Казахстанско-Британский Технический Университет

Финансово-экономический факультет

 

 

 

 

 

 

ТЕМА: “КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ ПОДХОДЫ К УПРАВЛЕНИЮ ДИВЕРСИФИКАЦИИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ ”

 

 

 

 

 

 

   Выполнил: магистрант 1-го курса                                                                                                                                                                     

По направлению “менеджмент”

______________________________

 

 

 

 

 

 

      Проверил: ____________________

_____________________________

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АЛМАТЫ 2004г.

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

 

1. Введение……………………………………………………………3
2. Ретроспективный взгляд на развитие отрасли……………………4
3. Анализ качественных характеристик углеводородных ресурсов нефтегазовых регионов страны…………………………………..15
4. Становление и развитие отечественной нефтеперераба­тывающей промышленности………………………………………………….21

Список использованной литературы…………………………….25

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Становление и развитие Республики Казахстан, как суверенного государства, обеспечение экономического и социального прогресса общества связано с развитием отраслей, являющихся основой экономики страны, к которым в первую очередь относятся нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая.

В Стратегии развития Казахстана до 2030 года особая роль отводится нефтегазовой отрасли промышленности. Определяя в качестве долгосрочных приоритетов топливно-энергетические ресурсы, эффективное использование которых будет способствовать устойчивому росту экономики и улучшению жизни народа, программа нацеливает на решение ключевых вопросов, имеющих принципиальное значение для всего нефтегазового комплекса.

Стратегия использования топливно-энергетических ресурсов базируется на долгосрочном партнерстве с крупнейшими нефтяными компаниями мира с целью привлечения капиталов и современных технологий; создании системы экспортных трубопроводов, с позиции эффективности использования будущих доходов от экспорта ресурсов.

Вместе с тем все еще остается в тени и слабой степени разработанности как в ряде государственных программ, так и в научных разработках, задачи эффективного развития нефтегазового комплекса Республики Казахстан -направления, масштабы и сроки увеличения потенциала перерабатывающих производств, пути повышения эффективности добычи и переработки ресурсов и наращивания темпов комплексности их использования, более полного удовлетворения потребностей внутреннего и внешнего рынков.

Проблемы совершенствования структуры управления нефтяной отраслью в условиях изменения форм собственности существенно актуализировались, приобретают большое экономическое и социальное значение.

Поиск новых форм управления нефтяным сектором, определение места государства в этом процессе привели к идее создания интегрированных акционерных нефтяных компаний от разработки месторождения до переработки нефти и сбыта нефтепродуктов.

Создание и функционирование акционерных обществ в нефтегазовом комплексе как с участием отечественного, так и зарубежного капитала содержат в себе ряд нерешенных вопросов по согласованию интересов участников акционерного общества, путей и методов регулирования процессов образования и функционирования нефтяных компаний, что негативно влияет на развитие экономики этой сферы

В этой связи представляется крайне актуальным исследование проблем, связанных с эффективным функционированием нефтяных компаний Республики Казахстан.

 

 

 

 

1. Ретроспективный взгляд на развитие отрасли

 

Развитие нефтегазодобывающей промышленности Казах­стана связано с расширением сырьевой базы в различных зонах западной части республики на территории полуостро­вов Мангышлак и Бузачи, в районе плато Устюрт, Прикас­пийской впадине, в Эмбинской соляно-купольной зоне — ста­рой зоне нефтедобычи.

История нефтедобычи имеет несколько периодов, в тече­ние которых происходили существенные изменения как в эко­номике отрасли, так и в территориальном размещении ее производств.

Мангышлакский регион, В 40-х годах вступили в эксплуа­тацию несколько месторождений, объем извлекаемых запасов которых позволил отнести их к категории средних и круп­ных. В 50-х годах добыча нефти увеличилась в 1,6 раза. Тог­да же началось интенсивное изучение ранее неисследован­ной, но перспективной в отношении нефтегазоносное™ тер­ритории полуострова Мангышлак и юго-западной части При­каспийской впадины. В январе 1957 г. с этой целью был орга­низован трест «Мангышлакнефтегазразведка». Его основными задачами стали детальное изучение геологического строения многих перспективных площадей полуострова, выявление имеющих наиболее благоприятные условия скопления углево­дородного сырья, нахождение крупных месторождений нефти и газа и подготовка их к промышленной разработке.

Уже к концу 50-х годов результаты геологопоисковых и разведочных работ на полуострове Мангышлак и юго-запад­ном борте Прикаспийской впадины позволили сделать выво­ды о наличии здесь больших запасов нефти и газа. В связи с этим резко возросла эффективность затрат, осваиваемых пред­приятиями отрасли. В 1951-1955 гг. абсолютная величина запасов нефти в республике держалась на уровне предыдущих пяти лет что свидетельствовало о низкой эффективности гео­логоразведочных работ. В 1956-1966 гг. их результативность возросла — соответственно за сравниваемые периоды в 11 и 59 раз, причем объем приращенных запасов увеличился по­чти в 6 раз.

Сдвиги в обеспечении отрасли подготовленными промыш­ленными запасами стали возможными вследствие целенаправ­ленного проведения поисково-разведочного бурения, сконцент­рированного на ограниченном числе перспективных структур. В 50-х годах разведочное бурение осуществлялось на значительно большем числе структур, среди которых многие были малоперспективны. Такой подход к изучению недр и выявлению нефте­носных горизонтов оказался малоэффективным, капиталоемким и затягивал сроки выявления крупных месторождений нефти. Поэтому в 1959-1965 гг. основные усилия разведочных организа­ций были направлены на детальную разведку ограниченного числа месторождений — Жетыбай, Узень, Прорва, на повышение эффек­тивности геологоразведочных работ, чему способствовало широ­кое применение высоко результативных способов разведочного бу­рения.

К 1966 г. в Казахстане были открыты крупные нефтегазовые месторождения, что создало реальные условия для подготовки к разработке значительных запасов сырья промышленных катего­рий. Это отразилось на результативности осуществленных ра­бот: удельные капитальные вложения, связанные с приращени­ем запасов, стали ниже в 2; 1,2; 5 раз по сравнению соответ­ственно с Башкирией, Татарией, Азербайджаном — основными районами нефтедобычи тех лет.

За сравнительно небольшой срок была освоена огромная тер­ритория полуострова Мангышлак: здесь выросли города и по­селки нефтяников — Шевченко, Узень, Жетыбай, Ералиево и дру­гие; построены автомобильные дороги, соединившие между со­бой населенные пункты и разведочные территории; сдана в экс­плуатацию железнодорожная линия Макат — Узень протяжен­ностью свыше 800 км; введен в действие магистральный нефте­провод, по которому мангышлакская нефть стала транспортиро­ваться к местам переработки.

          Абсолютное увеличение количества добываемого сырья в стране имело крайне важное значение для всего народнохо­зяйственного комплекса. Оно заключалось, прежде всего, в том, что нефть, конденсат и газ, добывавшиеся в регионе, яв­лялись сырьем для получения широкого ассортимента авто и авиабензинов, всевозможных масел, присадок и другой про­дукции. В процессе переработки на нефтехимических и хи­мических предприятиях некоторых промежуточных продуктов нефте- и газопереработки вырабатывались пластические мас­сы, полистирол, искусственные волокна, каучук, спирт, кис­лоты, без которых не мыслим был   технический прогресс в большинстве отраслей народного хозяйства. Наконец, нефти отдельных месторождений Казахстана относились к категории высококачественных ресурсов, из которых в процессе переработки в одних случаях выделяется широкий ассортимент масел, по качеству превосходящие аналогичную продукцию, извлеченную из нефти других регионов, в других бензин высокого качества, в третьих — остродефицитное сырье, направляемое в химические и нефтехимические процессы,

Урало-Эмбинский регион. В начале XX в. на территории Урало-Эмбинской соляно-купольной зоны были обнаружены значительные запасы углеводородного сырья, что повлекло за собой ввод в промышленную разработку ряда месторождений. Богатства этого региона постепенно осваивались, увеличива­лось количество площадей находившихся в стадии геолого­поисковых и разведочных работ, рос общий объем добывае­мого здесь углеводородного топлива. За сравнительно корот­кое время были созданы нефтедобывающие предприятия — Кульсары, Каратон, Байчунас, Сагиз, Шубар-Кудук, Косчагыл, Кошкар и другие.

