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.
В целом по области, по месторождениям, уже действующим в настоящее время, с учетом проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, в частности обратная закачка газа на месторождении Карачаганак, поддержание пластового давления путем закачки воды на месторождении Чинаревское, прогнозные уровни добычи достигнут пика в 13 млн.т жидких углеводородов в период 2012-2013 гг. В период 2014-2020 гг. годовые уровни добычи будут плавно снижаться и в 2020 году составят 9.9 млн.т.
Кызылординская область
Основные перспективы по добыче нефти в период 2005-2020 гг. в первую очередь связаны с дальнейшими разработками месторождений АО «Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз» и ЗАО «Тургай - Петролеум», где уровни добычи нефти увеличиваются до 2005 года, при этом максимальные уровни добычи нефти достигают 6 млн.т и 3 млн.т соответственно, далее объем добычи нефти постепенно снижаются до уровня 170 тыс.т и 400 тыс.т в 2020 году.
Значительный прирост добычи нефти, до уровня 2,7 млн.т в год к 2006 году, ожидается по месторождениям ТОО СП «КазГерМунай», при дальнейшей разработке объем добычи нефти по ТОО СП «Казгермунай» снижается до 900 тыс.т к 2020 г.
В целом по области динамика добычи нефти на период 2005-2020 гг. выглядит следующим образом: рост добычи нефти до 2008 года (12.1 млн. т в 2006 г.); существенное падение добычи нефти на период 2008-2020 гг. до уровня 1.9 млн. т в 2020 году.
На рисунке 3.8 графически представлен вклад каждой области в объемы добычи на период 2005 - 2020 гг.
Перспективы добычи нефти на суше (новые объекты)
Прирост объемов добычи происходит за счет ввода в разработку объектов на суше с перспективными и прогнозными ресурсами по надсолевому комплексу Атырауской, Актюбинской и Западно-Казахстанская областей, Южно-Мангышлакскому региону, Южно-Торгайскому бассейну, а также в по Зайсанской впадине, Северо-Торгайскому бассейну и Аральскому бассейну. Уровни добычи новым объектам на суше базируются на прогнозе перевода ресурсов (извлекаемых) в промышленную категорию по сухопутной части Республики Казахстан, оцененные в настоящей работе.
На рисунке 3.9 графически представлен вклад новых объектов в объемы добычи на суше на период 2005 - 2020 гг.
Перспективы добычи нефти в КСКМ
Основные выводы:
· Годовые уровни добычи нефти по базовому варианту:
2005 - 61,2 млн. тонн
2010 - 95,0 млн. тонн
2015 - 177,2 млн. тонн
2020 - 202,0 млн. тонн
· Годовые уровни добычи нефти по оптимистическому варианту:
2005 - 61,2 млн. тонн
2010 - 98.5 млн. тонн
2015 - 188.2 млн. тонн
2020 - 218.3 млн. тонн
· По базовому варианту основной прирост объемов добычи нефти 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.
· По оптимистическому варианту прирост объемов добычи нефти 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 3.8 - Суммарные профили добычи нефти. Вариант 1. Существующие месторождения
Рисунок 3.9 - Суммарные профили добычи нефти. Вариант 2 - оптимистический. Существующие месторождения и новые объекты.
Рисунок 3.10 - Ввод структур в разведку и разработку
Размещено на http://www.allbest.ru/
3.1.3 Комплексная утилизация попутного газа
Современная экологическая обстановка в сфере утилизации газа.
С обретением независимости, когда Республика стала сама определять политику освоения недр, утилизация природных углеводородных газов как с экологических, так и с экономических позиций была поставлена в число приоритетных задач.
Рациональное и комплексное использование попутно-добываемого газа при разработке месторождений четко закреплено в ряде законодательных актов, а также отдельной статьей в каждом контракте на недропользование как с иностранными, так и с отечественными компаниями.
Самыми крупными природопользователями - загрязнителями окружающей среды являются предприятия нефтедобывающей отрасли, которые только на факелах сжигают миллиарды кубов попутного газа. Практика сжигания попутного газа на факелах наносит экологический и экономический ущерб. Повышенный тепловой фон и подкисление компонентов окружающей среды вокруг месторождений при сгорании газа оказывают негативное влияние на почву, растительность, прилегающих к нефтяным комплексам районов, внося свой «вклад» в увеличение парникового эффекта. Требование различных государственных органов об ужесточении подхода к сжиганию нефтяного газа на факелах - добиться полной утилизации попутного нефтяного газа.
Так по итогам 2006 года на факелах месторождений сожжено более 2 млрд. куб. м попутно-добываемого газа. К примеру, только на нефтепромыслах «Тенгиз» и «Королевское», в ходе проведенной комплексной проверки со стороны Министерства охраны окружающей среды Республики Казахстан, было выявлено 127 источников вредных выбросов и при анализе фактических выбросов в атмосферу вредных веществ установлено, что только за 2006 год на месторождениях было допущено прямое сжигание более 600 млн. куб. м газа, в том числе около 6 млн. куб. м без предварительной очистки от сернистых соединений, имеющих повышенный класс опасности. Предварительные расчеты показывают, что за этот период в атмосферу могло быть выброшено около 27 млн. условных тонн вредных веществ.
Мероприятия по утилизации газа по основным месторождениям нефтегазодобывающих регионов Республики
Мероприятия по утилизации попутно-добываемого газа нефтегазовых месторождений РК рассмотрены в «Программе развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2004-2010 годы», утвержденной постановлением Правительства РК от 18.06.04 г. №669. В соответствие с которой предусмотрено:
· Расширение мощностей Тенгизского ГПЗ;
· Строительство Кашаганского ГПЗ;
· Расширение Жанажольского ГПЗ;
· Строительство Карачаганакского ГПЗ;
· Строительство установок по переработке газа на Теплово-Токаревском и Чинарёвском месторождениях;
· Cтроительство установок по переработке газа на месторождениях Южно-Тургайской впадины
Предполагается, что к 2010 году общее увеличение мощности переработки газа за счет реконструкции и нового строительства объектов переработки газа составит около 18 млрд. куб. м в год.
Таким образом, в результате реализации мероприятий по утилизации попутно-добываемого газа:
· снизится доля сжигаемого газа от общего объема добычи с 21.9 % в 2003 году до 5.0% соответственно в 2006 и 2010 годах;
· будет обеспечено снижение вредного воздействия на окружающую природную среду.
