

109,6

211,6

273,8

162,1

Источник: прогноз EIA, май 2003г.

Таблица - 1.6.2. Среднегодовой прирост ВВП по регионам в 2001-2025 гг, в %

Экономика и страны

Сценарии

Базовый

Оптимисти

ческий

Пессимисти

ческий

Всего, мировая экономика

Промышленно развитые

Страны

Северная Америка

США

Западная Европа

Япония

Восточная Европа и бывший СССР

3,1

2,6

3,1

3

2,3

1,8

4

4,2

3,7

4,2

4,1

3,4

2,8

6,6

2

1,6

2,1

2

1,3

0,7

2,9

Бывший СССР

Развивающиеся страны

Азиатские

Китай

Индия

Ближний Восток

Африка

Центральная и Южная Америка

3,8

4,6

5,1

6,2

5,2

3,6

3,6

3,9

6,4

5,6

6,2

7,2

6,3

4,7

4,6

5

2,8

3,2

3,5

3,6

4,2

2,6

2,5

2,9

Источник: прогноз EIA, май 2003г

Таблица - 1.6.3 Мировой рынок нефти (млн. баррелей в день)

2001

Доля в

общем

объеме

2002

Доля в

общем

объеме

2003

Доля в

общем

объеме

Общемировое потребление

76,1

100,0

77,5

100,0

79,1

100,0

Всего страны ОЭСР

47,8

62,8

48,2

62,2

49,2

62,2

из них:

США

19,6

25,8

19,7

25,8

20,3

26,1

Европа

15,3

20,1

15,3

20,0

15,4

19,8

Япония

5,4

7,1

5,4

7,1

5,4

6,9

Страны не ОЭСР

28,3

37,2

29,3

37,8

29,9

37,8

из них:

0,0

0,0

0,0

Бывший СССР

3,6

4,7

3,7

4,8

3,7

4,8

Китай

4,9

6,4

5,0

6,5

5,6

6,8

Остальная Азия

7,3

9,6

7,4

9,7

7,4

9,5

Общее мировое

Производство

76,7

100,0

76,6

100,0

79,3

100,0

Страны ОЭСР

23,2

30,2

24,0

31,3

24,6

31,0

США

8,9

11,6

9,1

12,0

9,2

11,8

Канада

2,8

3,7

3,0

4,0

3,1

4,0

Мексика

3,6

4,7

3,7

4,9

3,8

4,9

Страны Северного моря

6,3

8,2

6,3

8,3

6,3

8,1

Страны не ОЭСР

53,5

69,8

52,6

68,7

54,7

69,0

ОПЕК

30,1

39,2

27,9

36,9

29,6

37,9

Бывший СССР

8,8

11,5

9,2

12,2

9,6

12,3

Казахстан

0,8

1,0

0,9

1,2

1

1,3

Китай

3,3

4,3

3,3

4,4

3,3

4,2

Прочие страны не ОЭСР

11,2

14,6

11,6

15,3

11,8

15,1

Отношение мирового

Спроса и предложения на нефть

99,2

101,2

99,7

Источник: Департамент энергетики США (EIA- Energy Information Administration)

Таблица - 1.6.4 Превышение производственных мощностей над производством нефти, млн. барр. в сутки

Годы

1990

2001

2005

2010

2015

2020

2025

Всего в мире

ОПЕК

Персидский Залив

Другие страны ОПЕК

Страны не входящие в ОПЕК

Промышленно развитые

США

Западная Европа

Евразия

Страны бывшего СССР

Остальные страны

2,7

2,7

2,5

0,2

0

0

0

0

0

0

0

2,2

2,2

1,8

0,4

0

0

0

04

0

0

0

3,5

3,5

2,8

0,7

0

0

0

0

0

0

0

4,6

4,6

3,9

0,7

0

0

0

0

0

0

0

4,9

4,9

3,8

1,1

0

0

0

0

0

0

0

5,7

5,7

4,3

1,4

0

0

0

0

0

0

0

6,2

6,2

4,7

1,5

0

0

0

0

0

0

0

Источник: прогноз EIA, май 2003г

Таблица - 1.6.5 Прогнозная структура мировой добычи нефти до 2025 года, в % к мировой добычи нефти

Годы

1990

2001

2005

2010

2015

2020

2025

Всего в мире

ОПЕК

Персидский Залив

Другие страны ОПЕК

Страны не входящие в ОПЕК

Промышленно развитые

США

Западная Европа

Евразия

Страны бывшего СССР

Китай

Остальные страны

100

36,7

24,3

12,4

63,3

30,1

14,5

6,9

21,7

17,1

4,2

11,4

100

39,5

26,8

12,7

60,5

30,1

11,7

9,0

16,0

11,4

4,3

14,4

100

39,2

26,9

12,3

60,8

29,0

11,2

8,2

16,7

12,0

4,3

15,1

100

40,4

27,8

12,7

59,6

27,2

10,3

7,3

17,4

13,0

4,0

15,0

100

42,1

29,7

12,4

57,9

24,5

9,1

6,1

17,4

13,5

3,6

16,1

100

44,7

32,1

12,6

55,3

22,5

8,7

5,2

17,0

13,4

3,2

15,8

100

47,0

34,2

12,8

53,0

20,5

7,9

4,3

19,7

15,9

3,4

18,7

Источник: прогноз EIA, май 2003г

Функционирование мирового рынка нефти в период до 2025 года будет происходить в условиях превышения мощностей по добыче нефти над прогнозируемым спросом. Причем резервы по предложению нефти будут сосредоточены исключительно в странах Персидского залива.