В 60-70-е годы освоение соляно-купольных структур про­должалось, хотя темпы его постепенно снижались. Это было обусловлено смешением центра тяжести в проведении поиско­вых и разведочных работ на подсолевые структуры, таившие по предварительным оценкам большие перспективы в отношении нефтегазоносности. Тем не менее, в этот период вводились в эксплуатацию месторождения Прорва, Танатар, Корсак, Марты-щи, Камышитовый, Гран и другие.

На протяжении отмеченного десятилетия на территории Урало-Эмбинской нефтеносной зоны стали интенсивно осуще­ствляться геолого-поисковые и разведочные работы на новых территориях, ранее не вводившихся в процесс исследования глу­бинных горизонтов. Необходимость проведения подобных ка­питалоемких проектов была связана с тем, что размер подготов­ленных к освоению извлекаемых запасов углеводородных ресур­сов в стране постепенно иссякал. Уже находились на поздней стадии эксплуатации более 20 месторождений, обводненность продукции недр достигала 95-99%. Все это откладывало свой отпечаток на технико-экономических показателях нефтедобыва­ющих предприятий.

Заметное увеличение глубин залегания продуктивных гори­зонтов отразилось на параметрах глубокого разведочного и экс­плуатационного бурения, увеличилось число аварий, резко воз­росло время проводки каждой скважины. И все же, несмотря на столь неблагоприятные условия реализации проектов, в регио­не были обнаружены исключительно богатые по содержанию нефтегазового сырья структуры — Тенгизская, Королевская, Елемес.

Актюбинский регион. Формирование нефтедобывающего объединения «Актюбинскнефть» произошло в результате пере­дачи некоторых структур, в частности Шубар-Кудук, Джаксымай, ранее находившихся в составе производственного объединения (ПО) «Эмбанефть». Необходимость подобного решения была свя­зана с вводом промышленную эксплуатацию первого месторож­дения, продуктивные горизонты которого находились в подсо-левом комплексе.

Образованное в 1981 г. ПО «Актюбинскнефть» согласно приказу Министерства нефтяной промышленности приняло от ПО «Эмбанефть» НГДУ «Кенкиякнефть», Кенкиякское уп­равление технологического транспорта, Джаксымайскую базу производственно-технологического обслуживания и комплек­тации оборудованием, структурное подразделение на отдель­ном балансе — строительное управление №3 треста «Эмба-нефтестрой». На баланс объединения было принято также формирующееся для освоения месторождение НГДУ «Октябрь-скнефть». Однако, несмотря на непродолжительное время, в течение которого налаживалась вся иерархическая структура объединения, и сегодня можно высказать определенные суж­дения о характере, специфических особенностях, своеобраз­ных трудностях и перспективах этого нефтегазодобывающего района Казахстана.

В настоящее время этот регион располагает рядом место­рождений, эксплуатация которых находится на разных стади­ях. Месторождение Шубар-Кудук, промышленная разработка которого была начата еще в 1932 г., характеризуется полной выработкой извлекаемых запасов и,    следовательно, в течение нескольких ближайших лет завершит свою производствен­ную деятельность. Месторождение Кенкияк вступило в ста­дию промышленной разработки в 1966 г. В связи с аномальной вязкостью нефти разработка ведется с использованием одного из методов поддержания пластового давления — за качкой пара в продуктивный горизонт. И на Кенкияке, и на Шубар-Кудуке разрабатываются надсолевые скопления углево­дородного сырья. Как известно, такие месторождения харак­теризуются неглубоким залеганием ресурсов, что обеспечива­ет невысокие капитальные и трудовые затраты в процессе их разработки.

Третье месторождение Жанажол имеет существенное от­личие не только от первых двух, но и от всех месторожде­ний, вступивших к настоящему времени в стадию эксплуата­ции. Во-первых, нефтесодержащие пласты расположены в подсолевых отложениях. Следовательно, это первое месторож­дение, на котором извлекается нефть, залегающая под соле­вым куполом. Во-вторых, в добываемом сырье содержится значительное количество попутного газа, содержащего ряд компонентов, которые придают исключительно агрессивный характер углеводородному сырью. Это усложняет работу до­бытчиков. Попутный газ после сепарации подвергается тща­тельной очистке на специальной установке, а уж затем на­правляется для использования.

Серьезной причиной невыполнения поставленных задач является организационное несоответствие масштабов разверну­тых работ и степени удовлетворения необходимых запросов про­изводственных и социально-культурных объектов в различных видах оборудования, материалов и т.д. Именно этот фактор оз­начает, что по ряду основных позиций в объединении «Актю-бинскнефть» результаты могли быть и выше, если бы не проис­ходило таких нежелательных явлений, как несвоевремнные по­ставки многих важных видов техники, технологического обору­дования, аппаратуры, изготовление которых было поручено ряду союзных министерств; отсутствие некоторых жизненно важ­ных для нефтедобывающего производства коммуникаций, без которых все еще наблюдается множество простоев производ­ственных бригад; низкое качество основных и вспомогательных работ, осуществляемых в рамках различных организационных форм.

И все же, несмотря на эти негативные явления, вызываю­щие столь серьезные последствия, нефтедобыча Актюбинского региона набирает темп. В последующем, когда развернутые ши­роким фронтом геологоразведочные работы принесут ожидае­мые результаты, этот регион будет относиться к числу крупных районов нефтедобычи.

Уральский нефтегазокондеисатный регион. Формирова­ние его было связано с освоением ресурсов углеводородного сырья Карачаганакского месторождения, осуществлявшимся в 80-е годы по проекту опытно-промышленной эксплуатации. Месторождение по величине относится к категории уникаль­ных, по сложности геологического строения является очень сложным. В толще выделены три эксплуатационных объекта, имеющих высоту 1550 м — газоконденсатная часть 1350 м и нефтяная 200 м.

Протоколом ГКЗ СССР № 9773 от 28 июля 1985 г. запасы свободного газа по месторождению утверждены в объеме 709, 7 млрд. м3 по категории С, и 666,8 — по категории С2; извлекаемые запасы стабильного конденсата составили соответственно 307,7 и 329,2 млн. т.

Весь объем добываемого сырья предполагалось использовать на Оренбургском газоперерабатывающем заводе (ОГПЗ), откуда кон­денсат после стабилизации транспортируется в Салават. Сызрань и Уфу на соответствующие нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) с целью выделения из него отдельных марок автомобильного бен­зина и дизельного топлива.

На ОГПЗ в производственный цикл вовлекается также сы­рье Оренбургского газоконденсатного месторождения, имеющее отличительные особенности в физико-химическом составе по сравнению с карачаганакским. Именно они в наибольшей степе­ни оказывают влияние на экономику тех производств, для кото­рых эти углеводородные ресурсы являются исходным сырьем. Различия в физико-химическом составе заключаются в следую­щем:

— газ Оренбургского месторождения содержит гелий (0,056%), в то время как в карачаганакском он практически отсутствует. Присутствие гелия и существующая возможность его извлече­ния в чистом виде на Оренбургском гелиевом заводе (ОГЗ) зас­тавляет уже сегодня оценивать оренбургский газ как дефицитное сырье для завода, мощности которого будут увеличены с 20 до 25 млрд. м3 в год;

—  конденсат, поступающий на ОГПЗ с двух месторождений, имеет разное соотношение присутствующих в нем кислых со­единений — сероводорода и углекислого газа. Результатом воз­действия этого фактора является неустойчивая работа техноло­гического оборудования, в частности установок «Клауса» (сероо­чистка)

—  конденсат двух месторождений характеризуется различ­ным фракционным составом, что обусловливает большое со­держание бензина повышенного качества и невысокое — ди­зельного топлива в оренбургском газе; в карачаганакском же значительному содержанию дизельного топлива сопутствует невысокий удельный вес бензина низкого качества. Подача на   $ НПЗ конденсатной смеси, в которой постоянно изменяются    *. сырьевые пропорции, приводят к частым неплановым остановкам технологического оборудования, коррозии аппаратов, установок.