3.2. Модернизация и развитие транспортных систем
3.2.1 Реконструкция существующих и строительство новых нефтепроводов
Реализация программы организационно-технических мероприятий по реконструкции и модернизации направлена на поддержание и увеличение пропускной способности существующей транспортной системы, в соответствии со среднесрочными прогнозами транспортировки нефти казахстанскими производителями.
В области трубопроводного транспорта нефти предстоит осуществить развитие нефтетранспортных мощностей, обеспечивая качественными услугами транспортировки и транзита нефти на внутренний и внешний рынки, что обусловлено увеличением объемов транспортировки нефти, так только на ближайшую перспективу запланировано увеличение трубопроводного транспорта с 35 млн. тонн в 2004 году до 42 млн. тонн в 2008 году с последующим обеспечением транспортировки нефти до 160 млн. тонн, при возможности трубопроводного транспорта до 170 млн. тонн в 2020 году.
Для достижения поставленных задач необходимо осуществить реконструкцию и модернизацию существующей транспортной системы, включая строительство новых нефтепроводов:
· Поэтапное расширение пропускной способности нефтепровода Атырау-Самара 25 млн. тонн (АО «КазТрансОйл»);
· Проект реконструкции 1 нитки нефтепровода Узень-Атырау-Самара на участке Узень - Атырау (АО «КазТрансОйл»);
· Проект возобновления перекачки нефти по нефтепроводу Омск-Павлодар-Шымкент-Чарджоу (АО «КазТрансОйл»);
· Расширение пропускной способности нефтепровода Каспийский трубопроводный транспорт (КТК) до 67 млн. тонн (доля РК 55 млн. тонн);
· Строительство нефтепровода Атасу-Алашанькоу (АО «КазТрансОйл»);
Поэтапное расширение пропускной способности нефтепровода Атырау-Самара 25 млн. тонн (АО «КазТрансОйл»)
Данный проект предназначен для обеспечения поставки растущих объемов нефти на экспорт и оценки экономической и коммерческой целесообразности развития экспортного маршрута через систему АК «Транснефть» на среднесрочную перспективу.
Протяженность: общая -697 км. Казахстанский участок: 535 км. Диаметры на участках: Атырау-Калмыково - 1020 мм, Калмыково-Самара - 720 мм.
На территории Казахстана нефтепровод имеет три нефтеперекачивающие станции (НПС) с печами подогрева нефти в г. Атырау, Индере, Большом Шагане. Кроме того, имеются промежуточные пункты подогрева, расположенные в Карманово, Антоновке, Сахарном, Барановке.
Для обеспечения перекачки нефти в объеме 25 млн. т/год необходимо на участке Калмыково - Самара протяженностью 162 км произвести замену трубы диаметра 720 мм на трубу диаметром 1020 мм с одновременной модернизацией всех нефтеперекачивающих станций и заменой насосного оборудования.
По реализации проекта будет достигнута транспортировка дополнительных объемов нефти Кызылординского и Актюбинского регионов и возможно в будущем каспийской нефти.
Проект реконструкции 1 нитки нефтепровода Узень-Атырау-Самара на участке Узень- Атырау (АО «Казтрансойл»)
Реконструкция устаревшего трубопровода путем замены труб и с реверсированием направления транспортировки для обеспечения доступа кашаганской нефти к портам Каспийского моря для дальнейшего экспорта.
Протяженность участка нефтепровода Узень-Атырау - 697 км.
Предполагается замена старой трубы на новые с трехслойным антикоррозийным покрытием диаметра 1020 мм.
Реализация данного проекта создаст новые трубопроводные мощности и тем самым обеспечит экономически привлекательный и экологически безопасный маршрут транспортировки нефти Аджип ККО и других нефтедобывающих компаний каспийского шельфа.
Проект возобновления перекачки нефти по нефтепроводу Омск-Павлодар- Шымкент-Чарджоу (АО «КазТраснОйл»)
Возобновление транспортировки нефти по маршруту Омск-Павлодар-Шымкент-Чарджоу в интересах казахстанских и российских компаний намечается во исполнение договоренностей заинтересованных сторон на основе:
Договора на транзитную транспортировку нефти по территории Узбекистана между ЗАО «КазТрансОйл» и УГО «Узтрансгаз» от 23.10.1998 г.;
Протокола между ЗАО «КазТрансОйл» и ОАО «АК «Транснефть» о совместном проведении технико-экономических исследований по проекту от 10.10.2000 г.;
Протокола первого заседания туркмено-казахстанской межправительственной комиссии по экономическому сотрудничеству, заключенный 1 марта 2001 года;
Соглашения между Правительством Республики Казахстан и Правительством Российской Федерации о транзите нефти от 07.06.2002 года.
На настоящий момент все заинтересованные государства, кроме Узбекистана 7 июля 2003 года подписали Меморандум о поставках нефти на Сейдинский НПЗ (Казахстан, Россия и Туркменистан).
Основные технико-экономические показатели проекта: Проектная/ фактическая пропускная способность трубопровода при общей протяженности 2774.1 км:
Омск-Павлодар -45/24 млн. тонн в год, диаметр 1020 мм, 438.1 км;
Павлодар-Шымкент - 22 / 16.5 млн. тонн в год, диаметр 820 мм, протяженность 1636 км;
Шымкент- Чарджоу -8/7 млн. тонн в год диаметр 720 мм, протяженность 700 км, при этом: Шымкент - граница с Узбекистаном - 294.5 км, Узбекский участок - 370.5 км, участок от границы Узбекистан-Туркменистан до НПЗ г. Сейди - 35 км.
В настоящее время подготовлено и направлено предложение в ОАО «АК «Транснефть» относительно совместной реализации проекта, в ответ на которое получено официальное подтверждение заинтересованности российской стороны в организации поставок российской нефти по нефтепроводу Омск-Павлодар-Шымкент-Чарджоу.
В качестве основополагающего документа, подтверждающего заинтересованность казахстанской и российской сторон, подготовлен проект Рамочного соглашения (РС) о сотрудничестве по возобновлению транспортировки нефти по нефтепроводу Омск-Павлодар-Шымкент-Чарджоу. нефть мощность транспортный месторождение
РС устанавливает этапы реализации проекта, объем транспортировки, тарифы и другие основные условия сотрудничества. Проект РС передан ОАО «АК «Транснефть» на рассмотрение.
Реализация данного проекта позволит повысить загрузку активов Восточного филиала АО «КазТрансОйл», увеличить поступления в виде тарифной выручки компании и увеличить налоговые выплат в государственный бюджет.