В связи с этим, прогнозные показатели EIA по добыче нефти на 2005 - 2025 годы определены с учетом интересов стран Запада по обеспечению диверсификации предложения между ОПЕК и государствами, которые не входят в этот картель (таблица 1.6.4).

В пересчете на годовой объем добычи по данным EIA указанные резервы мощностей по добыче нефти в государствах Персидского залива составляют:

· 2005 году - 168 млн. тонн;

· 2010 году - 220 млн. тонн;

· 2015 году - 235 млн. тонн;

· 2020 году - 273 млн. тонн;

· 2025 году - 297 .млн. тонн

ОПЕК, вероятно, в рамках определенной для картеля доли, будет определять квоты для своих членов. Имея резервы мощностей по добыче нефти ОПЕК также будет регулировать уровень мировых цен на нефть в зависимости от текущего состояния спроса и предложения.

В долгосрочной перспективе доля присутствия стран ОПЕК на мировом рынке будет увеличиваться с 39.5% в 2005 году до 42.1% - в 2015 году и 47% - в 2025 году (таблица 1.6.5).

Прогнозируется увеличение доли государств бывшего СССР на мировом рынке нефти с 12% в 2005 году до 13.5% - 2015 году и 15.9% - в 2025 году.

В пересчете в млн. тонн, добыча нефти в странах бывшего СССР по базовому сценарию прогноза EIA может составить:

· 2005 г. - 465 млн. тонн;

· 2010 г. - 557 млн. тонн;

· 2015 г. - 638 млн. тонн;

· 2020 г. - 691 млн. тонн;

· 2025 г. - 763 млн. тонн.

При этом в 2025 году общий прирост добычи нефти по сравнению с 2005 годом в государствах бывшего СССР может составить 297 млн. тонн, в том числе прирост по пятилеткам: 2010 г.- 91 млн. тонн, 2015 г. -81 млн. тонн, 2020 г.- 52 млн. тонн, 2025 г. - 72 млн. тонн.

Необходимо отметить, что указанный прирост добычи нефти в странах бывшего СССР адекватен резерву мощностей по добыче нефти в странах Персидского залива.

В 2005 - 2025 годах в соответствии с базовым сценарием EIA мировой спрос и предложение на нефть, в основном, будут сбалансированы. Внутреннее производство не будет удовлетворять потребность в нефти в странах ОЭСР, Китае, и в некоторых развивающихся странах Азии. Превышение предложения над спросом будет иметь место только в странах Ближнего Востока и государствах бывшего СССР.

Согласно базовому варианту прогноза, мировой спрос на нефть вырастает с 76 млн. баррелей в сутки в 2000 г. до 98 млн. в 2015 г. и до 118млн. баррелей к 2025 г. (таблица 1.6.6).

Более 55% мирового прироста потребления нефти за 2001 - 2025 годы приходится на Китай и другие развивающиеся страны. В этой группе стран самые высокие темпы роста прогнозируются в Индии и Пакистане, которые более чем в два раза превышают общемировой спрос. Россия и другие страны с переходной экономикой увеличат мировой спрос еще на 6 млн. баррелей в сутки.

Прогноз мирового спроса на нефть разработан с учетом специфики развития различных экономик в области энергосбережения. Если в целом по мировой экономике на 1% прироста ВВП по базовому сценарию в прогнозируемом периоде необходимо увеличить потребление нефти на 0.58%, то в Западной Европе это составит 0.17%, Японии - 0.44 %, в Индии 0.77%, развивающихся странах Азии - 0.59%. Традиционно низкий уровень потребления нефти на прирост ВВП будет сохраняться в Африке (таблица 1.6.7).

При всех сценариях главным инструментом обеспечения паритета цен на мировом рынке нефти, является государственная политика стран Запада, и прежде всего США.

В настоящее время не все страны ОПЕК имеют достаточные резервы по наращиванию добычи нефти. Дополнительными мощностями по добыче нефти обладают только Кувейт, Ирак и Саудовская Аравия, все остальные работают на пределе. Однако, эти резервы оцениваются в объеме, превышающем 160 млн. тонн в год, что, по оценке МЭА, значительно превышает все прогнозируемые уровни добычи каспийской нефти.

Относительно высокий уровень цен на нефть обеспечивается за счет следующих факторов:

· высоким экономическим интересом стран, где затраты на добычу нефти низкие, продать свою продукцию дороже, что позволяет им получать значительно больший доход от экспорта 1 барреля нефти, чем получают его страны с более высоким уровнем затрат;

· стремление государств ОЭСР диверсифицировать импорт нефти, с целью недопущения политического давления со стороны ОПЕК. Можно констатировать, что в мировом сообществе имеется консенсус в области политики средних мировых цен на нефть, однако, необходимо учитывать, что в долгосрочной перспективе ОПЕК будет принимать меры по восполнению утраченных позиций на мировом рынке.