Изучение технической и экономической сторон действующих добывающих и перерабатывающих производств, располо­женных по всей цепочке движения ресурсов Карачаганакского месторождения, показало наличие ряда крупных проблем, своевременное решение которых позволит в будущем периоде развития смягчить негативное воздействие ряда факторов, которые ; уже сегодня оказывают свое влияние. Эти проблемы связаны со всеми производственными процессами, имеющими отношение к сырью данного месторождения.

 

Нефтегазоперерабатывающая и нефтехимическая отрасли промышленности в силу того влияния на экономику, которое они способны оказать благодаря выпуску широкого ассорти­мента необходимой для обеспечения потребностей внутрен­него и внешнего рынков продукции, относятся к главным приоритетам национального хозяйства. От объемов и каче­ства производимых на предприятиях этих отраслей горюче­смазочных материалов, полимерных и синтетических веществ, многочисленных товарных изделий в значительной мере за­висят такие макроэкономические показатели, как валовой внутренний продукт, валютные поступления в государствен­ный и региональный бюджеты за счет проведения экспорт­ных операций, повышение технического уровня многих смеж­ных производств, улучшение экологического состояния про­мышленных регионов.

На базе производств, осуществляющих переработку углево­дородного сырья, стали активно развиваться новые подотрас­ли: выпуск продуктов основного органического синтеза, синте­тического каучука, технического углерода, резиновых техничес­ких и асбестовых изделий, поверхностно-активных веществ, шин и др.

Для нефтепереработки и нефтехимии, имеющих ряд от­личительных от других отраслей промышленности особен­ностей, свойственно применение химических методов обра­ботки предметов труда. В то же время в некоторых подо­траслях таких, например, как промышленность резиново-технических изделий, шинная, асбестовых технических изделий преобладают механические процессы. В большинстве про­изводств исходное сырье проходит ряд последовательных стадий переработки, причем на каждой технологической ус­тановке извлекается несколько продуктов, одни из которых относятся к числу основных, другие являются побочными, промежуточными, используемыми в дальнейшем в иных про­цессах.

Схема технологических процессов в значительной степе­ни зависит от качественных характеристик поступающего на переработку сырья. Переработка нефти низкого качества — об­водненной сверх установленных нормативов, сернистой или высокосернистой сопряжена с необходимостью осуществления дополнительных стадий, связанных с ее очисткой, что влечет за собой увеличение капитальных и эксплуатационных зат­рат. Следовательно, в любом случае более полное использо­вание сырья, потребляемых топлива и энергии, составляю­щие в совокупности около 80% в себестоимости конечной про­дукции, оказывает существенное влияние на технико-эконо­мические показатели отрасли. Это, в свою очередь, обеспе­чивает дополнительную прибыль предприятиям соответству­ющего профиля при реализации готовых веществ или полу­фабрикатов на внутреннем и внешнем рынках.

Предприятия отраслей, базирующихся на переработке уг­леводородного сырья, отличаются высоким уровнем концент­рации производства, причем доля крупных объектов в общей их численности выглядит подавляющей. И причина такого развития вполне понятна: имея дело со столь сложным и разнообразным по физико-химическому составу сырьем, да к тому же относящемуся к категории уникального не возобнов­ляемого ресурса, следует его использовать по максимальной программе извлечения конечных продуктов, что возможно лишь при условии создания крупных комплексных произ­водств, каждая стадия которых (установка или блок устано­вок) представляет собой органическую последовательность взаимосвязанных процессов.

Важной научно-технической, экономической и экологичес­кой проблемой развития многих подотраслей нефтеперерабаты­вающей и нефтехимической промышленности является увели­чение выпуска продукции путем более полного использования  компонентов перерабатываемого сырья. Современные достижения науки и техники позволяют решить эту проблему на основе разработки и широкого внедрения вторичных деструктивных процессов. Повышение степени отбора ценных компонентов из нефти и их переработка сопровождаются усложнением традиционно использовавшихся схем, созданием новых процессов и производств, что требует крупных дополнительных капитальных  вложений.                                                                                      

В этой связи максимальное извлечение экономически оп­равданного ассортимента продукции неизбежно влечет за со­бой такой положительный результат, как снижение себестои­мости единицы выпускаемого товарного химического соеди­нения, удельных капитальных затрат, рост прибыльности пред­приятия. Нельзя обойти вниманием и тот факт, что выпуск некоторых видов конечной продукции непосредственным об­разом отражается на деятельности ряда смежных отраслей хо­зяйства, изделия которых до недавнего времени в достаточно больших количествах поставлялись на объекты машинострои­тельной, энергетической, авиационной и других отраслей. К настоящему моменту многие виды готовых изделий, изготов­лявшихся ранее из черных и цветных металлов, древесины, продуктов агропромышленного комплекса, состоят из матери­алов, полученных в результате осуществления процессов син­теза, полимеризации и других в нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслях.

Заменяемые материалы, безусловно, также требуют для своего преобразования в конечный вид готовой продукции определенного расхода энергии, катализаторов и других ве­ществ. Но эффективность нефтехимических производств оце­нивается все-таки конечным результатом, заключающемся в том, что экономия энергии, достигаемая за счет замены иных материалов нефтехимическими, с избытком покрывает соб­ственные нужды.

Технологическая направленность при проектировании и строительстве объектов нефтеперерабатывающей отрасли на­ходится в непосредственной зависимости от физико-химичес­ких параметров исходного сырья, на которое ориентируется вся система установок, аппаратов, производственного обору­дования. Именно, учитывая этот фактор, вводятся в эксплуа­тацию предприятия топливного профиля, заводы, производя­щие горюче-смазочные материалы широкого ассортимента, комплексы, продукция которых наряду с последними представ­лена товарным выпуском фракций индивидуальных углеводо­родов — этан-пропан-бутановой, жидких и твердых парафи­нов, меркаптанов и др.

В реальной же действительности, когда осуществляется привязка заводов к сырью нефтяных месторождений, распо­ложенных поблизости от дислокации объектов переработ­ки, или же случаях заключения долгосрочных контрактов на снабжение углеводородными ресурсами из других сырье­вых регионов, не всегда удается выполнить главное условие отрасли — соответствие качественных параметров вовлекае­мой в переработку нефти технологическим возможностям заводов,

Вследствие этого обстоятельства нередко возникает си­туация, когда предприятие технологически настроено (по на­бору оборудования) исключительно на извлечение топлив­ных фракций поступает сырье, в составе которого содержится значительное количество масляных фракций, парафиновых соединений, металлов. В таких случаях с большой долей уверенности можно предположить, что переработка его не сможет осуществляться с достаточно высокой эффективнос­тью, так как после отбора легких фракций углеводородов, ак­кумулирующихся в продукции топливного направления, практически вся оставшаяся часть исходного сырья окажется в тяжелом остатке, используемом в последующем в качестве топлива.