Расширение пропускной способности нефтепровода Каспийский трубопроводный транспорт (КТК) до 67 млн. т в год (доля РК 55 млн. т)
Для увеличения нефти пропускной способности нефтепровода до 67 млн. тонн в год необходимо произвести замену труб диаметром 720 мм на трубы диаметром 1020 мм на участках 116 км и 204 км и строительство НПС -3А и НПС -4А.
Строительство нефтепровода Атасу-Алашанькоу (АО «КазТрансОйл»)
Строительство данного нефтепровода, позволяет получить выход казахстанской нефти на рынок Китая и Юго-Восточной Азии и осуществить диверсификацию экспортных направлений казахстанской нефти.
Основанием для реализации проекта являются:
· Программа сотрудничества между РК и КНР на 2003-2008 гг.;
· Соглашение о совместных исследованиях по обоснованию инвестиций поэтапного строительства нефтепровода Казахстан-Китай, подписанное между ЗАО «НК «КазМунайГаз» и Китайской Национальной Нефтегазовой Корпорацией от 03.06.2003 г.;
· Протокол № 17-20/1728 от 12.03.2003 г. встречи Заместителя Премьер-Министра РК К.К.Масимова с представителями Китайской Национальной Нефтегазовой Корпорации;
· «Соглашение о сотрудничестве в области нефти и газа», подписанное 24 сентября 1997 года между Правительствами РК и КНР;
· «Генеральное Соглашение о проектах разработки месторождений и строительстве нефтепроводов», подписанное 24 сентября 1997 года между Китайской Национальной Нефтегазовой Корпорацией и Министерством Энергетики и Природных ресурсов РК;
· «соглашение о совместной разработке ТЭО казахстанско-китайского нефтепровода», подписанное 13 июня 1998 года между ЗАО «НКТН «КазТрансОйл» (КТО) и Китайской Национальной Корпорацией по Разведке и Разработке Нефти и Газа.
Проект будет реализовываться в несколько этапов:
1-й этап - строительство участка нефтепровода Атасу-Алашанькоу пропускной способностью 10 млн. тонн, 20 млн. тонн в год с максимально возможным увеличением до 40 млн. тонн в год.
2-й этап - продолжение строительства нефтепровода в направлении Кенкияк-Кумколь-Атасу, с соответствующей проектной мощностью и рассмотрением возможности увеличения пропускной способности нефтепровода Кенкияк - Атырау.
Пропускная способность 10-40 млн. тонн нефти в год, в зависимости от прогнозного баланса нефти. Протяженность: 1007 км. Диаметр трубы: 820/1020 мм. В настоящее время ведется работа по разработке проекта на первоначальный участок Атасу - Алашанькоу.
С реализацией данного проекта будет достигнута гибкость и многовекторность транспортной системы поставок нефти в Республике Казахстан как на внутренний, так и на внешние рынки. Выход казахстанской нефти на рынок Китая. Возможность интеграции нефтепроводных систем Казахстана, России и Китая.
Основные выводы:
Для достижения поставленных задач необходимо осуществить реконструкцию и модернизацию существующей транспортной системы, включая строительство новых нефтепроводов:
· Поэтапное расширение пропускной способности нефтепровода Атырау-Самара 25 млн. тонн (АО «КазТрансОйл»);
· Проект реконструкции 1 нитки нефтепровода Узень-Атырау-Самара на участке Узень - Атырау (АО «КазТрансОйл»);
· Проект возобновления перекачки нефти по нефтепроводу Омск-Павлодар-Шымкент-Чарджоу (АО «КазТрансОйл»);
· Расширение пропускной способности нефтепровода Каспийский трубопроводный транспорт (КТК) до 67 млн. тонн (доля РК 55 млн. тонн);
· Строительство нефтепровода Атасу-Алашанькоу (АО «КазТрансОйл»);
3.2.2 Перспективные экспортные маршруты казахстанской нефти
Рост объемов добычи углеводородов в Казахстане на 10-12% в год требует ускоренного развития нефтетранспортной отрасли.
Принимая во внимание всю важность и перспективность развития трубопроводного транспорта, стратегическое значение для Казахстана имеют проблемы транспорта нефти на экспорт и определения оптимальных экспортных маршрутов. Очевидным является, что на сегодняшний день уже есть ряд реализованных проектов, среди которых важнейшими, имеющими стратегическое значение для Республики Казахстан являются:
Магистральный нефтепровод «Узень-Атырау-Самара»
Данный маршрут является одним из транзитных направлений экспорта казахстанской нефти через территорию Российской Федерации. В соответствии с долгосрочным Соглашением о транзите нефти, подписанным 7 июля 2002 года между Республикой Казахстан и Российской Федерацией, российская сторона гарантированно предоставить возможность осуществления транзита казахстанской нефти через территорию Российской Федерации по системе нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».
С учетом перспективного роста добычи нефти на западе Казахстана предполагается поэтапное увеличение пропускной способности нефтепровода «Атырау-Самара» к 2005 году до 25 млн.т., по которому казахстанская нефть традиционно поставляется в черноморские порты Новороссийск и Одессу.
Протяженность участка нефтепровода Атырау - Самара: общая - 697 км, из них казахстанский участок - 535 км. Диаметр: Атырау - Калмыково - 1020 мм, Калмыково - Самара - 720 мм.
Наряду с этим перспективным маршрутом для увеличения поставок казахстанской нефти на рынки Восточной Европы и Балтики является также и Балтийская трубопроводная система (БТС).
Нефтепровод «Каспийский трубопроводный консорциум» (КТК)
Нефтепровод КТК является одним из основных маршрутов для экспорта высококачественных сортов казахстанской нефти на средиземноморский рынок. В этой связи планируется дополнительное расширение пропускной способности существующих мощностей КТК к 2007 году до 38 млн. т/год (доля Республики Казахстан - 32 млн. т), к 2011 году до 58 млн. т (доля Республики Казахстан - 48 млн. т) и к 2015 году до 67 млн. т (доля Республики Казахстан - 55 млн. т).
Протяженность трубопровода - 1580 км. Диаметр - 1020 мм. Пропускная способность первой очереди нефтепровода - свыше 28 млн. тонн нефти в год. Максимальная пропускная способность - 67 млн. тонн нефти в год.