· Несмотря на утрату прежних позиций в мировой добыче нефти, ОПЕК нашла свою нишу в современных международных отношениях. Она определяет уровень цен на нефть, и в этом качестве сохранится еще, как минимум, на 20-25 лет.

Международными экспертами отмечается, что на рынке проявляется глобальная тенденция перемещения цены на нефть из коридора $ 100-110 за баррель на уровень $200.

Темпы роста мировой экономики на ближайшую перспективу 3-5 лет оцениваются крупными мировыми нефтяными консалтинговыми агентствами на среднегодовом уровне от 2.5 до 3%, что соответствует темпам увеличения потребления нефти в диапазоне 1-1.5% в год.

Общие тенденции развития мирового рынка нефти будут определяться характером взаимоотношений ОПЕК и стран-импортеров нефти (консолидация ОПЕК и развитие диалога со странами-импортерами или «контролируемый кризис и конфронтация»).

Таблица - 1.6.6 Прогноз мирового спроса в нефти согласно базовому сценарию (млн. баррелей в сутки)

Годы

2000

2005

2010

2015

2020

2020

Прирост к 2000 г

Стру

ктура

прир

оста,

%

Весь мир

Страны ОЭСР

Развивающиеся страны

Китай

Ближний Восток

Остальные

развивающиеся страны

Восточная Европа и бывший Советский Союз

76,9

44,1

27,6

4,8

5,3

17,5

5,2

81,1

45,6

29,4

5,5

5,4

18,5

6,1

89,6

49,3

33,5

6,5

6,2

20,8

6,8

98,8

52,9

38,7

7,7

7

24

7,2

108,2

55,8

44,5

9,4

7,9

27,2

7,9

118,2

59,3

50,7

10,9

8,9

30,9

8,8

41,9

15,2

23,1

6,1

3,6

13,4

3,6

100,0

36,3

55,1

14,6

8,6

32,0

8,6

Источник: прогноз EIA, май 2003г

Таблица - 1.6.7 Эластичность прироста потребления нефти к росту ВВП (отношение среднегодового прироста потребления к приросту ВВП)

Сценарии

Базовый

Оптимистический

Пессимистический

Всего, мировая

Экономика

Промышленно

Развитые страны

Северная Америка

США

Западная Европа

0,58

0,50

0,58

0,57

0,17

0,64

0,49

0,52

0,49

0,29

0,50

0,44

0,62

0,65

-0,15

Япония

Восточная Европа и

Бывший СССР

Бывший СССР

Развивающиеся страны

Азиатские

Китай

Индия

Ближний Восток

Африка

Центральная и Южная

Америка

0,44

0,53

0,53

0,54

0,59

0,53

0,77

0,58

0,33

0,54

0,57

0,65

0,64

0,63

0,63

0,56

0,79

0,74

0,50

0,54

0,00

0,45

0,43

0,44

0,49

0,47

0,71

0,35

0,08

0,55

Источник: прогноз EIA, май 2003г

Основные выводы:

Таким образом, приняв базовый сценарий развития мирового рынка нефти при котором мировая экономика будет развиваться стабильными темпами, можно сделать вывод, что

в Казахстане развитие нефтяной отрасли будет осуществляться следующим образом:

· будет обеспечен значительный прирост запасов нефти в результате проведения работ на шельфе Каспийского моря;

· будут реализованы один или более проектов строительства новых экспортных систем, при ограниченном доступе к существующим экспортным нефтепроводам через Российскую Федерацию;

· транспортные затраты будут расти;

· высокие цены на нефть приведут к снижению прибыльности переработки;

· усилится конкуренция за рынки сбыта, доходы от транзита и доступ к экспортным трубопроводам;

· сохранится высокая привлекательность инвестиций в нефтегазовую отрасль, при высокой конкуренции за инвестиционные ресурсы;

· обострится проблема доступа к производственным ресурсам (инфраструктуры) при активной конкуренции в сервисном секторе.

2. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ПРОЕКТА

В соответствии со «Стратегией развития Республики Казахстан до 2030 года» главной целью развития нефтяной отрасли Казахстана в рамках настоящего дипломного проекта является кратное повышение социально-экономического эффекта от увеличения добычи и рационального использования ресурсов нефти, а также транзитных возможностей транспортных систем в интересах более полного обеспечения потребностей внутреннего рынка и дальнейшего увеличения экспортного потенциала страны.

