luchecon (luchecon) wrote,
luchecon
luchecon

Categories:

Нефтяные запасы Казахстана

По сравнению с Казахстаном и Россией Беларусь кажется бедным родственником.
И смешными кажутся попытки конкурировать с казахами в привлечении инвестиций.

Корзина с сотней миллиардов

Инвестиции в казахстанскую нефтянку уже превысили сотню миллиардов долларов, хотя ключевые проекты, связанные с наращиванием добычи, только ждут старта
Cогласно одному из рейтингов, Казахстан входит в «двадцатку» самых привлекательных для инвесторов стран: в его экономику в общей сложности было инвестировано 132 млрд долларов. Причем, по данным Министерства нефти и газа РК, за последние 10 лет в нефтегазовый сектор была вложена львиная часть этих инвестиций — около 107 млрд. Из них 60% инвестировано транснациональными компаниями, участвующими в крупнейших углеводородных проектах по разработке месторождений Кашаган, Тенгиз и Карачаганак.

В 2011 году на долю совместных предприятий с участием этих корпораций пришлось 56 млн из 80 млн тонн сырой нефти, добытой в стране. Прогнозируется, что в течение ближайших 2–7 лет в отечественный нефтебизнес будет вложено еще несколько миллиардов долларов. Отрасль, как ожидается, вскоре встанет на новую ступень своего развития.
«Эксперт Казахстан» представляет подборку крупнейших инвестпроектов, реализуемых в казахстанской нефтянке.

№ 1. Северо-Каспийский проект

По разным оценкам, от 136 млрд до 187 млрд долларов
Северо-Каспийский проект, в рамках которого, как ожидается, в первой половине 2013 года начнется добыча нефти на гигантском нефтегазовом месторождении Кашаган на казахстанском шельфе Каспийского моря, лидирует не только в списке крупнейших инвестиционных проектов в Казахстане, но и входит в рейтинг top-10 самых дорогих энергетических проектов мира.
Его общая стоимость, по разным оценкам, варьируется от 136 млрд до 187 млрд долларов за весь срок действия сорокалетнего соглашения о разделе продукции (СРП), вступившего в силу 28 апреля 1998 года. По масштабу реализации Кашаган не ставится ни в какое сравнение ни с крупнейшим газовым проектом в истории Австралии Gorgon, оценивающимся в 57 млрд долларов и готовящимся к производству нефтяными гигантами Chevron, ExxonMobil и Shell в 2014 году; ни с Бованенковским месторождением в России стоимостью 41 млрд долл., которое пытается разрабатывать ОАО «Газпром».
Коллектор Кашаган залегает на глубине порядка 4,2 тыс. метров ниже дна моря и находится под высоким давлением (приблизительно в 800 раз выше атмосферного давления на уровне моря), что делает месторождение довольно сложным и, разумеется, дорогим для освоения. Сырая нефть в коллекторе характеризуется значительным содержанием высокосернистого газа (15% сероводорода). Суровые условия работы обусловлены экстремальными температурами (от +40 до –40 градусов по Цельсию). Кроме того, расположение Кашагана в замкнутой акватории моря создает трудности для материально-технического обеспечения.
На сегодняшний день большая часть строительных работ в рамках ожидаемой опытно-промышленной разработки (ОПР, этап I) фазы I освоения месторождения уже завершена; проект приближается к стадии технологических подключений и ввода в эксплуатацию, когда элементы проекта стыкуются, а затем проводятся испытания для подтверждения готовности к началу добычи. Установка последних модулей здесь была завершена в мае 2012 года.
По данным международного консорциума NCOC — оператора Северо-Каспийского проекта, на сегодняшний день инвестиции его участников — Eni, Royal Dutch Shell, Exxon Mobil, Total и нацкомпании «КазМунайГаз» — в реализацию этапа I уже превысили 30 млрд долларов.