Проект нефтепровода «Западный Казахстан- Китай»
Перспективным направлением экспорта казахстанской нефти также является выход на рынки Китая и далее в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. На данном направлении существенным положительным фактором является отсутствие риска, связанного с транзитом через территорию других государств, т.к. маршрут нефтепровода Западный Казахстан-Китай будет проходить по территории Казахстана и Китая - стран, заинтересованных в экспорте казахстанских углеводородов.
Генеральным соглашением между Министерством энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан и Китайской национальной нефтегазовой корпорацией (КННК) от 24 сентября 1997 года предусмотрено строительство экспортного нефтепровода из Западного Казахстана в Западный Китай.
Строительство нефтепровода Западный Казахстан-Китай позволит увеличить экспортный потенциал Казахстана. По предварительным данным мощность нефтепровода может составить до 40 миллионов тонн нефти в год, протяженность около 3 тыс. км.
Проект нефтепровода «Казахстан-Туркменистан-Иран»
Данный маршрут, по предварительным исследованиям, является одним из экономически привлекательных вариантов для экспорта казахстанской нефти на рынки стран Персидского залива. По проекту маршрут нефтепровода начинается в Западном Казахстане, проходит через западный Туркменистан и далее по территории Ирана до его северного региона.
Для выхода казахстанской нефти к терминалам Персидского залива по маршруту Казахстан-Туркменистан-Иран для дальнейшей транспортировки на азиатский рынок особых технических ограничений не существует. Предполагаемый перспективный маршрут для казахстанской нефти на рынок стран Персидского залива относительно прост, за исключением некоторых технологических факторов.
Данный проект предлагается компанией «Тоталь» (Франция) для транспортировки сырой нефти из районов КСКМ в Иран и, возможно, также туркменской сырой нефти с месторождений, расположенных неподалеку.
Планируется реализацию проекта осуществить в три этапа:
1-й этап: строительство транспортной системы, включающей нефтепровод и морской терминал. Нефтепровод от перерабатывающего комплекса в Западном Ескене до НПС Жетыбай и по нефтепроводу Жетыбай - Курык до нового морского терминала в п. Курык с пропускной способностью на первом этапе 10 млн. тонн в год с последующим увеличением объема. Далее, нефть с морского терминала может транспортироваться танкерами до Баку, Махачкалы и в порт Нека.
2-й этап: строительство нефтепровода от НПС Жетыбай до иранского порта Джанавех в Персидском заливе с пропускной способностью 10 млн. тонн в год с последующим ростом до 20.5 млн. тонн в 2014 году.
3-й этап: расширение нефтепровода Ескене - Джанавех до 50 млн. тонн в год, со строительством 2-ой нитки.
Общая протяженность ориентировочно - 2300 км. Диаметр - от 800 мм до 1000 мм.
Нефтепровод «Баку-Тбилиси-Джейхан» (БТД)
В сентябре 2002 года начато строительство нефтепровода БТД, завершение которого планируется в 2005 году. Проектная мощность нефтепровода составит 50 миллионов тонн нефти в год. Данный нефтепровод предназначен для транспортировки азербайджанской нефти со структур Азери Чираг-Гюнешли. Однако, учитывая участие в данном проекте подрядчиков Северо-Каспийского проекта - ENI (Аджип), TotalFinaElf и Inpex, появляется возможность транспортировать казахстанскую нефть с месторождения Кашаган по данному направлению в случае экономической целесообразности его использования для нефтяных компаний.
В настоящих условиях реальным вариантом поставки казахстанской нефти в нефтепровод БТД являются танкерные перевозки из порта Актау до Баку, в связи с чем, необходимо развитие танкерного флота и портовой инфраструктуры.
Морской порт Актау
В настоящее время порт Актау представляет собой современный многоцелевой терминал.
Предполагается увеличение существующих мощностей порта Актау по перевалке нефти после реконструкции и модернизации нефтеналивных причалов № 4 и 5, а также строительство нефтеналивного причала № 11 до 11 млн.т/год
Планами перспективного развития порта Актау согласно третьего этапа реконструкции планируется строительство пяти новых нефтеналивных терминалов (№ 14-18), которые позволят увеличить объем перевалки нефти до 20 млн. тон в год.
Нефтяной танкерный терминал Курык
Терминал Курык планируется построить недалеко от поселка Курык Каракиянского района Мангистауской области. На первом этапе развития (2010 - 2015 гг.) мощность терминала составит 10 млн. тонн нефти в год, а с 2016 года планируется увеличение до 20 млн. тонн в год.
Основные выводы:
Перспективные экспортные маршруты казахстанской нефти связаны с дальнейшим развитием трубопроводного транспорта и танкерными перевозками.
Реконструкция существующих экспортных трубопроводов и строительство новых позволит экспортировать следующие объемы нефти: 2005 год - 40 .7 млн.т; 2010 год - 67.7 млн.т; 2015 год - 161.5 млн.т; 2020 - 170 млн.т.
Дальнейшее развитие порта Актау и строительство нефтяного танкерного терминала Курык позволит осуществлять танкерные перевозки нефти в следующих объемах: 2005 год - 11 млн.т; 2010 год - 30 млн.т; 2015 год - 30 млн.т; 2020 - 40 млн.т.
3.3 Перспективы внутреннего и внешнего рынка нефти и нефтепродуктов
3.3.1 Развитие нефтеперерабатывающих мощностей
Приоритетным направлением развития нефтеперерабатывающих мощностей является полное самообеспечение внутренних потребностей республики нефтепродуктами.
Атырауский НПЗ
Проектная мощность завода по переработке составляет 5 млн. тонн нефти в год. 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.
Технологическое и основное оборудование физически и морально устарело. Фактическая мощность завода составляет 4,7 млн. тонн в год.
В настоящее время завершена реконструкция Атырауского НПЗ по проекту, разработанному корпорацией JGC (Япония). Реконструкция 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.
Павлодарский НХЗ
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.
Проектная мощность ПНХЗ - 7.5 млн. тонн нефти в год. На протяжении последних лет фактические объемы его переработки из-за износа теплообменного оборудования не превышали 3-3.5 млн. тонн в год.
Петро Казахстан Ойл Продактс
Проектная мощность составляет около 6 млн. тонн в год. Глубина переработки сырья составляет около 51%. В настоящее время в ассортименте товарной продукции ПКОП имеются различные марки бензина, дизельное топливо, керосин, сжиженный газ, мазут. Фактическая мощность ПКОП составляет 5.0 млн. тонн в год.
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.