Для достижения вышеуказанной цели предполагается реализация ряда конкретных организационно-технических мероприятий и инвестиционных проектов, предусматривающих решение следующих задач:

· развитие ресурсного потенциала по запасам нефти на суше и море;

· развитие мощностей по добыче нефти с разработкой новых нефтяных и нефтегазовых месторождений на суше и море;

· обеспечение максимальной утилизации попутно добываемого газа;

· развитие нефтеперерабатывающих мощностей и нефтехимической отрасли;

· модернизация и развитие транспортных систем;

· увеличение экспортного потенциала страны по поставкам нефти и нефтепродуктов;

· организация эффективного и рационального мониторинга объектов нефтяной отрасли;

· увеличение занятости населения и обеспечение нефтяной отрасли квалифицированным кадровым персоналом;

· совершенствование нормативно-правовой и технической документации нефтяной отрасли.

3. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ И МЕХАНИЗМЫ РЕАЛИЗАЦИИ

3.1 Развитие ресурсного потенциала нефтяной отрасли

3.1.1 Перспективы по доразведке и приросту запасов нефти

На Государственном балансе РК по состоянию на 01.01.2006 г. числящиеся перспективные ресурсы нефти категории С3 по сухопутной части составляют порядка 2000 млн.т. геологических и 800 млн.т. извлекаемых.

Состояние перспективных ресурсов по выделенным зонам КСКМ

В КСКМ выделены три зоны, соответствующие основным седиментационным бассейнам.

Зона 1 - Прикаспийская (Прикаспийская впадина);

Зона 2 - Устюрт-Бузачинская (Северо-Каспийское поднятие);

Зона 3 - Мангышлакская (Сегендыкско-Центрально-Мангистауский и Песчаномысско-Ракушечный районы).

На рисунках 3.1 - 3.3 приведены структуры с предполагаемыми извлекаемыми запасами нефти более 10 млн.т - 33 структуры.

В зоне 1 четыре структур имеют извлекаемые ресурсы более 100 млн.т - это Кайран, Актоты, Бурыншик и Южный Жамбай. В мезозойских объектах находится одна структура Абай с извлекаемыми ресурсами около 23 млн.т углеводородов и четыре структуры с извлекаемыми ресурсами до 20 млн.т.

В зоне 2 три структуры имеют оценку извлекаемых ресурсов выше 100 млн.т: Курмангазы - 900 млн.т, Дархан -154 млн.т и Тюб-Караган -134 млн.т. Две структуры - Жамбыл и Каламкас-море имеют оценку извлекаемых ресурсов выше 50 млн.т, соответственно, 53.4 млн.т и 76.3 млн.т.; две структуры с извлекаемыми ресурсами от 20 до 50 млн.т и десять структур с ресурсами от 10 до 20 млн.т.

В зоне 3 по двум структурам извлекаемые ресурсы оценены выше 100 млн.т - это Ракушечное-море (198.8 млн.т) и Нурсултан (124 млн.т). Структура Улытау имеет оценку извлекаемых ресурсов выше 20 млн.т и три структуры - от 10 до 20 млн.т.

На рисунке 3.4 приведено распределение извлекаемых ресурсов по зонам, а на рисунке 3.5 распределение извлекаемых ресурсов по структурам.

Рисунок 3.1 - Структура извлекаемых ресурсов Зоны 1

Рисунок 3.2 - Структура извлекаемых ресурсов Зоны 2

Рисунок 3.3 - Структура извлекаемых ресурсов Зоны 3

Рисунок 3.4 - Распределение извлекаемых ресурсов по Зонам

Рисунок 3.5 - Распределение извлекаемых ресурсов по структурам

Состояние прогнозных ресурсов Д1 и Д2 на суше

Учитывая высокую степень вовлеченности в разработку подготовленных запасов по месторождениям сухопутной части, возникает необходимость постановки поисково-разведочных работ. Проведенные исследования по оценке перспективных ресурсов в слабо изученных регионах в глубокозалегающих осадочных комплексах позволили оценить прогнозные ресурсы Казахстана категорий Д1 и Д2 по сухопутной части в объеме 22.0 млрд.т нефти, из которых извлекаемые оценены в объеме 6.6 млрд.т.

Наиболее значительные ресурсы Д1+ Д2 сосредоточены в палеозойском комплексе Прикаспийской впадины в объеме 14.5 млрд. геологических и 4.3 млрд.т извлекаемых. Ресурсы оценены до глубины 7.0 км.

Основными поисковыми объектами в подсолевом комплексе Прикаспия должны стать крупные зоны нефтегазонакопления: антиклинальные поднятия второго порядка, моноклинальные склоны бортов впадины, крупные зоны литолого-тектонического экранирования, что обеспечит экономическую эффективность поисков.

1. Необходимо проведение региональных сейсмических работ с целью изучения глубинного геологического строения Прикаспийской впадины по профилям, пересекающим всю впадину и её прибортовые зоны. В задачу изучения входит выделение приподнятых зон, прослеживание предполагаемой области развития карбонатов, выявление крупных карбонатных построений в центральной части впадины.

2. Расширение тематических исследований по переинтерпретации сейсмических материалов с целью просмотра коллекторских свойств пород на больших глубинах, прогноза фазового состояния углеводородов, моделирования развития впадины на различных этапах ее развития. Это позволит без существенных затрат обосновать перспективные структурно-тектонические зоны, под глубокое поисковое бурение. Первоочередными зонами, где рекомендуется сосредоточить исследования являются: 1) северная прибортовая зона, где выделены крупные поднятия Кузнецовский, Федоровский, Уральский. В этих зонах поверхность подсолевых отложений залегает на глубинах 5800-6500м; 2) Восточная прибортовая зона, где перспективными являются Жанатан-Локтыбайский, Жанажол-Торткольский участки, Караулкелдинское поднятие.