Поэтому для квалифицированной переработки побочных типов нефти существуют специфические процессы, с помо­щью которых извлекается вся гамма содержащейся в ней про­дукции, что характеризует высокую комплексность исполь­зования первичных не возобновляемых природных ресурсов. В мировой практике нефтепереработки насчитываются де­сятки таких процессов, позволяющих значительно увеличить удельный вес извлекаемой конечной продукции. Это так на­зываемые вторичные, деструктивные способы обработки сырья.

Одно из ведущих мест среди вторичных процессов неф­тепереработки принадлежит процессу каталитического крекин­га тяжелых дистиллятных фракций. Целевым назначением его является получение высокооктанового бензина. Легкий газойль каталитического крекинга используют в качестве компонента дизельного топлива, тяжелый газойль с высоким содержанием полициклических ароматических соединений находит ши­рокое применение как сырье для получения дисперсного уг­лерода, игольчатого кокса и компонента мазутов. Образующи­еся в результате происходящих реакций газы, богатые бутан-бутнленовой и пропан-пропиленовой фракциями, находят применение в качестве сырья высокооктанового ком­понента бензина, в производстве синтетическо­го каучука и в нефтехимии. Сырье каталитического крекинга должно обладать низкой коксуемостью, т.е. содержать немно­го полициклических ароматических углеводородов и смолис­тых веществ, вызывающих быстрое дезактивировать катализа­тор. Кроме того, в сырье должно быть обеспечено (не бо­лее 20-25 г/т) содержание металлов, способных дезактивиро­вать катализатор. Использование при каталитическом крекин­ге сернистого сырья вызывает необходимость его гидроочис­тки, что способствует удалению соединений, ухудшающих па­раметры процесса, в виде сероводорода.

Другим процессом, позволяющим улучшить качество бен­зинов, а также получить ценные мономеры, является катали­тический риформинг, широко распространенный в современ­ной нефтепереработке. В настоящее время установки катали­тического риформинга работают на платиновом катализаторе, в связи с чем процесс называется платформингом. Назначе­ние процесса — производство высокооктанового базового ком­понента автомобильных бензинов, а также получение инди­видуальных ароматических углеводородов: бензола, толуола, ксилола. В результате процесса получают и водородсодержащий газ (технический водород), используемый далее в про­цессе гидроочистки топлив, масляных и других фракций, а также на установках гидрокрекинга. Сырьем для каталитичес­кого риформинга служат бензиновые фракции перегонки: ши­рокая фракция 85-180° С для получения высокооктанового бензина, фракции 62-85, 85-115 и 115-150° С для получения бензола, толуола и ксилолов соответственно. Иногда к прямогонной широкой бензиновой фракции добавляют низко октановые бензины коксования, термического крекинга. При ка­талитическом риформинге углеводороды нефтяных фракций претерпевают значительные превращения, в результате которых образуются ароматические углеводороды. Все основные реакции протекают с отрицательным тепловым эффектом (с поглощением тепла), при этом суммарный тепловой эф­фект процесса определяется глубиной превращения углево­дородов.

Одним из распространенных термодеструктивных про­цессов является висбрекинг — процесс однократного тер­мического крекинга тяжелого остаточного сырья, проводи­мый в мягких условиях. Типичное сырье висбрекинга — мазуты, получаемые при атмосферной перегонке нефти, или вакуумные гудроны. Восприимчивость гудрона к висбрекингу тем выше, чем ниже температура его размягчения и чем меньше асфальтенов. Висбрекинг проводится для производ­ства преимущественно жидкого котельного топлива пони­женной по сравнению с сырьем вязкостью (вариант I), либо с целью производства в повышенных количествах газойля — сырья для установок гидрокрекинга и каталити­ческого крекинга (вариант 2). В обоих вариантах побочны­ми легкими продуктами являются газы и бензиновые фрак­ции, выход которых обычно не превышает 3-8% на сырье. Проведение процесса в более жестких условиях, что оце­нивается по выходу бензина, может приводить к нестабиль­ности топлив, получаемых смешением остаточного продукта висбрекинга с другими компонентами тяжелого жидкого топлива.

Проведение висбрекинга по первому варианту позволяет достичь следующих результатов:

• сохранить в составе остаточного продукта — висбрекинг-мазута всех жидких фракций, за исключением бензино­вых;
• обеспечить высокий выход вибрекинг-мазута (90-93% на сырье);
• придать более низкие по сравнению с сырьем вязкость, температуру начала кипения и застывания висбрекинг-мазута.

В результате висбрекинга гудронов значительно сокраща­ется расход маловязкого дистиллятного разбавителя при при­готовлении котельного топлива. Содержание тяжелых бензиновых фракций в остаточном продукте висбрекинга ограни­чивают, учитывая необходимость получения топлива с доста­точно высокой температурой вспышки.

При проведении висбрекиига по второму варианту уста­новка дополняется вакуумной секцией, предназначаемой для выделения из висбрекинг-мазута вакуумного газойля, содер-лание которого повышается на 25-40%.

Наиболее жесткой формой термического крекинга, отно­сящегося к исключительно распространенному деструктивному процессу, является пиролиз. Назначение его заключается в получении углеводородного газа с высоким содержанием не­предельных углеводородов, и в первую очередь этилена, в свя­зи с чем установки пиролиза часто называют этиленовыми. Процесс может быть направлен на максимальный выход про­пилена, бутиленов и бутадиена. Получаемый в результате про­исходящих реакций этилен идет на производство оксида эти­лена, пластических масс и полимеров. Образующийся в про­цессе пиролиза пропилен используется в основном для вы­пуска полипропилена, акрилонитрила и бутадиена. Сырьем для процесса пиролиза служат углеводородные газы, легкие бензиновые фракции, газоконденсаты, рафинаты каталитичес­кого риформинга, керосиновые и газойлевые фракции. Выбор сырья определяется целью пиролиза, доступностью сырья, его количеством, стоимостью, а также экологическими пока­зателями процесса. От качества сырья и технологического режима установки зависят качественные характеристики и ассортимент выходящих продуктов пиролиза. Основными про­дуктами современных пиролизных установок являются: эти­лен чистотой 99,9%, пропилен чистотой 99,9%, бутан-бута­диеновая фракция, содержащая 30-40% бутадиена, 25-30% изобутилена и 15-30% нормального бутилена, смола пироли­за. Смола пиролиза разгоняется в последующем на фракции по разным вариантам: может быть выделена ароматизирован­ная фракция (бензол, толуол, ксилол), получены дистиллят-ное топливо, компоненты котельного топлива.

Гидрогенизационные процессы — гидроочистка и гидро-обессериванис имеют основной целью улучшение качества топливных дистиллятов за счет удаления таких нежелательных компонентов, как сера, азот, кислород, металлорганические соединения и смолистые вещества, непредельные соеди­нения. Гидроочистку и гидрообессеривание бензиновых фрак­ций проводят с целью подготовки сырья для установки каталитического риформипга. Такая предварительная обработка способствует улучшению некоторых важных показателей про­цесса риформинга, а именно: глубины ароматизации сырья, октанового числа получаемого бензина, увеличению срока службы катализатора.

Гидроочистку керосиновых и дизельных фракций проводят с целью снижения содержания серы до ус­тановленных стандартных норм, для получения товарных топ­ливных дистиллятов с улучшенными характеристиками сгорания и термической стабильности.   Одновременно с этим снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении.

Подвергаемые гидроочистке бензиновые фракции имеют раз­личные температурные пределы выкипания в зависимости от дальнейшей их переработки: из фракций 85-180 и 105-180°С — обыч­ным путем платформинга получают высококачественные бензины, а из фракций 60-85, 85-105 и 130-165°С — концентраты соот­ветственно бензола, толуола и ксилолов.

Типичным сырьем при гидроочистке керосиновых дис­тиллятов являются фракции 130-240 и ]40-230°С прямой пе­регонки нефти. Целевым продуктом процесса является гид­роочищенная керосиновая фракция, выход которой может достичь 96-97%. Кроме того, получаются небольшие количе­ства низкооктановой бензиновой фракции (отгон), углево­дородные газы и сероводород.

Одной из важных областей применения гидроочистки является производство малосернистого дизельного топлива из соответствующих дистиллятов сернистых нефти. В каче­стве исходного дистиллята обычно используют керосино-газойлевые фракции с температурами выкипания 180-330, 180-360 и 240-360°С. Выход стабильного дизельного топлива с содержанием серы не более 0,2% составляет 97%. Побочны­ми продуктами процесса являются низкооктановый бензин (отгон), углеводородный газ, сероводород и водородсодер-жаший газ. 206

Особое значение в нефтепереработке придается процес­сам, с помощью которых удаляются из продуктов перегонки и из сырой нефти исключительно агрессивные вещества и соединения. Важность осуществления таких процессов воз­растает в связи с тем, что во многих нефтедобывающих реги­онах углеводородное сырье, извлекаемое из глубокозалега­ющих продуктивных горизонтов (в основном это месторож­дения подсолевого комплекса), имеет значительное содержа­ние меркаптанов, диоксида углерода и других веществ.

По этой причине для удаления низших меркаптанов, се­роводорода, нефтяных кислот, диоксида углерода из нефте­продуктов применяются различные виды очисток, в частно­сти растворами щелочи. Этой технологической процедуре углеводородного газа, бензиновые, керосиновые, реже ди­зельные и масляные дистилляты.

Для очистки бензинов, керосинов и реактивных топлив от меркаптанов при содержании их в сырье не более 0,08% используется процесс «Бендера», заключающийся в перево­де меркаптанов в дисульфиды. Процесс «Меракс» применя­ется с той же целью, но воздействие оказывается кислоро­дом воздуха и преимущественно на бензиновые фракции. И в том, и в другом случаях меркаптаны выводятся из нефте­продуктов, что в значительной мере улучшает их качествен­ные характеристики.

 

 

 

 

 

 

2 Анализ качественных характеристик углеводородных ресурсов нефтегазовых регионов страны

 

Нефть Маигистау. Мангистауская нефть представлена ме­сторождениями Озень и Жетыбай. Одновременно к ним можно отнести нефть месторождений Тенге, Дунга, Тасбулат, Ка-рамандыбас и др. Это легкие, особо малосернистые, смолис­тые, высокопарафинистые, высоковязкие нефти. В связи с высокой температурой застывания они транспортируются по неф­тепроводу Озень-Атырау-Самара с промежуточным подогре­вом до 50°С при температуре перекачки не ниже 30° С. Часть нефти поступает из порта Актау танкерами на Красноводс-кий НПЗ. По отзыву КНПЗ при переработке этой нефти ее уникальные свойства не используются.

Переработка нефти в виде смесей производится в настоящее время на Атырауском, Ново-Самарском и Волгоградском НПЗ. Атырауский и КрасноводскиЙ НПЗ перерабатывают нефть по топливному варианту с получением малосернистого электродного кокса; Ново-Самарский НПЗ использует нефть для производства жидких и твердых парафинов, электродного кокса и масел. Часть нефти и масляных дистиллятов перерабатывается в Волгограде (таблица 18).                                                                   

Бензиновые дистилляты имеют низкое октановое число и пригодны для производства высокооктановых бензинов после облагораживания в процессах риформинга и изомеризации без гидроочистки.

Реактивные топлива из мангистауской нефти не могут быть получены прямой перегонкой вследствие высокой температуры начала кристаллизации и требуют депарафинизации.

Дизельное топливо из-за высокой температуры выпуска­ется только летнее. Из нефти могут вырабатываться дистиллятные масла (базовые) с индексом вязкости (ИВ) 95 и оста­точные с ИВ 85, жидкие и твердые парафины, малосернис­тый кокс. Фракции мангистауской нефти могут служить сырь­ем процессов риформинга, изомеризации и крекинга.

Благодаря малому содержанию в нефти Бузачи тяжелых ме­таллов (ванадия 6,6 • 10’5 %, никеля 1,9-10’5 %) в тяжелых остат­ках, служащих сырьем для коксования, содержание этих метал­лов также невелико 3,0 ? 4,6 • 10 по ванадию, 3,9 ? 4,7 • 10 (г5 по никелю).

Использование нефтяных остатков каламкасской нефти в качестве котельных топлив ограничено и допустимо лишь в качестве одного из компонентов в смеси с малосернисты­ми и маловязкими нефтяными продуктами. Нефтяные ос­татки каламкасской нефти могут быть использованы в каче­стве сырья для производства ценных дорожных битумов, а также для получения ванадия и никеля. Тяжелые металлы при переработке нефти концентрируются в остатках.

Наиболее целесообразно перерабатывать каламкасскую и каражанбасскую, а также и другие нефти Бузачи как в г. Баку с получением высокооктановых бензинов, низкозасты­вающего реактивного топлива и сырья каталитического кре­кинга, с глубокой переработкой остатков для получения до­полнительного количества дистиллятов и тяжелых металлов.

Прорабатывается вопрос о строительстве в районе г. Актау перерабатывающего предприятия с производством дорожных битумов и концентрата ванадия и никеля. Широ­кая фракция углеводородов до 500″ С при этом может зака­чиваться в действующий нефтепровод и при поставке в гг. Атырау и Самару будет переработка с получением товарных нефтепродуктов.

До середины 1988 г. поставка на Атырауский, Ново-Са­марский и Волгоградский НПЗ смеси нефти осуществля­лась с крайне ограниченной подкачкой бузачинской нефти. При этом содержание серы составило в г. Самаре 0,18%. Од­нако в связи с ликвидацией в г. Баку НПЗ им. Караева обра­зовался избыток каламкасской нефти, который Южное УММ вынуждено закачивать в трубопровод Жетыбай — Озень — Кульсары — Атырау — Самара. В результате уже во второй половине 1989 г. плотность нефти поступающей в г. Самару, выросла с 852 до 855-860 кг/м3, а содержание серы достигло 0,52. На Атырауском НПЗ плотность нефти 854,1 кг/м3 при содержании серы 0,39%; на Ново-Самарском НПЗ 857,6 кг/ м3 и 0,44 соответственно.

Согласно заключению БашНИИНП и требований Атырауского и Ново-Самарского НПЗ при содержании серы бо­лее 0,37% смесь нефтей ПО «Мангистаумунайгаз» не пригодна для производства электродного кокса. При этом нефть бракуется не по содержанию серы в коксе, а по содержанию в коксе вана­дия. Расчеты показывают, что для достижения таких показателей доля каламкасской нефти в смеси с мангистаускими не должна превышать 8%. Реально же на НПЗ поступает смесь с содержанием каламкасской нефти до 15%.

Нефть месторождения Прорва поступает в нефтепровод в районе п. Кульсары в количестве около 900 тыс/год. Сред­няя плотность ее 870,3 кг/м3, содержание серы 1,25%, мало-парафинистая (температура застывания -36″ С), вязкость при 50° С 3,7 мм2/с, коксуемость 2,95%. До 200° С относятся 28%, до 300° С — 55% нефти. Содержание ванадия и никеля очень мало.

Бензиновая фракция с температурой выкипания 28-180° С имеет выход 21,8%, сера 0,03%, октановое число 62. Фракция 28-120° С с выходом 9,8%, сера 0,01%, октановое число 68. Бен­зины могут быть использованы в качестве автомобильных пос­ле этилирования.

Керосиновая фракция 180-240″ С с выходом 12,6%, сера 0,12% при температуре застывания -52° С. Фракция кероси­на 120-240° С — выход 24,6%, сера 0,10%, температура начала кристаллизации -60° С.

Дизельное топливо-фракция 180-350°С с выходом 39%, сера 0,32%, цетановое число 50, температура застывания -28°С. Фракция дизельного топлива 240-350″ С с выходом 26,4%, сера 0,58%, цетановое число 52, температура застыва­ния -19° С.

Вакуумный газойль-фракция 350-490°С с выходом 22,3%, сера 1,53%, температура застывания 20° С и коксуемость 0,07%.

Мазут — фракция > 350°С при плотности 971,8 кг/м3. Выход гудрона- остатка > 500°С 16,7%, сера 3,5%, коксуемость 20,9% и температура застывания 50°

Нефть месторождения Тенгиз. Открытие месторождения Тенгиз потребовало разработки принципиально новых техно­логических и проектных решений, а также нормативно-тех­нической документации на качество нефти. Причиной этому послужило высокое содержание сероводорода, меркапта­нов и дисульфидов. Тенгизская нефть легкая, с большим со­держанием светлых фракций, сернистая, малосмолистая, низ­козастывающая, парафинового основания.

Значительное содержание в нефти и попутном газе Н S и меркаптанов предъявляет повышенные требования к ма­териалам труб и оборудования, а также специфические тре­бования к охране окружающей среды. В связи с этим тех­нология сбора и подготовки тенгизской нефти решена не­традиционными путями. Требуется проведение также суще­ственной реконструкции НПЗ, на который должна поступать эта нефть — Ново-Самарского, Самарского и Ново-Грознен­ского.

Тенгизская нефть содержит бензиновую фракцию 28-180°С 33%, при этом в продукте содержится серы 0,028% (в основном в виде меркаптановой серы), октановое число 54, это требует обязательного каталитического ри формирования. Фракция бен­зиновая 28-120°С с выходом 16,8%, содержит серу 0,012% при октановом числе 60. Обе фракции могут служить сырьем для ком­бинированного процесса каталитического риформинга с гидро­очисткой сырья.

Керосиновая фракция 120-240°С: выход 30%, сера 0,18% (общая), в т.ч. 0,025% меркаптановой, температура начала кристаллизации ниже -60°С. Фракция 180-240° С: выход ке­росина 13,8%, содержание серы и меркаптанов больше. При любом варианте производства керосинов они должны под­вергаться гидроочистке, а также демеркаптанизации.

Дизельное топливо из тенгизской нефти — широкая фрак­ция 180-350°С — с выходом 38,2%, общая сера 0,59%, цетано­вое число 54, температура застывания -24° С. Тяжелая фрак­ция дизельного топлива 240-350°С — выход 24,4%, сера 0,72%, цетановое число 58, температура застывания -10UC. Обе фрак­ции требуют гидроочистки.

Вакуумный газойль — сырье для каталитического крекин­га (фракция 350-450° С) имеет выход 14,8%, сера 1,0%, темпе­ратура застывания 27° С.

Нефтяные остатки от переработки тенгизской нефти -мазут (выше 350° С) выход 28,6%, сера 1,71%, плотность 944 кг/м3, температура застывания 18° С, может быть использован в <• качестве компонента сернистого топочного мазута марки 100 с ‘ повышенной зольностью и низкой плотностью; гудрон (выше 450° С) выход 13,8%, сера 2,34%, плотность 982 кг/м3, темпера- ‘ тура застывания 23° С, содержит ванадий 3,6 • 10J % и никеля 1,3 • 10’3 %, может быть использован в качестве компонента сер­нистых топлив, не может использоваться для производства би­тума или электродного кокса.

Особо следует рассмотреть вопрос содержания в тенгизской нефти серосодержащих компонентов и взаимосвязан­ный вопрос о допустимом давлении насыщенных паров то­варной нефти, подаваемой на смешение с мангистауской не­фтью в г. Атырау.

При дифференциальном разгазировании тенгизской не­фти в выделившемся газе содержится: сероводорода 19,25%, азота 1,19%, метана 53,09, этана 12,99, пропана 6,85, высших углеводородов (пропан и выше) 9,63, гелия 0,0195%; плот­ность газа (относительно воздуха) 0,892. Содержание меркаптановой серы по ГОСТ — 83 в газе, выделившемся при одно­кратном разгазировании в стандартных условиях, от 18,4 до 53,2 г/100 м3, среднее содержание 33,0 г/100 м3.

Согласно заключения «Гипровостокнефти» в товарной нефти содержится: сероводорода 20 мг/дм3; пропана 0,11, изобутана 0,83, н-бутана 2,46, изо-пентана 2,25, н-пентана 2,56, гексана 6,29, гептана 6,39, октана 4,635, метилмеркап-тана 0,025, этилмеркаптана 0,02, остаток 74,43% масс, кон­центрация серы 0,77% масс.

Нефть эмбинских месторождений по своим качествен­ным характеристикам образует несколько групп исходя из принципа возможного извлечения из них различных видов конечной продукции.

В первую группу включаются нефти месторождений Доссор, Макат, Сагиз, Танатар, из которых получают высоко­качественные остаточные, низкозастыватощие дистиллятные масла, находящие широкое применение в авиации, радиотех­нике, медицине, приборостроении.

Вторая группа состоит из нефти второго сорта. Из них могут быть выделены остаточные и дистиллятные масла с повышенной температурой застывания или повышенными коксовыми числами. Эта продукция потребляется автомо­бильной промышленностью, машиностроением, производ­ством, выпускающим холодильные агрегаты и т.п.

Смолистые нефти с потенциалом остаточных масел в пре­делах 20-40% составляют третью группу.

К четвертой группе относятся бензинистые нефти, содер­жащие в своем составе до 33% фракций, выкипающих до 150СС, и до 6% фракций, выкипающих до 200°С.

Последняя группа включает в свой состав сернистые не­фти, из которых могут быть получены остаточные масла се­лективной очистки в количестве 4-15%.

Сопоставление качественного состава эмбинской нефти с нефтью других месторождений, произведенное исходя из тех­нологии ее переработки на разных заводах, показывает, что казахстанские нефти перерабатываются по относительно про­стой технологической схеме по сравнению, например, с та­тарскими и башкирскими нефтью, извлечение конечной про­дукции из которых связано с необходимостью строительства сложных и дорогостоящих установок по очистке поступаю­щего сырья и готовой продукции от примесей и нежелатель­ных компонентов.

Последнее влияет на издержки нефтепереработки. Как пока­зывают расчеты, себестоимость масел, полученная из эмбинс­кой нефти, в 2-3 раза ниже, чем из нефти Татарстана и Башкор­тостана. Капитальные удельные вложения в условиях идентич­ных схем переработки в том же сопоставлении уменьшаются в 1,5-2 раза.

Сырье Карачаганакского месторождения. Нефтегазокон-денсатное месторождение Карачаганак, расположенное на территории Западно-Казахстанской области, было открыто в 1979 г. Размер структуры составляет 25 х 12 км, вскрытая глубина залегания продуктивных отложений — 3700 — 5360 м, высота залежи более 1500 м. Продуктивная толща подразде­ляется на 3 укрупненных эксплуатационных объекта: первый — газоконденсатная залежь со средним пластовым давлени­ем 550 кгс/см2; второй — газоконденсатная залежь с нижней границей 5000 м; третий — предположительно нефтяная залежь, верхняя ее граница ориентировочно находится на отметке 5000 м.

Характерные особенности месторождения заключаются в следующем:

• значительное содержание кислых компонентов в пла­стовом газе (сероводорода 3,8%, углекислого газа до 6,3%);
• высокое содержание жидких углеводородов — конден­сата и нефти;
• наличие парафина в конденсате (нефти) — до 7%;
• большая глубина залегания газоносной толщи при большой этажности;
• аномально низкая пластовая температура (72-91°С) при аномально высоком пластовом давлении — 52,0- 60,0 Мпа.

