Корзина с сотней миллиардов

Инвестиции в казахстанскую нефтянку уже превысили сотню миллиардов долларов, хотя ключевые проекты, связанные с наращиванием добычи, только ждут старта

Корзина с сотней миллиардов

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 состоянию на сегодняшний день на Кашагане пробурена 31 разведочная, оценочная и эксплуатационная скважина, включая недавно пробуренную DC10–01. Ожидается, что на этапе добычи в рамках ОПР будет действовать 40 скважин, из них 20 — на искусственных островах A и D и 20 — на островах EPC.

Добываемые из скважин флюиды будут разделяться на нефтяную и газовую составляющие. Газ будет поступать на дегидратацию для снижения угрозы возникновения коррозии и замерзания, затем под давлением перекачиваться на наземные объекты или закачиваться обратно в пласт. При этом обратная закачка будет осуществляться под давлением в 800 бар — это один из самых высоких показателей в нефтедобывающей отрасли в мире. Обратная закачка позволит поддерживать давление в коллекторе, увеличивать объем добычи и извлекаемых запасов углеводородов, а также снизить объем производства серы в результате извлечения сероводорода на наземных объектах.

Нефть и газ будут транспортироваться на берег по отдельным 28-дюймовым трубопроводам длиной 94 км и поступать для доведения до товарного вида на установку комплексной подготовки нефти и газа «Болашак» расчетной мощностью 450 тыс. баррелей нефти в сутки и 4,4 млрд кубометров газа. К настоящему моменту уложены все трубопроводы общей длиной 343 км, необходимые на стадии ОПР. Расчетный срок их службы составляет 40 лет. Трубы изготовлены из углеродистой стали, снаружи покрыты тремя слоями устойчивого к коррозии полипропилена, каждый сварной шов подвергался рентгеновской дефектоскопии для выявления любых скрытых дефектов, утяжеляющее покрытие трубопроводов выполнено из железобетона. Для защиты от механических повреждений в результате подвижек льда укладка производилась на глубине 1,8 м ниже дна моря.

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

На стадии согласования в правительстве РК находится бюджет фазы I Северо-Каспийского проекта, который в начале текущего года иностранные участники NCOC предложили увеличить на 7 млрд, или 22%, по причине задержек и перерасхода средств.

Новая цифра фазы I обозначена в 46 млрд долларов против до сих пор рассматривавшейся стоимости этой фазы в 38,4 млрд и почти вдвое больше первоначальной стоимости в 24 млрд. Министерство нефти и газа уже заявило, что такой расклад его вовсе не устраивает, и правительство будет настаивать на сокращении предлагаемой участниками NCOC суммы.

Согласно текущему графику, который может быть скорректирован, добыча нефти в рамках ОПР составит 370–450 тыс. баррелей в сутки. В 2018–2019 годах будет запущена фаза II, и тогда пиковый объем нефтедобычи, как предполагается, достигнет приблизительно 1–1,5 млрд баррелей в сутки.

В соответствии с СРП по Северо-Каспийскому проекту, всего в контрактную территорию буровых работ консорциума входят четыре нефтеносные структуры: Кашаган, Каламкас, Актоты, Кайран, состоящие из 11 морских блоков, занимающих территорию примерно в 5,6 тыс. кв. км. Извлекаемые запасы нефти Кашагана оцениваются NCOC в 11 млрд баррелей, а общие геологические запасы сырья этой нефтеносной структуры — в 35 млрд баррелей.

№ 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.

Эскизное проектирование этих объектов в настоящее время выполняют проектные институты в Великобритании, Индии и Казахстане. Принятие окончательного решения по инвестированию проектов ожидается в 2013 году.

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).

В ходе выполнения обоих проектов — будущего расширения и управления устьевым давлением скважин — планируется привлечение более 5 тыс. работников, а уже после завершения на новых объектах будет создано порядка 500–600 постоянных рабочих мест.

Все эксплуатационные объекты ПБР, включая скважины, системы сбора, стабилизации нефти, выработки электроэнергии и энергосредств (без установок переработки газа и серы), повышения давления и закачки сырого газа, планируется разместить в пределах существующей лицензионной территории Тенгиза, к югу от действующего Завода второго поколения (ЗВП). Для осуществления проекта ЗВП требуется порядка 1370 гектаров земельных площадей в пределах существующих границ месторождения, 335 МВт электроэнергии с использованием газотурбинных генераторов на чистом природном газе, 44 кубометра питьевой и 1470 кубометров технической воды в сутки.