3. Юго-восточная и южная части Прикаспийской впадины перспективны, прежде всего, вдоль полосы Актюбинско-Астраханской системы поднятий.

В юго-восточной зоне необходимо проведение работ по уточнению нефтегазоносности северного склона Южно-Эмбинского поднятия.

В целом большие глубины залегания подсолевого комплекса, сложный характер строения, неопределенность с состоянием емкостно-фильтрационных свойств и других параметров определяют длительный период поиска и разведки на этот комплекс даже при наличии положительных результатов, требует многомиллиардных вложений. В связи с этим промышленное освоение палеозойских подсолевых ресурсов прибортовой части Прикаспийской впадины, скорее всего, выходит за рамки периода 2005-2020 гг.

Надсолевой комплекс Прикаспийской впадины перманентно исследуется на протяжении более 100 лет. Суммарная добыча на этих отложениях всеми предприятиями по Прикаспийской впадине составляет порядка 4.5 млн.т ежегодно. Наиболее значительную добычу осуществляет ПФ «Эмбамунайгаз» АО «РД «Казмунайгаз» - 2.5 млн.т.

Рассредоточенность объектов поисков на большой территории, сложный характер строения, небольшие удельные запасы, приходящиеся на одну структуру, определяют трудоемкость процесса поисков на этот комплекс. Следует отметить также высокую степень изученности, что определяет необходимость вовлечения в поиск нетрадиционных типов ловушек.

Оценки ресурсов Д1 и Д2 этого комплекса определяет объемы их порядка 800 млн.т геологических при 250 млн.т извлекаемых по территории всей впадины. Тем не менее, районами концентрации исследований остаются южная и восточная прибортовые зоны. Кроме того, перспективными являются Индер-Матинкожинский район, Тайсойган, Шингизская, Каракалпакская зоны.

С целью обоснования и выделения перспективных структур и площадей необходимо проведение ревизионных исследований, по проведенным работам МОГТ всеми недропользователями за последние 10 лет.

Необходима организация более широкомасштабных сейсмических исследований по новым технологиям, позволяющим картировать сложнопостроенные объекты не только на сводах, но и на прилегающих к ним участках.

Работы, проводимые в настоящее время недропользователями, ориентированы на изучение лишь отдельных элементов строения месторождений или площадей и как показывает практика, являются малоэффективными. Необходимо также произвести переинтерпретацию сейсмических данных МОГТ с учетом данных бурения с целью обоснования новых перспективных объектов, изучение закономерностей размещения месторождения.

Реализация программы исследований в период 2005-2020 гг. предположительно позволит поддержать уровень добычи в надсолевых комплексах на достигнутом уровне в 4.5 млн.т ежегодно.

По Северо-Устюртско-Бузачинскому бассейну проведенные до настоящих времен поисковые работы не привели к существенным результатам. В связи с этим прогнозы этой территории по категориям Д1 и Д2 не производились. Проведенные нами исследования по Бузачинскому своду позволили прийти к выводу об отсутствии там дальнейших перспектив.

По Южно-Мангышлакскому бассейну определяется несколько перспективных зон: западная часть Беке-Башкудукского вала, юго-восточная часть Тумгачинской антиклинальной зоны, где могут быть установлены залежи в отложениях юры и мела, а также Жетыбай-Узенской ступени. На последней, по данным сеймических исследований 3Д устанавливаются структуры и ловушки неантиклинальных типов.

Прогнозные ресурсы категории Д1 и Д2 на неизученных территориях Южного Мангышлака оцениваются на уровне 900 млн.т, извлекаемых 200 млн.т.

С целью реализации этих прогнозов необходимо произвести буровые работы на Тумгачинской зоне, где прогнозируется основные ресурсы в объеме 100 млн.т. В целом с учетом проведения реабилитационных исследований на Узене, Жетыбае, по Южно-Мангышлакскому региону имеется необходимость увеличения добычи за счет дополнительных объектов поиска и разведки на 1.5 - 2 млн.т в течение 2005-2020 гг. Таким образом, в целом по Южно-Мангышлакскому региону за счет ввода новых объектов в разработку с 2012 - 2015 гг. при начале реализации поисков в 2005 году можно предполагать сохранение уровни добычи здесь 12.0 -13.0 млн. тонн в течение 5 - 7 лет.

По нефтегазоносным бассейнам Восточного Казахстана ресурсы категории Д1 и Д2 (извлекаемые) оцениваемые в объеме 360 млн.т.

По бассейну Аральского моря: Приаральский район 50 млн.т, Центрально-Аральский - 35 млн.т и Восточно-Аральский - 15 млн.т. Таким образом, несмотря на предполагаемую большинством исследователей преимущественно газовую составляющую, по нашему предположению в Аральском районе также вероятно наличие нефтяных месторождений в размере 100 млн.т извлекаемых.