В 1982 г. ЮжНИИГипрогазом был разработан проект обустройства Карачаганакского газоконденсатного место­рождения на период опытно-промышленной эксплуатации, согласно которому объем добычи газа составлял 3,0 млрд. м3 в год. С октября 1984 г. на месторождении эксплуатирова­лась первая комплексная установка подготовки газа, построен­ная в соответствии с реализуемым проектом.

Учитывая высокое содержание конденсата и нефти про­ектным решением была рекомендована новая технологичес­кая схема разработки месторождения, включающая поддер­жание пластового давления путем обратной закачки сухого очищенного газа в пласт («сайклинг-процесс»), что позволя­ет существенно увеличить конденсатоотдачу.

С момента начала эксплуатации месторождения извле­каемое из недр углеводородное сырье — конденсат и газ на­правлялись на последующую переработку на Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ). Полученный стабиль­ный конденсат и фракции индивидуальных углеводородов в дальнейшем направлялись на «Салаватнефтеоргсинтез» и Уфимский НПЗ.

Месторождение Карачаганак на начальном этапе освое­ния разрабатывалось вахтовым методом в основном специа­листами, имевшими представление о сложности залегания продуктивных толщ по Оренбургской нефтегазоконденсатной структуре в значительной степени аналогичной Карачаганакской. С момента образования суверенного государ­ства связи между РК и РФ практически прекратились. В свя­зи с этим возникла необходимость привлечения новых инвесто­ров к разработке месторождения.

В 1997 г. было подписано соглашение о разделе продук­ции, рассчитанное на 40-летний период и предусматриваю­щее совместную эксплуатацию его рядом крупных иностран­ных компаний. Образованная Карачаганакская Интегриро­ванная Организация (КИО), в состав которой со своей долей участия вошли «Аджип» (32,5%), «Бритиш Газ Интернешнл» (32,5%), «Тексако» (20,0%), «ЛукОйл» (15%), приступила к рас­ширению производственных мощностей на месторождении, в результате чего в значительной мере было увеличено извлече­ние конденсата и природного газа.

Нефть Южно-Торгайского прогиба. Газонефтяное место­рождение Кумколь расположено в Жездинском районе Жезказганской области, в 150 км северо-восточнее г. Кызылорды и в 230 км от нефтепровода Павлодар-Шымкент. Месторождение 1 было введено в эксплуатацию в 1983 г. На 1 января 1999 г. остаточные извлекаемые запасы нефти 66,5 млн. т, а газа-1,7 млрд. м3.

Физико-химический состав нефти позволяет извлекать из нее в процессе переработки до 25% автобензина, 30% дизельного топлива, 4% керосина, 41% мазута. Извлечение нефти   » из продуктивных горизонтов сопряжено с получением попутного газа, объемы которого составляют 160-165 млн. м3 в год. Месторождение после ввода в эксплуатацию разрабатывалось созданным государственным предприятием «Южнефтегаз». В связи с неустойчивостью финансового положения оно не смогло решить многие вопросы технического и эко­номического характера, в том числе и планировавшуюся ути­лизацию попутного газа.

В 1991 г. участником образованного совместного пред­приятия стала канадская компания «Харрикейн Хайдрокар-бонз Лтд», которая в 1996 г. приобрела компанию «Южнеф-тегаз». Наряду с этим канадская компания приобрела также 50%-ю долю в двух СП этого региона — «Казгермунай» и «Тургай Петролеум». Образовав акционерное общество — ОАО «Харрикейн Кумколь Мунай» (ХКМ), компания приступи­ла к разработке одиннадцати месторождений, четыре из ко­торых находятся в стадии эксплуатации, четыре — в процессе подготовки к началу добычи, три — на стадии оценки.

Несмотря на острейший дефицит топлива в регионе ХКМ не особенно спешила с реализацией проекта утилизации по­путного газа, так как он потребовал бы значительных инвес­тиционных ресурсов. И лишь в 2003 г. компания объявила о начале реализации проекта, благодаря которому многие на­селенные пункты, в том числе и областной центр, могут быть в определенной мере газифицированы.

Перспективы на нефтегазоносность в зоне Южно-Торгайского прогиба связываются не только с Южным и Северным Кумколем. Здесь выявлены залежи углеводородов, имеющие достаточно высокие объемы запасов нефти и газа, на струк­турах Кызылкия, Арыскум, Майбулак, Нуралы, Аксай, Все это свидетельствует   о том, что этот регион постепенно пре­вратится в новую нефтегазодобывающую зону Казахстана.

 

 

 

 

3 Становление и развитие отечественной нефтеперераба­тывающей промышленности

Атырауский нефтеперерабатывающий завод. Формиро­вание отечественной промышленности, основанной на пе­реработке углеводородных ресурсов, относится к середине сороковых годов, когда был введен в эксплуатацию первый в республике нефтеперерабатывающий завод в г. Гурьеве (ныне Атырау).

Завод был построен американской фирмой и по составу технологического оборудования имел классическую схему топливного направления. Исходным сырьем для него пер­воначально служила нефть эмбинских и в некоторой степе­ни восточных районов страны. С момента ввода в промыш­ленную эксплуатацию месторождений на полуострове Мангистау сырьевая ориентация завода стала осуществляться исключительно на отечественные углеводородные ресурсы. До 1965 г. наращивание мощности производилось за счет реконструкции и интенсификации комбинированной уста­новки, в дальнейшем завод подвергается неоднократному расширению и реконструкции, проектная документация для которых разрабатывалась генеральным проектировщики «Азгипронефтехимии» (г. Баку).

Технологическая схема завода включает процессы электрообессоливания поступающего сырья, первичной переработ­ки нефти, газофракционирования и алкилирования, катали­тического риформинга, позволяющего улучшать качественные характеристики прямогонного бензина, вакуумной перегон­ки мазута с целью получения вакуумного дистиллята и гудро­на для установки замедленного коксования.

Сырая нефть поступает на электрообессоливающую уста­новку (ЭЛОУ), после чего направляется на установку прямой гонки, где вырабатываются компонент автомобильного бен­зина, керосино-газойлевая фракция, мазут. Процесс газофрак­ционирования предназначен для разделения жирного газа установки замедленного коксования (УЗК), прямогонного газа и физической стабилизации прямогонного бензина. В резуль­тате происходящих на ГФУ реакций выделяются следующие продукты: автокомпонент для получения автомобильного бен­зина, бутан- бутиленовая фракция, являющаяся исходным сы­рьем для алкилации, сухой топливный газ.

Установка сернокислотного алкилирования в технологичес­ком понимании базируется на химических реакциях, обеспе­чивающих выход высококачественного компонента авиацион­ных бензинов, пропан-пропиленовой фракции, моторного алкилата, являющегося компонентом дизельного топлива, бутановой фракции, в годы функционирования АО «Полипро­пилен» направлявшейся на его технологические мощности, сухого топливного газа. Процесс атмосферно-вакуумной пере­гонки осуществляется на комбинированной установке (ЭЛОУ-АВТ) и предназначен для переработки нефти месторождений Озень и Жетыбай. На выходе процесса в составе продукции присутствуют компонент автомобильного бензина, служащий сырьем для каталитического риформинга, компонент дизель­ного топлива, растворитель для лакокрасочной промышлен­ности — уайт-спирит, мазут, гудрон — основной вид сырья для УЗК.

На заводе функционирует установка каталитического риформинга (УКР), по технологическому содержанию от­носящаяся к одному из видов деструктивных процессов. Она предназначена для облагораживания бензинов прямой перегонки, что позволяет увеличивать их октановые ха­рактеристики. Конечными продуктами процесса являются стабильный катализат — компонент авиационных и авто­мобильных бензинов, компонент бытового газа, топлив­ный газ.

На установке замедленного коксования, сырьем для кото­рой служит гудрон, выделяют компонент автомобильного бен­зина компонент печного топлива (легкий газойль), тяжелый газойль, кокс электродный, широко использующийся в метал­лургической промышленности, жирный топливный газ.

Материальный баланс АНПЗ, основанный на максималь­но возможной загруженности технологических установок исходным сырьем, может быть проиллюстрирован следующими показателями.

Столь низкая эффективность деятельности этого нефтеперерабатывающего объекта, свойственных оптимально­му варианту выхода продукции при практически макси­мальной загрузке завода сырьем, характеризующаяся вели­чиной извлечения светлых нефтепродуктов — бензина и дизельного топлива (42,0% от исходного сырья) и мазута (42,2%), свидетельствует, во-первых, о технологической от­сталости завода, во-вторых, использование углеводород­ных ресурсов на нем находится на недопустимом уров­не, так как фактически половина их оседает в тяжелом ос­татке и в последующем сжигается в топках электростан­ций, котельных.

Недостаточная комплексность использования сырья по­стоянно вызывала потребность в реконструкции Атырауского НПЗ (АНПЗ). Предложения от иностранных фирм (компаний) поступали неоднократно в течение 1985-1993 гг. Конкрет­ные же совместные проектные проработки предложили компании «Ронир Сервиз ЛТД» и «Хайдрокарбонз инжи­ниринг» (Канада). В пакете документов, представленных правительству республики, была дана оценка технической, коммерческой, эколого-экономической, политической сто­ронам проекта, изложенная в экспертных заключениях «НижнегородИИИнефтепроект», ВО «Техмашимпорт» и фир­мы «Морган».

Результатом реализации данного проекта было предусмот­рено доведение переработки до 6 млн. т сырой нефти в год (против 4,4 млн. т), увеличение выработки автобензина с октановым числом 92 (против 78), дизельного топлива в 1,2 раза, отвечающих мировым стандартам. Общая стоимость проекта оценивалась в 1,2 млрд. долларов, при этом АНПЗ должен был обеспечить свою долю инвестиций в размере 400 млн. долларов США.

Следует отметить, что компании-инвесторы в качестве обязательных условий контракта выдвигали следующие тре­бования:

-освобождение от налога на экспорт продукции, которая в течение периода строительства будет вывозиться с завода для реализации (930 тыс. т ежегодно в течение 1995-1999 гг.);

-освобождение от налога на прибыль;

-освобождение от обязательной продажи валюты государ­ству;

-открытие трастового счета в Лондоне.

Без реализации этих мер, по мнению экспертов, завод не смог бы накопить необходимый капитал для инвестирования проекта и рассчитаться за предоставленные кредиты после его реконструкции.

По существующей в странах с рыночной экономикой мето­дологии любой инвестиционный проект может быть принят к реализации, если основной показатель — размер «чистой теку­щей стоимости» будет удовлетворять интересам компании.

Выручка, полученная от обяза­тельной продажи государству пятидесяти процентов валю­ты, теряется безвозвратно, хотя в результате этой операции на счет завода поступает эквивалентная сумма в тенге. Эти средства в последующем могут быть конвертированы и ис­пользованы по прямому назначению.

Средства, полученные от продажи валюты (50%) Конвертация 12 800 млн. тенге 224,0 — 232,0 млн. долларов

Таким образом, суммарная выручка, используемая для формирования собственного капитала, составит:

71,1 млн. долл. 75,9 млн. долл. 224,0-2132,0 млн. долл. Всего 371,0-379,0 млн. долл.

На трастовый счет поступает 71,1 млн. долларов.

Сумма, вырученная от продажи валюты Национальному Банку, а затем конвертированная в доллары поступает на валютный счет АНПЗ.

Такая же ситуация представлена в документе от 9 мая 1994 года. Общая сум­ма возмещения займов на 2000 год и каждый последующий в

документе уменьшена на величину обязательной продажи валюты — на 97 млн. долларов.

Следовательно, величина возмещения займов составит:

49,0 млн. долларов — (возмещение после налогообложе­ния без выручки от 50% продажи ва­люты)

95,0 млн. долларов — (сумма, полученная от продажи ва­люты и последующей конвертации)

144, 0 млн. долларов     — (суммарная величина возмещения)

При стоимости проекта в 1,2 млрд. долларов годовой раз­мер возмещения составляет 144 млн. долларов. Вклад казах­станской стороны в осуществление проекта — 371,0 — 379,0 млн. долларов. Таким образом, суммарная величина предостав­ляемого кредита колеблется в пределах 821,0-829,0 млн. дол­ларов. Следовательно, кредит должен быть предоставлен как минимум на 10-12 лет.

Вызывала сомнение обоснованность выбора сырьевых ре­сурсов для загрузки мощностей завода. Из 6 млн. т сырой нефти предполагалось использовать 4 млн. т в год Мангистауской нефти. Известно, что эта нефть содержит в своем со­ставе широкую масляную фракцию и парафины. Выход же бензина колеблется в пределах 13-18% по сырью (в то время как в тенгизской — 46%). В проекте реконструкции не предус­матривались ни выработка масел, ни извлечение парафинов, К тому же, как видно из сравнения, она не богата легкими фракциями. Следовательно, опять проблема комплексного использования сырья, об обязательности которой говорится в Указе «О недрах и недропользовании», отходит на второй план.

Поэтому, исходя из тех технологических возможностей, ко­торыми будет реально обладать завод, сырьем для него должны служить нефти тех месторождений, потенциал топ­ливных составляющих которых достаточно высок, а содер­жание иных фракций, являющихся основой для получения высококачественной и дефицитной продукции при других схемах переработки, минимальное.

Не исключено, что одним из вариантов загрузки заво­да может служить смесь эмбинской и тенгизской нефти, причем последняя должна пройти стадию глу­бокой очистки от присутствующих сернистых и других со­единений.

Из всего изложенного следует вывод о том, что главным ша­гом, способствующим построению модели перспективного раз­вития отраслей, непосредственно связанных с углеводородным сырьем, является определение реальных с эколого-экономической позиции масштабов добычи углеводородного сырья.

Следующий этап реализации идеи реконструкции АНПЗ связывается с периодом 1998-1999 гг., когда меж­ду ННК «Казахойл» и группой японских компаний, пред­ставителем которых выступила «Марубени Корпорейшн», была проведена серия встреч. Результатом этого явилось подписание рамочного соглашения «О реконструкции Атырауского нефтеперерабатывающего завода», стоимость ко­торой оценивалась в 300-308 млн. долларов США без учета пошлин и налогов. В основу проекта было положе­но решение о снабжении завода легкой тенгизской не­фтью, что позволит увеличить глубину ее переработки ориентировочно до 85% и освоить выработку высокока­чественного, отвечающего европейским стандартам, бен­зина АИ-95 и дизельного топлива без добавления приса­док.

После завершения всех работ по реконструкции завода но­вые технологические установки должны выйти на проектную мощность, составляющую 3,1-4,3 млн. т нефти в год. Наряду, с основной товарной продукцией вводимый в эксплуатацию перерабатывающий комплекс будет выпускать попутную про­дукцию: углеводородный газ (топливо для печей установок завода), легкий газойль (компонент печного топлива), тяже­лый газойль (сырье для установки каталитического крекинга), сероводород и водородсодержащий газ, легкий и тяжелый газойль каталитического крекинга, используемые в качестве компонента котельного топлива.

 

 

 

Список использованной литературы

 

 

1. О.И.Егоров, О.А.Чигаркин, А.С.Баймуканов «Нефтегазовый комплекс Казахстана: проблемы развития и эффективного функционирования»

 

2.Дузбаев С. ОАО «Казахстанский шельф» — перспективы развития. //Аль-            Пари, 2000, №2.

 

3.«Нефть и газ Западного Казахстана». // ЭКО-Курьер, 1998, от 20 января.