Перевозка блоков оборудования будет осуществляться, судя по всему, на баржах по Каспийскому морю, после чего в Тенгиз они будут доставляться автомобильным и железнодорожным транспортом. Возможно, для перевозки модулей автомашинами потребуется произвести модернизацию дорог либо построить новую временную дорогу. Кроме того, планируется строительство дороги на территории производственной зоны Тенгизского месторождения для подъезда к замерным узлам, добывающим и нагнетательным скважинам, заводу ПБР и объектам, которые будут осуществлять закачку сырого газа.

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.

Как известно, последние крупные инвестиции ТШО в развитие производства на Тенгизе в сумме 5,5 млрд были вложены в масштабные проекты: строительство ЗВП и ЗСГ, завершившиеся в 2008 году и удвоившее нефтедобычу.

Запуск новых производственных объектов на Тенгизе, если таковое решение будет принято, станет кульминацией многих лет работы ТШО.

№ 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.

В январе 2008 года в рамках мер государственной поддержки проекта правительством был решен вопрос финансирования инфраструктурной части за счет средств республиканского бюджетного кредита в размере 800 млн на льготных условиях.

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.

Проектом предполагается строительство нескольких производственных и инфраструктурных объектов: это установка дегидрогенизации пропана (550 тыс. тонн пропилена в год), установка производства полипропилена (500 тыс. тонн в год), ГТЭС мощностью 140 МВт, трубопровод для транспортировки пропана — 207 км, вспомогательные установки и резервуары, подъездная автодорога, железная дорога, сортировочная станция, водопровод и трубопровод топливного газа, пруд-испаритель, вахтовый городок, линия электропередачи и временный строительный городок. Планируется, что каждая технологическая установка будет изготовлена в соответствии с самыми передовыми технологиями, представленными на международном рынке. Газопереработка — ABB/ CBI, Linde. Паровой крекинг — Linde, ABB/CBI, TECHNIP, Stone & Webster. Дегидрирование пропана — UOP, ABB/CBI, Uhde. Димеризация этилена — Axens. Производство полиэтилена и полипропилена по технологии — Basell/Borealis.

Рынком сбыта для продукции казахстанского нефтехимического комплекса стнет Китай. В этой связи уже заключены предварительные соглашения с китайскими компаниями, в том числе с Sinopec.

Основным поставщиком сырья для газохимического комплекса определено СП «Тенгизшевройл». Так, в соответствии с подписанным в мае 2007 года между KPI и ТШО меморандумом об утверждении базовых условий поставок сырья, с Тенгизского месторождения в течение как минимум тринадцати лет комплексу будет поставляться 7–8 млрд кубометров сухого газа и около 500–600 тыс. тонн жидкого пропана в год.

№ 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.

Так, 29 октября 2009 года ТОО «АНПЗ» (стопроцентная дочерняя организация АО «КазМунайГаз — переработка и маркетинг») подписало с китайской Sinopec Engineering договор на условиях «под ключ» на строительство комплекса по производству ароматических углеводородов, который будет выпускать сырье для нефтехимической промышленности: до 133 тыс. тонн в год бензола и до 496 тыс. тонн в год параксилола, а также производить высокооктановые бензины и вырабатывать дополнительные объемы водорода для технологических процессов. 30 июля 2010 года между АО «Банк развития Казахстана» и АНПЗ подписано генеральное кредитное соглашение о предоставлении заводу для этого проекта кредитной линии на общую сумму более миллиарда долларов сроком на 13 лет. При этом 85% от стоимости договора финансируется за счет средств связанного займа БРК от Экспортно-Импортного Банка Китая и остальные 15% — средства из Национального фонда РК.

Позже, 29 декабря 2011 года, был подписан договор на строительство комплекса глубокой переработки нефти (КГПН) на условиях «под ключ» между АНПЗ и консорциумом в составе Sinopec Engineering (лидер консорциума), японской Marubeni Corporation (организация финансирования от Японского банка международного сотрудничества и участие в закупках и логистике) и казахстанским АО НГСК «КазСтройСервис» (строительство и местные закупки под руководством Sinopec Engineering). Стоимость проекта оценивается в 1,68 млрд долларов с учетом НДС. Срок реализации — 41 месяц. Проектно-изыскательские работы выполнены российским ОАО «Омскнефтехимпроект». Кроме того, подписаны лицензионные соглашения с французской компанией Axens и американской UOP, технологии проработаны итальянской компанией Foster Wheeler и «Омскнефтехимпроект».

10 сентября этого года строительство КГПН было начато. Комплекс рассчитан на переработку 2,4 млн тонн сырья (мазут, вакуумный газойль) в год. Он позволит увеличить производство высокооктанового бензина, авиационного и дизельного топлива. При переработке 5,5 млн тонн нефти в год АНПЗ ежегодно будет выпускать 1,7 млн тонн автомобильного бензина, 1,6 млн тонн дизельного топлива, 244 тыс. тонн авиакеросина. Одновременно сократится выпуск мазута до 193 тыс. тонн. Все виды моторного топлива будут соответствовать уровню Евро-5.

Проект возведения КГПН является завершающим этапом полной реконструкции АНПЗ. В целом же от реализации проекта модернизации этого завода будет зависеть не только развитие нефтеперерабатывающей отрасли, но и всего нефтегазового комплекса Казахстана.

Реконструкция и модернизация PKOP позволит довести в Шымкенте мощность по переработке нефти до 6 млн тонн в год, увеличить глубину переработки нефти до 90%, улучшить качество нефтепродуктов до Евро-4. Здесь в первую очередь будут восстанавливаться мощности, заменены внутренние устройства аппаратов, катализаторы, насосное оборудование, восстановлены теплообменники. Кроме того, планируется завершить строительство новых установок изомеризации, полипропиленовой установки, запустить производство водорода и серы, реконструировать установки гидроочистки дизтоплива. Все это позволит увеличить выработку высокооктанового бензина, авиа- и дизтоплива, а также сократить выработку мазута.

Благодаря реконструкции и модернизации ПНХЗ мощность будет доведена до 7,5 млн тонн в год, глубина переработки нефти до 90%, улучшится качество нефтепродуктов до Евро-4. Здесь планируется провести комплексную работу по модернизации оборудования, включая замену внутренних устройств вакуумной колонны, замену штуцера ввода сырья в реактор каткрекинга, замену циклонов регенератора, печи П-2, насосного оборудования, восстановление теплообменников, а также реконструкцию установки гидроочистки дизтоплива и строительство новых установок изомеризации и селективного обессеривания бензина каталитического крекинга. Это позволит увеличить выработку высокооктанового бензина, авиатоплива и дизтоплива, сократить выработку мазута. ПНХЗ уже вступил в активную фазу проекта модернизации.

В целом интерфейсное проектирование (FEED) объектов для Павлодарского и Шымкентского НПЗ выполнит итальянская компания Technip Italy S.p. — мировой лидер в области управления проектами, проектирования и строительства для энергетической отрасли, получивший два соответствующих контракта на общую сумму около 50 млн евро.

Выполнение FEED-услуг для Павлодарского НХЗ планируется завершить во втором полугодии 2013 года, для шымкентского нефтеперерабатывающего завода PetroKazakhstan Oil Products — к концу 2013 года. Условия выполнения обоих контрактов включают проектирование объектов под новое строительство, реконструкцию технологических установок с целью увеличения производственных мощностей предприятий, а также объектов коммунального и общезаводского хозяйства.

№ 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.

[inc pk='1084' service='media']

№ 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.

Сроки начала реализации проекта уже задержаны. Сейчас ввод в эксплуатацию первой очереди газопровода (участок Бозой — Шымкент) и подача по нему первого газа в объеме до 2,5 млрд кубометров в год запланированы на осень 2013 года. После ввода в строй компрессорной станции Бозой до конца декабря 2014 года пропускная способность газопровода возрастет до 6 млрд кубометров в год. На втором этапе будут построены участок Бейнеу — Бозой протяженностью 311 км и еще одна компрессорная станция Караозек в Кызылординской области, что позволит довести мощность трубы до 10 млрд кубометров в год в 2014–2015 годах.

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.

Этот завод может быть построен в период 2014–2021 годов включительно, при этом строительство фазы I придется на 2014–2019 годы, фазы II — 2018–2021 годы. На этапе строительства предприятия может быть привлечено порядка 3,5–4 тысяч человек, а на этапе эксплуатации — около шестисот.

Его стоимость, по первоначальным расчетам проектировщиков, оценивалась в 3,7 млрд. Предусматривалось, что часть денег будет направлена на приобретение материалов, оборудования и услуг отечественных производителей. При этом внутренняя норма возврата капитала (IRR) будет равна 12,7%, а срок окупаемости (PBP) составит 12 лет.

Впрочем, озвучив стоимость строительства газоперерабатывающего завода в начале текущего года, ТОО «Дирекция строящихся предприятий КМГ», работающее в структуре «КазМунайГаза», заявило, что с целью улучшения экономичности проекта необходимо значительное сокращение капитальных расходов. Согласно информации, официально опубликованной дирекцией, «в настоящее время проводятся работы по перерасчету экономической части проекта, так как предыдущий расчет, представленный компанией Genesis Oil and Gas Consultants Ltd., завышал ожидаемую и планируемую стоимость строительства ГПЗ».

Проект возведения ГПЗ на Карачаганаке возник уже давно. В августе 2003 года, после запуска в эксплуатацию производственных объектов в рамках развития фазы II освоения месторождения, увеличивших добычу и экспорт углеводородов, президент Нурсултан Назарбаев заявил о необходимости дальнейшего развития здесь газового потенциала. Он тогда сослался на «Окончательное соглашение о разделе продукции» (ОСРП), вступившее в силу в 1998 году, в котором упоминается строительство ГПЗ в рамках фазы III. Американская компания Kellog Brown and Root, разработавшая к тому времени ТЭО проекта ГПЗ мощностью 5 млрд кубометров газа с последующим увеличением до 10 млрд кубометров в год, оценила его строительство приблизительно в 1,3 млрд долларов.

Впрочем, тогда аргументы о выгодах (в том числе ценовых) наращивания экспорта сырого газа с Карачаганакского месторождения для переработки на Оренбургский ГПЗ (Россия), контролируемый «Газпромом», взяли верх. И о проекте ГПЗ на несколько лет предпочли забыть.

Нынче такой проект востребован высоким спросом на природный газ внутри Казахстана, особенно в южном регионе. Так, средний ежегодный прирост спроса на газ до 2030 года в Атырауской области составит 7%, Алматинской — 8%, Актюбинской — 1,3%, Западно-Казахстанской — 2,7%, Жамбылской — 4,4%, Костанайской — 4,7%, Кызылординской — 11%, Южно-Казахстанской — 1,8%, Мангистауской — 2,5%.

Кроме того, новый ГПЗ может на 10% увеличить производство сжиженных углеводородных газов в стране, спрос на которые растет, прежде всего, в коммунальном секторе. Да и ввиду снижения пластового давления на Карачаганакском месторождении растет газовый фактор, что также требует новых мощностей по переработке газа (начальные балансовые запасы нефти, газа и конденсата составляют 9 млрд баррелей, газа — 48 трлн кубических футов, при расчетных общих запасах более 2,4 млрд баррелей конденсата и 16 трлн кубических футов 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.

Что же касается концепции дальнейшего расширения добычи газа и газового конденсата на Карачаганаке, то с ней участники KPO (у британской BG Group и итальянской Eni — по 29,25%, американской Chevron — 18%, российского «ЛУКОЙЛа» — 13,5%, а у Республики Казахстан с 2012 года — 10%) пока не определились.

Известно, что сейчас ими рассматриваются шесть вариантов дальнейшей разработки месторождения в рамках фазы III, каждый из которых предусматривает увеличение добычи газа на месторождении в объеме от 5 млрд кубометров в год и выше. Однозначно, что реализация фазы III также потребует вложения миллиардных инвестиций, сумму которых пока никто не подсчитывал.

[inc pk='1085' service='media']

№ 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.

Сейчас в правительстве рассматривается мощность по транспортировке газа по газопроводу Карталы — Тобол — Кокшетау — Астана в объеме от 3 млрд до 6 млрд кубометров. Однако в ФНБ «Самрук-Казына» заявляет о целесообразности уменьшения пропускной способности этой трубы из-за недостаточного количества потребителей и неготовности региональных распределительных сетей.

Этот проект будет реализован в соответствии с поручением главы государства об обеспечении газификации центрального региона Казахстана, включая столицу. На сегодняшний день он представляется насколько важным, настолько и сложным в плане экономики, учитывая большую протяженность при низкой концентрации или отсутствии крупных потребителей.

№ 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 АО «Эмбамунайгаз» будет построена установка по сероочистке попутного нефтяного газа, добываемого на месторождениях Прорвинской группы. Также запланированы реконструкция нефтепровода ЦПС «Прорва» — НПС «Тенгиз», расширение системы подготовки и транспортировки газа на месторождениях НГДУ «Жайыкмунайгаз» и НГДУ «Доссормунайгаз» и строительство газопровода высокого давления с компрессорной станции месторождения Акингень — Аккудук — Кисимбай протяженностью 61 километр.

До конца 2012 года завершится строительство автодороги до месторождения С. Балгимбаева от автодороги Атырау — Астрахань протяженностью 12 километров и такой же длины автодороги между месторождением Досмухамбетовское и Актобе.

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.  

Статьи по теме:
Спецвыпуск

Бремя управлять деньгами

Замедление экономики разводит все дальше банки и реальный сектор

Бизнес и финансы

Номер с дворецким

Карта столичных гостиниц пополнилась новым объектом

Тема недели

От чуда на Хангане — к чуду на Ишиме

Как корейский опыт повышения производительности может пригодиться Казахстану?

Тема недели

Доктор Производительность

Рост производительности труда — главная цель, вокруг которой можно было бы построить программу роста национальной экономики