Проведенные сейсмические исследования не установили здесь сколь-нибудь крупных по размерам структур. В связи с этим Аральский регион, скорее всего, следует отнести к региону поддержки, который целесообразно вовлечь в поиски лишь после реализации основных проектов на шельфе после 2015 года. Вместе с тем, необходимость достижения резкого экономического роста южных регионов страны, решения вопроса их газоснабжения независимо от поставок газа с Узбекистана диктует необходимость постановки поисков в ближайшие 5 лет.

Южно-Тургайский бассейн характеризуется высокой степенью изученности антиклинальных ловушек. Дальнейшая перспектива связана с небольшими по размерам антиклинальными поднятиями и структурами неантиклинального типа. Оцениваемые ресурсы нефти категории Д1 и Д2 на уровне 250 млн.т. Однако, по сравнению с ныне действующими месторождениями на перспективных объектах ожидаются более низкие ФЕС, более сложные условия разработки. В связи с этим прогнозируется меньший КИН, который вероятно составит 0.3. Соответственно прогнозные извлекаемые ресурсы нефти по Южно-Тургайской впадине составят порядка 80 млн. тонн.

Предполагается, что поиски новых типов месторождений будут сводиться к более трудоемким операциям, которые потребует более продолжительных поисков и разведки в течение 2005-2020 гг. Из выше перечисленных прогнозных ресурсов будут переведены в промышленные предположительно не менее 40 млн.т. Промышленное освоение этих ресурсов позволит снизить темп падения добычи, который наступит в Южно-Тургайском районе в 2007 - 2008 гг. В период 2015 - 2020 гг. ожидается использование последующих 25 млн.т, из которых 15 - 17 млн.т могут быть представлены 2020 году.

В целом поиски новых месторождений в Южном Тургае позволят удержать здесь добычу до 2008 - 2020 гг. на уровне 6.0 млн.т ежегодно.

По Северо-Тургайскому бассейну произведенная оценка генерационного потенциала палеозоя позволяет предполагать наличие ресурсов жидких углеводородов в объеме 450 млн.т геологических, 150 млн.т извлекаемых.

Основным районом постановки поисковых работ является Кушмурунский прогиб. Расположения их на своде Кустанайской седловины, наличие многочисленных признаков углеводородов на прилегающих площадях, сохранность палеозойского комплекса от меловой денудации под траппами триаса, позволяют отнести эту территорию к высокоперспективным на нефть и газ.

С целью реализации вышеобозначенных перспектив рекомендуется в период 2005 - 2010 гг. осуществить сейсмические исследования МОГТ по сети 2х4 км, для уточнения структуры палеозойских отложений и определения места заложения глубоких поисковых скважин. Бурение не менее трех скважин с полным комплексом исследований в период 2010 - 2015 гг. позволит определиться с реальными перспективами нефтеносности этой территории.

В 2015 - 2020 гг. при подтверждении залежей промышленного значения предполагается последовательное изучение и перевод не менее 1/3 прогнозных ресурсов в категорию промышленных и выход на уровень добычи 1.5 млн.т ежегодно. Ввод нового нефтеносного района в эксплуатацию позволит, при соответствующем качестве нефтей, обеспечить загрузку мощностей Павлодарского нефтеперерабатывающего завода.

Зайсанская впадина характеризуется как район с установленной нефтегазоносностью палеозойского комплекса. Проводящиеся в настоящее время работы подтвердили наличие не только жидких, но и газообразных углеводородов. В пределах Зайсана установлена группа перспективных структур Сырыбулакская, Хребниковская, Карабасская, Даулыкская, Караийская и др.

Рекомендуется бурение на Каратальском палеозойском поднятии и Тополевской структуры, Сарыбулакском поднятии. При реализации программы исследований в период 2005 - 2010 гг. прогнозируется перевод 7.0-8.0 млн.т из суммарных 20.0 млн.т категории Д1 в промышленные. При решении ряда транспортных и экологических вопросов промышленную добычу на предполагаемых месторождениях можно решать в период 2012 - 2015 гг.

Максимально вероятная добыча в 2020 году при условии полного перевода всех прогнозных ресурсов в промышленные категории составляет 1.2 млн. тонн.

Прогноз перевода ресурсов (извлекаемых) в промышленные категории по сухопутной части Республики Казахстан приведен в таблице 3.1.1.2.

Основные выводы и рекомендации:

На Государственном балансе РК по состоянию на 01.01.2006 г. числящиеся перспективные ресурсы нефти категории С3 по сухопутной части составляют 2376.638 млн.т. геологических и 804.764 млн.т. извлекаемых.

С целью обоснования и выделения перспективных структур и площадей на суше необходимо проведение ревизионных исследований, по проведенным работам за последние 10 лет.

Необходима организация более широкомасштабных сейсмических исследований по новым технологиям, позволяющим картировать сложнопостроенные объекты не только на сводах, но и на прилегающих к ним участках.