В настоящее время фактический объем переработки нефти на отечественных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) полностью покрывает внутренние потребности в дизтопливе и мазуте. Недостаток производства бензина связан как с неполной загрузкой заводов, так с низкой глубиной переработки нефти.
Для обеспечения внутренних потребностей республики в нефтепродуктах потребуется переработка нефти в объемах: к 2010 году - до 14.1 млн. т и к 2015 году увеличение до 17.6 млн. т.
Внутренние потребности в переработке нефти на НПЗ Республики Казахстан могут удовлетворяться за счет поставок нефти с разрабатываемых месторождений на суше.
Поставку нефти с месторождений КСКМ возможно осуществлять в первую очередь на Атырауский НПЗ (АНПЗ), а в последующем и на НПЗ в городах Шымкенте (ПКОП) и Павлодаре (ПНХЗ).
При полной загрузке сырьем нефтеперерабатывающие заводы могут полностью обеспечить внутренние потребности республики основными видами нефтепродуктов.
Основные выводы:
Полное самообеспечение внутренних потребностей республики нефтепродуктами возможна при следующих условиях:
· реконструкции и модернизации существующих нефтеперерабатывающих мощностей;
· обеспечение полной загрузки нефтеперерабатывающих заводов сырьем.
Для решения вышеуказанных мероприятий необходимо государственное регулирование и контроль производства и оборота нефти и нефтепродуктов.
3.3.2 Развитие нефтехимической промышленности
В последние годы во многих странах мира наблюдается устойчивый рост объемов строительства нефтехимических производств. Это обусловлено расширением спроса на нефтехимическую продукцию и расширяющимися возможностями предложений по сырью.
Вопрос создания нефтехимических производств и комплексов в республике тесно связан с решением вопросов по источникам и объёмам сырья, привлечения необходимых инвестиционных средств для создания высокотехнологичных перерабатывающих мощностей, строительства оптимальной транспортной инфраструктуры, подготовки специалистов соответствующего профиля и других системных вопросов.
В соответствии с «Программой развития нефтехимической промышленности Республики Казахстан на 2004-2010 годы», утвержденной Постановлением Правительства Республики Казахстан № 101 от 29.01.04 г. предусматривается строительство и пуск в эксплуатацию новых нефтехимических комплексов, а также модернизация и технологическое обновление действующих нефте- и газоперерабатывающих заводов, нефтехимических предприятий.
В качестве основных источников сырья для развития нефтехимических комплексов предлагается использование попутного и природного газа со следующих основных месторождений РК:
· Месторождения Тенгиз и Королевское в ежегодном объеме от 400 до 600 млн. м3 газа, данный объем газа на сегодня сжигается на факелах;
· Месторождения Карачаганак. На сегодня более 4 млрд. м3 добываемого на Карачаганакском месторождении газа поставляется для переработки и сбыта на российский рынок по ценам в 1.5-2 раза ниже стоимости того же, но уже переработанного газа, поставляемого потребителям Западно-Казахстанской области;
· Месторождение Кашаган. Возможные объемы поставки газа на нефтехимические комплексы должны быть определены по мере уточнения объемов добычи нефти и газа на период полного развития с учетом объемов обратной закачки в пласт для увеличения нефтеотдачи.
Наиболее приоритетным, с учетом потребностей регионального и мирового рынка, будет развитие и создание нефтехимических производств по выпуску (на первом этапе) следующей нефтехимической продукции - полиэтилена, полипропилена, полистирола, этиленгликоля, метанола, синтетического каучука, битума, моторных масел и другой продукции. По всем перечисленным нефтехимическим продуктам спрос превышает предложение и ежегодный рост спроса составляет от 3.5% до 6.5%.
Для обеспечения развития нефтехимических производств и привлечения необходимых объемов инвестиций Правительство РК должно создать благоприятный административный, налоговый и социальный климат.
3.3.3 Перспективный баланс производства, потребления и экспорта нефти Добыча углеводородов
Развитие производственных мощностей нефтедобывающих предприятий Республики Казахстан на долгосрочную перспективу заключается:
· в строительстве, реконструкции и модернизации наземных объектов;
· в обустройстве и вводе в разработку новых месторождений нефти;
· в применении надежного и высокопроизводительного подземного оборудования;
· в восстановлении и оптимизации системы разработки, применении автоматизированных систем контроля нефтедобычи на базе передовых компьютерных технологий;
· в создании высокоэффективной системы контроля за разработкой месторождений на основе компьютерных динамических геологических моделей.
Первый этап 2005-2010 годы:
На первом этапе приоритетным условием будет наращивание промышленного потенциала нефтегазового комплекса, для чего будут введены в эксплуатацию новые месторождения, осуществляться наращивание добычи нефти и объемов промышленного производства.
Кроме того, планируется проведение реконструкции существующих систем сбора, транспорта и подготовки нефти, объектов по поддержанию пластового давления (ППД), реконструкция систем электроснабжения, автоматизации, строительство автодорог, объектов хозяйственного назначения.
Второй этап 2010-2015 годы:
Предполагается дальнейшее развитие промышленного сектора экономики и его экспансию на внешний рынок сбыта. Предполагается, что произойдет формирование вертикально интегрированных промышленных и финансово-промышленных групп, которые наряду с разработкой собственных технологий, будут ориентироваться и на приобретение зарубежных технологий и оборудования в целях уменьшения издержек производства, снижения себестоимости и дальнейшего повышения качества производимой продукции.
Третий этап 2015-2020 годы:
Предполагается дальнейшее развитие промышленного сектора экономики. Одним из основных приоритетов будет являться изменение сырьевой направленности промышленности с переориентацией на более глубокую переработку сырьевых ресурсов регионов путем создания новых перерабатывающих экспортоориентированных производств.
Приведенный баланс добычи нефти, соответствующий прогнозному варианту 2 - оптимистическому, позволяет реализовать намеченные проекты в области экспорта нефти без использования железнодорожного транспорта, за исключением 2014 года, когда превышение объема добычи нефти над экспортными мощностями составляет 4.8 млн.т.
3.4 Решение экологических проблем при транспорте и переработке нефти. Охрана окружающей среды. Охрана труда и техника безопасности
При транспорте нефти
Сбор, подготовка и транспортировка нефти от скважин по нефтепроводу и на нефтеперерабатывающие заводы, а также хранение сопровождается потерями ее от испарения и разных утечек (выбросы).