№ 2. Проекты будущего расширения и управления устьевым давлением скважин на Тенгизе
Приблизительно 20 млрд долларов

ТОО СП «Тенгизшевройл» (ТШО), разрабатывающее нефтегазовые месторождения Тенгизское и Королевское (Атырауская область), приступило к эскизному проектированию объектов, которые будут возведены в рамках реализации двух масштабных проектов: будущего расширения производственных мощностей и управления устьевым давлением скважин. Оба проекта, в совокупности оценивающиеся в 20 млрд долларов, будут реализованы ориентировочно к 2017–2019 годам.
Как известно, Тенгизское нефтяное месторождение, открытое в 1979 году, является одним из самых глубоких и крупнейших нефтяных месторождений в мире. Коллектор имеет ширину 19 км и длину 21 км. На сегодняшний день разрабатывающее его ТШО является самым крупным нефтедобытчиком и экспортером нефти в Казахстане.
Благодаря реализации проекта будущего расширения (ПБР) объем добычи нефти на Тенгизе, составивший в 2011 году 25,8 млн тонн, возрастет еще на 12 млн тонн в год. Для этого на месторождении планируется построить завод стабилизации нефти мощностью 12 млн тонн в год, сопутствующие энергоблоки и вспомогательные системы. Доставку сырья на завод будет обеспечивать кольцевая магистраль новой системы сбора нефти. Весь попутный газ будут закачивать обратно в коллектор при помощи нескольких компрессоров закачки сырого газа. В результате реализации нового проекта извлекаемые запасы Тенгиза увеличатся на 100 млн тонн (извлекаемые запасы нефти в коллекторе месторождения по апрель 2033 года составляют от 750 млн до 1,1 млрд тонн, или 6–9 млрд баррелей, а общие разведанные запасы Тенгиза — 3 млрд тонн, или 26 млрд баррелей).
Несмотря на возникшие в первой половине текущего года дискуссии между ФНБ «Самрук-Казына» и участниками ТШО (Chevron — 50%, нацкомпания «КазМунайГаз» — 20%, ExxonMobil Kazakhstan Inc. — 25% и СП «ЛукАрко» — 5%) по поводу технологической схемы проекта будущего расширения и целесообразности наращивания нефтедобычи на Тенгизе до 36–38 млн тонн в год и без строительства нового завода, путем наращивания мощности ЗВП, в октябре Министерство нефти и газа РК все же выступило в его защиту. Министерство по результатам предварительного рассмотрения констатировало, что ПБР соответствует интересам и Казахстана, и партнеров, и теперь ожидается вынесение вопроса на так называемую Центральную комиссию по разведке.

№ 3. Первый интегрированный нефтехимический комплекс в Атырауской области
6,3 млрд долларов

Проект «Строительство первого интегрированного нефтехимического комплекса в Атырауской области», реализуемый ТОО Kazakhstan Petrochemical Industries Ltd. (участники KPI — ТОО «Объединенная Химическая Компания» — 51%, SAT & Co — 49%), — беспрецедентный по своим масштабам и объемам для отечественного бизнеса. Его общая стоимость при реализации двух этапов составляет 6,3 млрд. При этом в рамках первого этапа проекта к концу 2014 года планируется наладить производство 500 тыс. тонн полипропилена, на втором этапе — выпуск 800 тыс. тонн полиэтилена в год.
Стоимость первой фазы оценивается в 2 млрд, из которых 1,4 млрд — заем Эксимбанка Китая, еще 140 млн осваиваются за счет бюджетного кредита, остальную сумму выделили акционеры KPI. Этот этап уже успешно осуществляется: за счет бюджетного кредита строятся инфраструктурные объекты. Китайский заем пойдет на строительство самого технологического комплекса, где на условии «под ключ» в качестве генерального подрядчика будет работать китайская Sinopec Engineering. Для реализации второго этапа проекта стоимостью 4,3 млрд в 2011 году был подписан меморандум о сотрудничестве с корейской LG Chemicals, обязавшейся при содействии правительства Южной Кореи организовать основную часть долгового финансирования в сумме 2,5 млрд. К слову, при выборе казахстанской стороной партнера для участия в проекте строительства первого интегрированного нефтехимического комплекса коммерческое предложение LG Chemicals оказалось выгоднее предложения, сделанного арабской IPIC. Как предполагается, остальную часть необходимого финансирования для второго этапа, который завершится в 2015 году, внесут акционеры проекта соизмеримо своей доле участия.
Учитывая высокую капиталоемкость проекта, строительство нефтехимического комплекса будет осуществлено в рамках созданной специальной экономической зоны «Национальный индустриальный нефтехимический технопарк Атырауской области». Он станет основным производственным звеном для других взаимосвязанных комплексов, строительство которых будет осуществлено в СЭЗ.

№ 4. Модернизация НПЗ Казахстана
Более 6 млрд долларов

Инвестирование в общей сложности более 6 млрд в модернизацию трех нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) до 2015 года позволит Казахстану удовлетворить потребности внутреннего рынка в топливе без привлечения импорта, от которого он сильно зависит сейчас.
Предполагается, что в результате реализации проектов по реконструкции Атырауского, Павлодарского и Шымкентского НПЗ общий объем переработки сырой нефти увеличится до 17,5 млн тонн в год, средняя глубина переработки нефти доведена до 89–90%. При этом снизится производство мазута, увеличится выход светлых нефтепродуктов, повысится качество бензина и дизельного топлива с уровня стандарта Евро-2 до Евро-4, Евро-5 (перескочив уровень Евро-3). Сейчас отечественные НПЗ, построенные еще в советское время, не отвечают современным стандартам, технически значительно отстают от нефтеперерабатывающих предприятий Запада. Так, на Павлодарском НХЗ (ПНХЗ) уровень выхода высокооктанового бензина в среднем составляет около 21%, на Шымкентском НПЗ (PetroKazakhstan Oil Products, PKOP) — около 11%, на Атырауском НПЗ (АНПЗ) выход бензина марки АИ-92 — всего около 4%, более высокие марки бензина здесь не производятся вовсе.
Сегодня уже реализуется программа реконструкции и модернизации АНПЗ с доведением мощности по переработке нефти до 5,5 млн тонн в год и глубины переработки — до 84%. В ее рамках предполагается производство бензола и параксилола как базового сырья для нефтехимической отрасли. Намечена коренная реконструкция технологических мощностей для выведения их на современный технический уровень и производства качественных моторных топлив, обеспечения внутреннего рынка сырьем для нефтехимии и другими нефтепродуктами, а также экспорта нефтепродуктов, качество которых должно отвечать мировым стандартам и требованиям внутреннего и экспортного рынков.

№ 5. Строительство нитки С газопровода  Казахстан — Китай
Около 6 млрд долларов

Развивая транзитный газовый потенциал, до 2015 года Казахстан и Китай инвестируют около 6 млрд в увеличение на 25 млрд кубометров (до 55 млрд) пропускной способности газопровода, обеспечивающего экспорт среднеазиатского газа в КНР через территорию нашей страны. К этому времени наравне с успешно эксплуатируемыми в настоящее время нитками А и В за счет кредита Банка Развития Китая, который будет привлекаться под гарантии китайской госкомпании CNPC, будет построена ветка С — восемь компрессорных станций. Строительство ТОО «Азиатский газопровод» — совместное казахстанско-китайское предприятие — может начаться уже в 2013 году. Окупится этот проект в течение 10 лет.
Общая протяженность нитки С составит порядка 1300 км. Как и предыдущие две нитки газопровода Казахстан — Китай, проложенные от узбекско-казахстанской границы, она закончится на казахстанско-китайской границе в районе Хоргоса. Новые газопроводные ветки аналогичной мощностью будут проложены и на территориях Туркменистана, Узбекистана и Китая.
Планируется, что в третью нитку газопровода Казахстан — Китай по 10 млрд кубометров газа ежегодно будут предоставлять Туркменистан и Узбекистан, а 5 млрд кубометров придется на газ, который государственная компания АО «КазТрансГаз» закупит в этих центральноазиатских странах.
Как известно, первые две нитки газопровода уже в 2012 году обеспечат мощность по транспортировке газа в сторону КНР в объеме 30 млрд кубометров. Их сметная стоимость без учета НДС составила порядка 7,5 млрд, которые тоже были предоставлены в качестве кредита китайской стороной под гарантии CNPC.