Необходимо также произвести переинтерпретацию сейсмических данных с учетом данных бурения с целью обоснования новых перспективных объектов, изучение закономерностей размещения месторождения.

Поиски новых типов месторождений будут сводиться к более трудоемким операциям, которые потребует более продолжительных поисков и разведки в течение 2005-2020 гг.

Суммарный прирост извлекаемых запасов нефти по суше составит в 2010 г. - 79.7 млн.т, в 2015 г. - 198.8 млн.т, в 2020 - 321 млн.т.

Промышленное освоение этих ресурсов позволит снизить темп падения добычи по суше.

В КСКМ выделены три зоны.

Зона 1 - Прикаспийская (Прикаспийская впадина);

Зона 2 - Устюрт-Бузачинская (Северо-Каспийское поднятие);

Зона 3 - Мангышлакская (Сегендыкско-Центрально-Мангистауский и Песчаномысско-Ракушечный районы).

Приведены 33 структуры с предполагаемыми извлекаемыми запасами нефти (от 10 млн.т - 100 млн. тонн).

Начальные геологические ресурсы нефти по выделенным зонам КСКМ составляют 8446 млн. тонн, начальные извлекаемые ресурсы КСКМ - 2734 млн.тонн.

3.1.2 Перспективы добычи нефти на период 2008-2020 гг.

Перспективы добычи нефти на период 2008-2020 года базируется на следующем:

· Прогнозные уровни добычи нефти на суше - в соответствии с прогнозом Минэнерго Казахстана, утвержденного 11.08.03г.;

· Прогнозные уровни добычи нефти в КСКМ - согласно Генеральному плану развития инфраструктуры морской нефтедобычи (вариант 2), выполненному АО «КИНГ» по заказу АО «НК «КазМунайГаз».

· Прогнозные уровни добычи нефти по объектам с перспективными ресурсами (категория С3) и прогнозными ресурсами (категории Д1, Д2) - оценка выполнена в настоящей работе.

Расчеты выполнены для двух вариантов:

1. Базовый вариант. Перспективы добычи складывались из прогнозных уровней добычи нефти на суше (существующие месторождения) и прогнозных уровней добычи нефти в КСКМ;

2. Оптимистический вариант. Положения первого варианта плюс прогнозные уровни добычи нефти по объектам с перспективными и прогнозными ресурсами на суше.

Уровни добычи по вариантам 1 и 2 приведены в таблицах 3.1.2.1 и 3.1.2.2 и графически отражены на рисунках 3.6 и 3.7.

Согласно расчетам при базовом варианте (1 вариант) добыча нефти и газового конденсата последовательно нарастает с 61.2 млн.т в 2005 г., 95 млн.т в 2010 г., 177.2 млн.т в 2015 г., до уровня 200 млн. т в 2018-2020 гг.

Основной прирост объемов добычи до уровня 137 млн.т в 2019 - 2020 гг. обеспечивается за счет ввода в разработку структур КСКМ, в то время как по существующим месторождениям на суше уровни добычи достигают своего пика в 2011 году (82.5 млн.т), снижаясь в 2020 г. до уровня 65 млн.т.

Согласно расчетам при оптимистическом варианте (2 вариант) добыча нефти и газового конденсата последовательно нарастает с 61.2 млн.т в 2005 г., 98.5 млн.т в 2010 г., 188.2 млн.т в 2015 г., до уровня 218.3 млн. т в 2020 гг.

Прирост объемов добычи в сравнении с базовым вариантом происходит за счет ввода в разработку новых объектов на суше с перспективными и прогнозными ресурсами, за счет которых добыча нефти на суше увеличивается на 3.5 млн.т в 2010 г., 11 млн.т в 2015 г. и 16.3 млн.т в 2020 г.

Рисунок 3.6 - Суммарные профили добычи нефти. Вариант 1 - базовый

Рисунок 3.7 - Суммарные профили добычи нефти. Вариант 2 - оптимистический

Существующие месторождения на суше

Атырауская область

Основные перспективы по добыче нефти в период 2005-2020 гг. в первую очередь связаны с дальнейшей разработкой месторождении ТОО «Тенгизшевройл», где уровни добычи нефти будут увеличиваться, так в 2007 году объем добычи нефти возрастает на 9 млн.т по сравнению с предыдущим годом. С 2007 г. по 2010 г. объем добычи нефти колеблется от 20 млн. т до 30 млн.т и в 2011 г. добычи нефти увеличивается на 5 млн.т, при этом объем добычи нефти достигает 33 млн. т и по 2020 г. стабильно держится на уровне 33 млн. т в год.

Максимальный прирост объема добычи нефти по ПФ «Эмбамунайгаз» АО «РД «КазМунайГаз» ожидается к 2006 г., при этом объем добычи нефти достигает 3 млн.т, далее добыча нефти постепенно снижается и в 2020 г. составит 2.5 млн.т.

Уровни добычи нефти по другим компаниям не смогут существенно повлиять на изменение общего объема добычи нефти в пределах Атырауской области, т.к. в процентном соотношении объемы добычи нефти, начиная с 2003 г. уменьшаются с 5% до 1% (2020 г.) от общего объема добычи нефти.