В связи с увеличением добычи и транспорта нефти стало актуальным вопросом изучения загрязнения окружающей среды при транспортировке, а также повышение эффективности транспорта углеводородов и снижение его вредного влияния при хранении и транспортировке. При больших объемах добычи нефти максимально снизить ее потери особенно важно. Потери нефти и нефтепродуктов наносят большой ущерб экономике, экологии, приводят к затратам, потере ценнейших энергоносителей. Кроме того, потери нефти при авариях, разливах и утечках загрязняют почву, грунтовые воды и водоемы, а при испарении - атмосферу.
Ориентировочные подсчеты показывают, что потери нефти при перекачке от скважины до установки нефтеперерабатывающего завода и нефтепродуктов при доставке от завода до потребителя включительно, составляют около 9% годовой добычи нефти. Из общей суммы газовых потерь, потери от испарения нефтепродуктов на нефтебазах и при транспортировке составляют примерно 2.5%.
Известно, что добываемая нефть содержит в своем составе большое количество низкокипящих фракции и растворенный газ. В промысловых условиях при сборе, транспорте и хранении этих нефти часто теряются растворенные в нефти газы. Кроме того, значительны потери и легких нефтяных фракции, так как при испарении таких компонентов как метан, этан и частично, пропан, содержащихся в газе, из нефти увлекаются и более тяжелые углеводороды (бутаны, пентаны и высшие). Наибольшая опасность загрязнения атмосферы связана с нефтяными газами, содержащими сернистые соединения.
Атмосфера загрязняется также продуктами переработки нефти, содержание которых часто превышает предельно-допустимые концентрации.
Потери углеводородов (из индивидуального источника) зависят от физико-химических свойств нефти, давления, температуры, конструкции применяемого аппарата или оборудования, климатических условий и некоторых других факторов. Эти эксплуатационные потери нефти и газа составляют порядка 60-75% общих потерь на нефтяных месторождениях и вызваны следующими причинами:
· несовершенством систем сбора и транспорта нефти;
· неисправностью устьевого оборудования скважин и перекачивающих насосов;
· низкой степенью герметизации сырьевых и товарных резервуаров и использованием последних для осуществления приемно-сдаточных операции;
· несовершенством сепарационного оборудования и процесса сепарации;
· использованием негерметичных систем подготовки нефти и воды;
· порывами нефтепродуктопроводов из-за аварий и нарушения правил их технической эксплуатации.
Таким образом, в современных системах сбора и транспорта нефти и газа, герметизация осуществляется на всем пути, начиная от скважины до центрального пункта подготовки нефти. Внедрение напорных систем сбора и герметизации технологических процессов подготовки нефти и воды позволяет уменьшить потери нефти от испарения в 2-2.5 раза.
С точки зрения охраны окружающей среды однотрубная герметизированная система сбора, получившая широкое внедрение в районах добычи нефти, имеет несомненные преимущества и значительно сокращает потери нефти, составляющие 0.01-0.3 вес % от объема добычи.
Укрупнения пунктов подготовки нефти, когда продукция нескольких месторождений поступает на подготовку в один центральный пункт, также способствуют сокращению выбросов. При этом на центральном пункте подготовки нефти размещаются установки сепарации нефти и сооружения внешнего транспорта товарной продукции. Это позволяет осуществить жесткую технологическую связь системы сбора с установками подготовки нефти и воды и обеспечить поступление продукции скважин на эти установки, минуя сырьевые резервуары.
При транспорте нефти выбросы (потери) углеводородов возможно на нефтеперекачивающих станциях (НПС) и линейной части магистрального нефтепровода от следующих источников: неплотности запорно-регулирующая арматура резервуаров; сальниковых уплотнении насосных установок; узлы технологических задвижек; предохранительных клапанов; узел запуска скребка и других. При этом потери вследствие утечек из насосов составит 0,06% от всего перекачиваемого количество нефти. Потери из-за неплотностей запорной арматуры составляют примерно 0.02% от общего количество перекачиваемой жидкости.
Кроме эксплуатационных потерь нефти при их транспортировании по трубопроводам имеются аварийные. К ним относятся потери, происходящие при утрате герметичности резервуаров, технологических и магистральных трубопроводов. Причиной возникновения таких потерь является нарушение правил эксплуатации магистральных трубопроводов, несоблюдение строительных норм и правил их обслуживании, несоблюдением правил обращения с нефтью и нефтепродуктами, заводскими дефектами труб, износами трубопровода и стихийными бедствиями.
Для сокращения потерь нефти от испарения в резервуарах и уменьшения выделения углеводородов в атмосферу используются различные средства, в том числе: понтоны, плавающие крыши, газоуравнительные системы, диски отражатели, цвет окраски резервуаров.
Первичным отходом, образующимся во время процессов обработки, является попутная вода. Попутная вода затем очищается для сброса или закачки. Прочие отходы, образующиеся во время процессов обработки, - это песок и осадок, донный осадок (твердые частицы и осадок), почва, загрязненная углеводородами и попутной водой, излишки химикатов, использованные фильтры и фильтровальные материалы и летучие газообразные отходы, а также отходы, обычно связанные с эксплуатацией и ремонтом оборудования. Попутный песок и осадок могут содержать радиоактивные природные материалы.
При транспорте нефти основными отходами производства являются донный осадок. Донный осадок состоит из тяжелых углеводородов, твердых частиц, песка и эмульсий. В категорию донного осадка можно включить шлам, парафин и отходы очистки скребками на линейной части магистральных нефтепроводов. Многие из этих отходов могут быть возвращены в производство после простой обработки, такой как нагревание для выделения жидких углеводородов, шлама, эмульсий и парафина. Трубы и оборудование могут быть модифицированы с целью сведения к минимуму турбулентного течения и падения давления, что сократит образование отложений.
В целом, для обеспечения безопасной экологической реализации развития нефтной отрасли РК необходимо проведение комплекса мероприятий, обеспечивающих выполнение следующих основных функции:
· проведение постоянного экологического мониторинга компонентов окружающей среды (воздух, вода, почва) по всем объектам нефтепровода;
· герметизация трубопровода на всем пути транспорта нефти;
· подземная прокладка трубопровода (заглубление на 2.0 м до верха трубы) для уменьшения негативных воздействий от его эксплуатации, а также риска аварий;
· трасса трубопровода должна быть обозначена знаками в целях избежания случайного вскрытия трубопровода;
· технологическое оборудование линейной части трубопровода, а также оборудование НПС, узлов пуска и приема скребка должно быть выбрано таким образом, чтобы минимизировать выбросы вредных веществ в атмосферу;
· сохранение герметичности системы необходимо обеспечить своевременным проведением предупредительных плановых ремонтов и профилактикой технологических трубопроводов и оборудования;
· защита трубопровода от химической коррозии с использованием усиленной антикоррозийной изоляции (эпоксидное покрытие и катодная защита);
· интерфейс с системой обнаружения утечек на трубопроводе;
· местные станции обхода автоматики в ручном режиме;
· перекрывающие задвижки, расположенные вдоль нефтепровода и с каждой стороны водных преград;
· применение понтонов, плавающие крыши, газоуравнительные системы, диски отражатели резервуаров;
· подборка цвета окраски резервуаров;
При переработке нефти
Нефтепереработка - это крупнотоннажное производство, основанное на превращениях нефти, ее фракций и нефтяных газов в товарные нефтепродукты и сырье для нефтехимии. Это производство представляет собой совокупность осуществляемых на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) физических и физико-химических процессов, включающие подготовку сырья, его первичную и вторичную переработку.
Переработка нефти начинается с ее перегонки, которую сейчас производят исключительно на трубчатых установках.
Основное назначение перегонки нефти - разделение ее на отдельные фракции (продукты). Для получения светлых нефтепродуктов (бензина, керосина, дизельного топлива) перегонку ведут на установках, работающих под атмосферным давлением, - атмосферных трубчатках (АТ).
В остатке при перегонке нефти на АТ получают мазут, который используют как товарный продукт или как сырье для других процессов. Мазут можно подвергать перегонке на установках, работающих под вакуумом, и получить масляные дистилляты или сырье для каталического крекинга.
Специфическими источниками загрязнения атмосферы на нефтеперерабатывающих предприятиях являются неорганизованные выбросы, испарение углеводородов при хранении и транспортировке нефти и нефтепродуктов, а также организованные выбросы, выделяющиеся при сжигании углеводородных газов на факельных установках и отходящие газы регенерации с каталитических установок.
Среди гетерогенных соединений, содержащихся в остатках тяжелых нефтей и загрязняющие окружающую среду, основную долю составляют соединения серы. Поэтому при переработке этих остатков в процессах термодеструкции и каталитических гидрогенизации токсичными основными выбросами являются сераорганические соединения и их оксиды.
Также нефтеперерабатывающая промышленность относится к отраслям народного хозяйства, потребляющим большой объем воды и поэтому ее предприятия размещаются в бассейнах рек, которые являются как источниками производственного водоснабжения, так и приемниками сточных вод.
Для сокращения потерь и уменьшения загрязнения атмосферы углеводородами и сернистыми соединениями за счет их испарения из сточной жидкости, при движении сточных вод по сетям заводской канализации и очистным сооружениям необходимо максимально сократить количества этих вод и содержание в них нефтепродуктов. Количество сточных вод, отводимых с НПЗ в водоемы и реки, тесно увязывается с принятой на заводе схемой водоиспользования и объемами водопотребления.
Производственные сточные воды делятся на загрязненные и незагрязненные (условно чистые). Загрязненные производственные сточные воды содержащие различные примеси, различаются на две группы:
Загрязненные преимущественно минеральными примесями;
Загрязненные преимущественно органическими примесями.
По характеру загрязнения сточные воды делятся на следующие категории:
1-я категория (65-85% стоков) незагрязненные сточные воды, нагретые в процессе охлаждения технологического оборудования; к ним относятся сточные воды от охлаждения компрессоров, термического и сварочного оборудования, холодильных станции и др;
2-я категория (5-10% стоков) химически загрязненные сточные воды (в том числе наиболее характерные загрязнения кислотами, щелочами, солями металлов);
3-я категория (10-15% стоков) - сточные воды, загрязненные механическими примесями и маслами; Эти сточные воды сбрасываются от промывочного оборудования «мокрых» вентиляционных систем, литейного оборудования и т.д.;
4-я категория (до 1% стоков) - отработанные смазочные - охлаждающие жидкости или эмульсии; эти сточные воды содержат взвешенные вещества и масла в значительно больших концентрациях, чем стоки 3-й категории.
Немало хлопот доставляет утилизация и захоронение шлама, накапливающегося в различных очистных сооружениях, в прудах и на иловых площадках. Обычно сооружаемые на заводах накопители для шлама быстро заполняются до предельного объема.
Проблема утилизации усложняется еще и сбором и последующей переработкой накапливающихся в шламонакопителях нефтепродуктов. Обычно в накопителях образуется три слоя нефтепродуктов: верхний - нефтяной - с относительно небольшим содержанием воды, средний, представляющий собой стойкую эмульсию «вода - нефть», и нижний, состоящий из эмульсии с механическими примесями.
Для снижения воздействия на окружающую природную среду необходимо проведение комплекса следующих мероприятий:
· проведение постоянного экологического мониторинга, контроль над уровнем загрязнения компонентов окружающей природной среды;
· систематическое проведение проверки технического состояния оборудования и аппаратов заводского хозяйства;
· обеспечение наружной и внутренней изоляции поверхностей оборудования, сооружений и сетей водоснабжения и канализации;
· предотвращение возникновения аварийных ситуации и нарушений технологических процессов.
Охрана окружающей среды
Источниками загрязнения окружающей среды являются прямые потери нефти и нефтепродуктов (утечки, проливы, переливы, испарения, аварийные потери и т.п.).
Предотвращение подобных чрезвычайных ситуаций включает в себя комплекс правовых, организационных, технических и специальных мероприятий, направленных на организацию наблюдения и контроля над состоянием окружающей среды и потенциально опасных нефтяных объектов, в том числе морских или речных, прогнозирования и профилактику возникновения источников ЧС, а также подготовку к подобным чрезвычайным ситуациям.
Постановлением Правительства Республики Казахстан от 6 мая 2000 года № 676 утвержден «Национальный план по предупреждению нефтяных разливов и реагированию на них в море и внутренних водоемах Республики Казахстан». Для реализации данной программы необходима соответствующая нормативная база в области охраны окружающей среды. Перечень первоочередных природоохранных нормативных документов представляется в следующем:
· Методические рекомендации по определению ущерба, наносимого и внутренним водоемам при безаварийном проведении работ в соответствии с утвержденными проектами работ, а также в результате аварии и нарушения природоохранного законодательства при проведении нефтяных операций на море и внутренних водоемах Республики Казахстан;
· Положение «О размещении, хранении и утилизации нефти, собранной при ликвидации нефтяных разливов на море;
· Перечень нормативных документов, регулирующих правовые отношения в вопросах предупреждения нефтяных разливов и реагирования на них в море и внутренних водоемах Республики Казахстан.
Данные нормативные документы необходимо разрабатывать при взаимном согласовании с соответствующими службами Министерства энергетики и минеральных ресурсов вопросов координации мер реагирования, экологического мониторинга непосредственно с нефтяных объектов, принятия решений по вопросам, регулирующим правовые отношения с учетом особенностей разработки морских нефтегазовых месторождений.
Охрана труда и техника безопасности
В Республике Казахстан с каждым годом растет количество нефтегазовых предприятий и, следовательно, увеличивается количество занятых в данной отрасли работников. Это не в последнюю очередь связано с привлечением иностранных инвестиций в отрасль и с интенсивным поиском Республикой Казахстан выходов к мировому рынку, что наглядно демонстрируют трубопроводные проекты.
Принятие Закона Республики Казахстан "О труде" от 10 декабря 1999 года значительно обновило систему казахстанского трудового законодательства. В настоящее время в нефтегазовой отрасли действуют порядка 70 нормативных документов по охране труда.
Большое значение для правового регулирования труда работников имеют Конвенции МОТ. На сегодня Республика Казахстан ратифицировала 13 конвенций МОТ, которые в соответствии с п. 3 ст. 4 Конституции Республики Казахстан от 30 августа 1995 года имеют приоритет над казахстанским законодательством. Это следующие конвенции:
1. О безопасности и гигиене труда в производственной среде (№ 155, 1981 года);
2. О защите трудящихся от профессионального риска, вызываемого загрязнением воздуха, шумом и вибрацией на рабочих местах (№ 148, 1977 года);
3. О дискриминации в области труда и занятий (№ 111, 1958 года);
4. О политике в области занятости (№122,1964 года);
5. О свободе ассоциации и защите права на организацию (№ 87, 1948 года);
6. О представителях трудящихся (№ 135, 1971 года);
7. О трехсторонних консультациях (международные трудовые нормы) (№ 144,1976 года);
8. Об организации службы занятости (№ 88, 1948 года);
9. Об упразднении принудительного труда (№ 81, 1947 года);
10. О равном вознаграждении мужчин и женщин за труд равной ценности (№ 100,1951 года);
11. 0 принудительном и обязательном труде (№ 29, 1930 года)
12. О минимальном возрасте для приема на работу (№ 138, 1973 года)
13. О применении принципов права на организацию и на ведение коллективных переговоров (№ 98, 1949 года)
Следующий слой нормативных актов, регулирующих рассматриваемые отношения, составляют законы и подзаконные акты, регулирующие отдельные аспекты труда работников нефтегазовой отрасли. Это специальные нормативные акты, регулирующие порядок производства различных работ на нефтегазовых промыслах, перерабатывающих заводах и на других объектах нефтегазового комплекса. Трудовых отношений данных работников это касается в основном только в части охраны труда и занятости населения.
Это следующие нормативные акты:
· Указ Президента РК. имеющий силу закона "О нефти" от 28 июня 1995 года, Пункт 8 статьи 41 данного указа устанавливает обязанность работодателя при проведении нефтяных операций отдавать предпочтение казахстанским кадрам;
· Указ Президента РК. имеющий силу закона "О недрах и недропользовании" от 27 января 1996 года. Статья 54 данного указа содержит обязанности недропользователя по обеспечению безопасных для персонала условий недропользования;
· «Правила техники безопасности и охраны окружающей среды при строительств, прокладке, эксплуатации и ремонте подводных трубопроводов и подводных кабельных линий электропередач и связи, связанных с нефтяными операциями», утвержденные постановлением Правительства РК от 13 июня 1996 года.
Подобные документы
Анализ и оценка современного состояния золотодобывающей отрасли Казахстана. Характеристика сдерживающих факторов развития добывающей промышленности государства. Пути и методы стимулирования коммерческой разработки золоторудных месторождений Казахстана.
реферат [25,2 K], добавлен 11.10.2011Определение путей достижения качественно нового состояния топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан. Нефтегазоносные районы республики. Развитие нефтеперерабатывающей промышленности страны. Главные проблемы нефтяной отрасли Казахстана.
доклад [55,8 K], добавлен 20.02.2013Состав и структура основных фондов нефтяной и газовой промышленности. Анализ современного состояния нефтегазовой отрасли в Республике Казахстан. Применение экономико-математических методов анализа и расчета показателей использования основных фондов.
дипломная работа [165,9 K], добавлен 01.03.2011Место и значение химической и нефтехимической промышленности в экономике России, их структура и оценка современного состояния, перспективы дальнейшего развития. Анализ зарубежного опыта функционирования химической и нефтехимической отраслей экономики.
курсовая работа [175,9 K], добавлен 16.12.2010Характеристика предпринимательства, этапы формирования в Республике Казахстан. Экономическое развитие Республики Казахстана и роль предпринимательства в промышленности. Анализ предпринимательства в промышленности Казахстана на современном этапе.
курсовая работа [440,6 K], добавлен 27.10.2010Макроэкономические показатели социально-экономического развития государства. Анализ состояния промышленности, валового внутреннего продукта, платежного баланса, доходов от экспорта товаров в Казахстане. Инвестиционное взаимодействие Казахстана и России.
дипломная работа [532,8 K], добавлен 28.09.2010Значение нефтегазовой промышленности для экономики страны. Структура газовой и нефтяной отрасли России. Современные проблемы и дальнейшие перспективы российской нефтегазовой отрасли. Разработка и формирование топливно-энергетического баланса страны.
курсовая работа [109,8 K], добавлен 23.12.2011Состояние химической и нефтехимической промышленности в России. Сравнительная оценка конкурентоспособности организаций ПФО и РТ. Анализ организаций химической и нефтехимической отрасли на примере отдельных предприятий Приволжского Федерального округа.
курсовая работа [387,0 K], добавлен 13.04.2009Теоретические особенности и этапы развития химической отрасли. Современное состояние и тенденции химической и нефтехимической промышленности в России и в мире. Итоги работы российской химической отрасли в 2005 г. Обзор мирового рынка моющих средств.
курсовая работа [52,9 K], добавлен 18.08.2010Современное состояние химической и нефтехимической промышленности России, определение качества и ассортимента продукции отрасли по совокупному спросу российского и мирового рынков. Экономические показатели деятельности фармацевтической промышленности.
реферат [278,2 K], добавлен 15.10.2011