№ 6. Строительство газопровода  Бейнеу — Шымкент

3,8 млрд долларов

ТОО «Газопровод Бейнеу — Шымкент», учредителями которого выступают АО «КазТрансГаз» и китайская Trans-Asia Gas Pipeline Limited, в 2012 году приступило к прокладке линейной части газопровода Бейнеу — Бозой — Шымкент общей протяженностью 1,4 тыс. километров, призванного снизить или вовсе исключить зависимость Казахстана от импортного газа. Трасса газопровода пройдет по Мангистауской, Актюбинской, Кызылординской и Южно-Казахстанской областям и соединит все основные магистральные газопроводы: Средняя Азия — Центр, Бухара — Урал, Бухарский газоносный район — Ташкент — Бишкек — Алматы, Казахстан — Китай.
Стоимость строительства газопровода Бейнеу — Бозой — Шымкент оценивается в 3,8 млрд, из которых 1 млрд представляет собой взносы участников проекта в уставный капитал (по 500 млн от каждой стороны), а 2,8 млрд — организованный заем. Заемные средства планировалось привлекать по мере необходимости. Сейчас завершается переговорный процесс с Банком Развития Китая по привлечению проектного финансирования. Ожидается, что инвестиции в проект окупятся через 15 лет.
Реализация проекта даст положительный мультипликативный эффект, выражающийся в возможности продолжить газификацию ранее негазифицированных территорий Кызылординской области, северных районов Южно-Казахстанской, Жамбылской и Алматинской областей с общей численностью населения около 2 млн человек, с охватом около 400 населенных пунктов. Это, как заявлено, позволит повысить качественный уровень жизни сельского населения, даст толчок к развитию новых и модернизации существующих объектов промышленности и сельского хозяйства, развитию малого и среднего бизнеса и, как следствие, созданию новых рабочих мест.

№ 7. Строительство ГПЗ вблизи Карачаганака

Первоначальные расходы — 3,7 млрд долларов

В рамках соглашения о сотрудничестве между АО «КазМунайГаз» и итальянской компанией Eni от 5 ноября 2009 года вблизи Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (Западно-Казахстанская область) предусматривается построить газоперерабатывающий завод, рассчитанный на переработку сырого карачаганакского газа в сухой товарный газ, сжиженный углеводородноый газ (СУГ) и газовый конденсат.
Технико-экономическое обоснование проекта уже разработано компаниями «Техномаре» и АО «Казахский институт нефти и газа». Согласно ТЭО, мощность ГПЗ составит от 2,5 млрд до 5 млрд кубометров в год. В итоге он ежегодно сможет вырабатывать 3,9 млрд кубических метров товарного газа, 410 тыс. тонн серы, а также около 4 млн баррелей широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) — базового сырья для производства шин, сжиженного газа и других продуктов нефтехимической промышленности, получаемых из попутного нефтяного газа.
В связи с планами по возведению на северо-западе Казахстана собственного мощного газоперерабатывающего предприятия Министерство нефти и газа РК в этом году даже заявило о возможности сокращения международным консорциумом Karachaganak Petroleum Operating B.V. (KPO), оператором разработки Карачаганака, объемов продажи карачаганакского газоконденсата в Оренбург. Однако уже осенью оно осторожно поправилось: в случае реализации фазы III газа на месторождении будет вполне достаточно для обеспечения переработки на Карачаганакском ГПЗ и экспортных поставок в Россию.

№ 8. Строительство газопровода  Карталы — Тобол — Кокшетау — Астана
Минимум 1,350 млрд долларов

Общая стоимость проекта по строительству газопровода Карталы — Тобол — Кокшетау — Астана (так называемая «Северная труба»), который позволит обеспечить казахстанскую столицу, северные и центральные регионы Казахстана природным газом, составит порядка 209 млрд тенге (около 1,4 млрд долларов). При этом, согласно утвержденному ТЭО проекта, стоимость прокладки линейной части трубопровода составит 170 млрд тенге.
По расчетам правительства, к строительству газопровода планируется приступить уже в 2013 году, однако точную дату никто пока назвать не берется. Известно о намерениях Фонда национального благосостояния «Самрук-Казына» выделить из собственных средств на эти цели в следующем году 120 млрд тенге. Как отмечал министр финансов Казахстана Болат Жамишев, механизм возмещения Нацфонду данных средств будет определен в 2014 году. «Этот проект начнет реализовываться уже в следующем году за счет средств “Самрук-Казыны”, сейчас он по проектированию на конечной стадии, и в следующем году начнется строительство. В 2014 году мы с “Самрук-Казыной”определимся по вопросу компенсации этих расходов из бюджета», — сказал недавно министр.

№ 9. Модернизация производства на нефтепромыслах АО «Разведка Добыча “КазМунайГаз”»
700 млн долларов

Согласно плану модернизации производства, рассчитанному на 2012–2014 годы, подконтрольная государству компания АО «Разведка Добыча “КазМунайГаз” (РД КМГ) намерена затратить около 105 млрд тенге, или 700 млн долл., на комплексное решение проблем, связанных с добычей нефти на своих месторождениях.
В частности, как сообщили «Эксперту Казахстан» в компании, за три года в АО «Озенмунайгаз» будут построены два участка по подготовке жидкости для глушения скважин, два цеха по ремонту и диагностике подземного оборудования, цех по сервисному обслуживанию нефтепромыслового оборудования, цех по ремонту нефтяного оборудования, автосервисный центр по обслуживанию тысячи единиц автотранспорта и спецтехники. Кроме того, здесь планируется реконструировать систему закачки воды в пласт блочной кустовой насосной станции и систему сбора и транспортировки жидкости.
В 2013 году предусмотрены строительство автодороги между месторождениями С. Балгимбаева — Юго-западное Камышитовое протяженностью 17,5 километра, а также строительство автодороги до месторождения Восточный Макат от автодороги Атырау –Актобе протяженностью 10 километров.
Все эти проекты модернизации в первую очередь направлены на повышение уровня добычи и эффективности производства, улучшение ситуации с промышленной безопасностью и охраной труда.

№ 10. Реализация второго этапа проекта ГПЗ  на Чинаревском месторождении
350–400 млн долларов

К концу 2012 года компания Zhaikmunai L.P., владеющая через ТОО «Жаикмунай» активами в Западно-Казахстанской области, планирует принять решение о строительстве третьего блока подготовки газа с мощностью переработки 2,5 млрд кубометров в год на Чинаревском газоконденсатном месторождении. Ориентировочная стоимость такого проекта, который будет реализован в рамках его второго этапа, составляет порядка 350–400 млн долларов. По плану компании, он будет профинансирован из операционных денежных потоков.
Вторая фаза ГПЗ позволит более чем удвоить сегодняшнюю максимальную мощность завода до 110 тыс. баррелей нефти в сутки. «Жаикмунай» собирается начать строительство в 2013 году с оптимистичным планом запустить третий блок в 2015 году.
Эксплуатируемый сейчас ГПЗ состоит из двух очередей — первая и вторая — каждая производительностью 850 млн кубометров газа в год. Обе очереди в настоящее время работают. Здесь, в частности, перерабатываются газовый конденсат из скважин, а также попутный газ из действующей установки подготовки нефти (УПН), на выходе получается стабилизированный конденсат, сжиженный нефтяной газ (СНГ) и сухой газ.
До конца нынешнего года «Жаикмунай» планирует выйти на проектную мощность 48 тыс. баррелей в сутки. По данным компании, в первом квартале 2012 года производительность на Чинаревском месторождении была на уровне 33,3 тыс. баррелей в сутки, во втором квартале 2012-го — 37,2 тыс. баррелей в сутки, что продемонстрировало практически троекратный рост по сравнению со вторым кварталом 2011 года (12,6 тыс.). Средняя суточная производительность в первом полугодии 2012 года достигла 35,3 тыс. баррелей, что на 263% больше, чем в первом полугодии 2011 года.
В первом полугодии 2012 года по сравнению с аналогичным периодом 2011 года ее капитальные затраты выросли в 2,6 раза — до 100 млн, что обусловлено в первую очередь завершающими платежами, связанными как раз со второй фазой развития ГПЗ.  ссылка


Tags: ЕЭП, Казахстан, инвестиции, нефть
Subscribe

promo luchecon april 1, 2014 14:26 2
Buy for 10 tokens
"Если первым не писать людям и не навязываться, то можно обнаружить, что, в принципе, никому ты и не нужен". Афоризм для промоутеров.
  • Post a new comment

    Error

    default userpic

    Your reply will be screened

    Your IP address will be recorded 

    When you submit the form an invisible reCAPTCHA check will be performed.
    You must follow the Privacy Policy and Google Terms of use.
  • 0 comments