При таком распределении объема добычи нефти в пределах Атырауской области вклад ТОО «Тенгизшевройл» в общий объем добычи нефти равен в 2005 году - 78.6%, постепенно увеличиваясь к 2019 году до уровня 92.1%.

По месторождениям ПФ «Эмбамунайгаз» АО «РД «КазМунайГаз» наблюдается иная картина, объем добычи нефти в 2005 году составит - 16.8% от общего объема в пределах Атырауской области, к 2019 году постепенно снизится до уровня 6.9%.

В целом по области динамика добычи нефти на период 2005-2020 гг. выглядит следующим образом: рост объемов добычи нефти до 2012 года (36 млн. т в 2011 г.); стабилизация объемов добычи нефти на период 2012-2020 гг. на уровне 36 млн. т в год.

Мангистауская область

Основные перспективы по добыче нефти в период 2005-2020 гг. в первую очередь связаны с дальнейшими разработками месторождений ПФ «Озенмунайгаз» АО «РД «КазМунайГаз» и ОАО «Мангистаумунайгаз», где объемы добычи нефти, в настоящее время, составляют более 70% от общего уровня.

Объем добычи нефти по ПФ «Озенмунайгаз» АО «РД «КазМунайГаз» увеличивается до 6 млн.т (2006 г.), затем наблюдается стабильная добыча нефти по 2010 г. включительно, далее добыча нефти плавно снижается и к 2020 году составляет 4.4 млн.т.

Объем добычи нефти по ОАО «Мангистаумунайгаз» увеличивается до 6 млн.т (2010 г.), далее добыча нефти стабильно снижается до 4.3 млн.т (2020 г.).

Вслед за выше перечисленными компаниями по объему добычи нефти занимают компании ОАО «Каражанбасмунай» и «СНПС-Интернейшнл (Бузачи) Инк.».

Объем добычи нефти ОАО «Каражанбасмунай» увеличивается до 2.5 млн.т (2006г.), и имеет стабильную добычу нефти до 2012 года, затем уровни добычи нефти по мере разработки снижается до 950 тыс.т к 2020 году.

Объем добычи нефти «СНПС-Интернейшнл (Бузачи) Инк.» плавно увеличивается до 1.3 млн.т (2010г.), в 2011 году добыча нефти увеличивается до уровня 2,6 млн.т. Далее добыча нефти имеет стабильный характер на уровне 2.7 млн.т в год снижаясь в 2020 году до уровня 2.6 млн.т.

В целом по области динамика добычи нефти на период 2005-2020 гг. выглядит следующим образом: рост объемов добычи нефти до 2012 года (19.5 млн. т в 2011 г.); плавное падение объемов добычи нефти на период 2012-2020 гг. до уровня 13 млн. т в 2020 году.

Актюбинская область

Основные перспективы по добыче нефти в период 2005-2020 гг. в первую очередь связаны с дальнейшей разработкой месторождений ОАО «СНПС-Актобемунайгаз», где добыча нефти будет увеличиваться до 2008 года, при этом максимальная добыча нефти составит 6.7 млн.т (2007 г.), далее добыча нефти постепенно снижается до уровня 2.4 млн.т в 2020 году.

Значительный прирост объемов добычи нефти ожидается по компании ТОО «Казахойл-Актобе», где добыча нефти увеличиваются и достигают пика в 2006 году, при этом уровень добычи составить 2.6 млн.т. Затем добыча нефти постепенно снижается до 0.7 млн.т в 2020 году .

Добыча нефти по месторождениям ТОО «Казахтуркмунай», «Маерск Ойл Казахстан Гмбх» и АО «ККМ Operating Company» не сможет существенно повлиять на изменение общего объема добычи нефти в пределах Актюбинской области, т.к. суммарные прогнозные объемы добычи нефти по этим компаниям изменяются от 10% (2005 г.) до 20% (2020 г.) от общего объема добычи нефти по области.

Таким образом, при распределении общего объема добычи нефти в пределах области вклад месторождений ОАО «СНПС -Актобемунайгаз» в общий объем добычи равен в 2003 году - 81.4%, постепенно снижаясь к 2020 году до уровня 63.5%.

В целом по области динамика добычи нефти на период 2005-2020 гг. выглядит следующим образом: рост объемов добычи нефти до 2008 года (10.3 млн. т в 2007 г.); плавное падение объемов добычи нефти на период 2008-2020 гг. до уровня 4 млн. т в 2020 году.

Западно-Казахстанская область

Основные перспективы по добыче жидких углеводородов (нефть+конденсат) в период 2005-2020 гг. в первую очередь связаны с дальнейшей разработкой нефтегазоконденсатного месторождения Карачаганак, где уровни добычи будут увеличиваться, достигнув, пика в 12 млн.т в 2008 году и оставаясь стабильным до 2013 года, постепенно снижаясь до уровня 8 млн.т в 2020 году.

Значительные приросты уровней добычи жидких углеводородов, до уровня 1.7 млн.т в год к 2017 году, можно ожидать по нефтегазоконденсатному месторождению Чинаревское.

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены