История и современное состояние нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности Казахстана

УДК 665.6

М. Е. Карар

ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТЯНОЙ

И НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ КАЗАХСТАНА

Ключевые слова: Казахстан, Атырауский нефтеперерабатывающей завод, Шымкентский нефтеперерабатывающей завод, Павлодарский нефтехимический завод, модернизация, нефтепереработка, нефтехимия.

Исследованы нефтеперерабатывающие промышленности Казахстана. После исследовании было ясно, что Казахстанские нефти являются низкосернистым, но парафинистым. Конечными продуктами, производимыми казахстанскими НПЗ, являются: сжиженный газ, бензин, авиационный и осветительный керосины, дизельное топливо, котельное топливо, печное топливо, другие нефтепродукты. Качество бензинов и дизельного топлива ниже, чем у других крупных мировых партнеров, а также не соответствует мировым стандартам. В Казахстане в данный момент модернизуются Атырауский нефтеперерабатывающей завод. В будущем планируется модернизация Шымкентского нефтеперерабатывающего завода.

Key words: Kazakhstan, Atyrau oil refining factory, Shymkent oil refining factory, Pavlodarpetrochemical factory, modernization, oil

refining, petrochemistry.

Investigated oil refining industry of Kazakhstan. After research it was clear that the Kazakhstan oils are low-sulphurous, but paraffinic. The final products, made by the Kazakhstan oil refineries, is: the liquefied gas, gasoline, aviation and lighting kerosene, diesel fuel, boiler fuel, furnace fuel, other oil products. Quality of gasolines and diesel fuel is lower, than at other large world partners, and also doesn't conform to the international standards. In Kazakhstan this moment will be modernized Atyrau oil refining factory. In the future planed modernization of Shymkent oil refining factory.

История освоения месторождений Казахстана

Казахстанские нефти достаточно различны по составу и свойствам. Нефти Казахстана отличаются относительно низким содержанием серы, но имеют значительное количество твердых парафинов. А углеводородный состав нефти настолько сложен, что даже современные методы не позволяют точно определить содержание отдельных углеводородов. Методы фракционирования, разделения и идентификации весьма сложных по составу и строению молекул смесей нефтяных углеводородов несовершенны [1].

Казахстан по запасам нефти занимает 13 место в мире. На территории Казахстана выявлено 214 месторождений нефти. Наибольший объем добываемой нефти приходится на предприятия Атырауской области - 46 % от республиканской добычи. А Мангистау-ская область имеет около 30 % добываемой нефти, Кызылординская - 13 %, Актюбинская - 11 %.

В основном нефтеперерабатывающие заводы Казахстана работают по топливному варианту, то есть получает светлые нефтепродукты: бензин, керосин, дизельное топливо [2].

В настоящее время в Казахстане работает три нефтеперерабатывающих завода. Первый из них Атырауский НПЗ (контролирующим акционером является КазМунайГаз), второй Павлодарский НХЗ (АО Каз-МунайГаз), третье Шымкентский НПЗ (ТОО PetroKazakhstan), общая суммарная мощность которых составляет 19,4 млн т нефти в год.

Конечными продуктами НПЗ являются: бензин марок АИ-76, АИ-80, АИ-85, АИ-91, АИ-93, АИ-96, авиационный и осветительный керосины, дизельное топливо, котельное топливо, печное топливо, сжиженный газ и другие продукты. На рисунке 1 представлено расположение НПЗ Казахстана.

Рис. 1 - Расположение НПЗ

В данный момент Казахстан является одним из крупнейших производителей нефти в мире. Первым нефтяным фонтаном был месторождение Ка-рашунгул. Месторождение стало известно в ноябре 1899 году и с этого и началась история казахстанской нефти. Затем были открыты остальные месторождении: Доссор (1911 г), Макат, которое находится в Гурьевской области (1913 г). В 1914 году Доссор, Макат стал дабывать уже 200 тысяч тонн нефти. В 1922 году был создан трест "Эмба-нефть" и образовалось Управление нефтяными промыслами Урало-Эмбинского района [3].

В 1926 году на Эмбе начили применять вращательное бурение и геофизические методы разведки, также ввели в эксплуатацию железную дорогу Гурьев-Доссор. В 1930 году началось бурное освоения Гурьевской области, а также были создана лаборатории, открыт нефтяной техникум, образован "Эмбанефтепроект".

В 1932 году был построен нефтепровод Гурьев-Эмба-Орск. В этом же году были открыто новые месторождения: Байчунас, Косчагыл, Шубарку-дук, Кульсары.

Во время войны важнейшей задачей стало форсирование нефтедобычи в Казахстане. В то же время нефтяники Урало-Эмибинского района работали по 12-13 часов в сутки без выходных, добывая тысячи тонн нефти и снабжая горючим Советскую армию. Тяготы войны, все возрастающая потребность в качественном топливе дали мощный толчок к развитию нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли в целом. Были введены в разработку месторождения Сагиз, Жаксымбай, Комсомольское, Кошкар, Тентексор. В тот же время были сданы в эксплуатацию Мунайлы, Бекбике и Каратон, осваивался турбинный способ бурения и строился Гурьевский нефтеперерабатывающий завод [4].

К 50-ому году открыли новые месторождения: Те-ренозек, Тажигали, Тюлес, Караарна, и добыча нефти в Казахстане достигает уровня 1 млн тонн в год. В это же время нефтяники начали активно осваивать полуостров Мангышлак и его богатые залежи нефти.

К 60-ому году вместо роторного бурения стали внедрять более скоростное турбинное бурение, увеличили парк буровых станков. В этот время были открыты и введены в разработку месторождения Кар-сак, Прорва, Мартыши, Танатар, Камышитовое Юго-Западное, Кенкияк. Было начато глубокое бурение на месторождении Узень, получен первый фонтан Узеньской нефти. В 1965 году на Гурьевский нефтеперерабатывающий завод отправляется первая ман-гышлакская нефть. И добыча нефти в Казахстане достигает уровня 2 млн. тонн в год. В 1969 году после открытия крупнейших месторождений Узень и Жеты-бай - разведанные запасы нефти увеличились в 20 раз, а годовая добыча - в 14 раз. Добыча нефти в Казахстане составило более 10 млн тонн в год.

70-ые года можно смело назвать периодом крупных нефтяных открытий. В короткие сроки были открыты месторождения Каражанбас, Северные Бузачи, Каламкас. Завершили строительство магистрального нефтепровода Узень-Гурьев-Куйбышев.

В 90-ых годах уже независимый Казахстан начал путь привлечения иностранных инвестиций. В 1993 году впервые в Алматы провели международную выставку по нефти и газу KIOGE, создали Министерство нефтяной и газовой промышленности РК, приняли Закон "О нефти", подписали соглашение о принципах раздела продукции на месторождении Карачаганак между Agip, British Gas, ОАО "Газпром", "Казахгаз". Подписали соглашение о строительстве трубопровода с пропускной способностью 60 млн тонн в год между Казахстаном, Россией, Оманом и Международным нефтяным консорциумом. Создали национальную компанию "Казахойл", которой передали все права на участие Казахстана в разработке крупнейших нефтегазовых проектов, и национальную компанию "Каз-ТрансОйл" [5].

В 1999 году Казахстан отметил 100-летие нефтяной отрасли Казахстана, берущей свое начало от первого нефтяного фонтана на Карашунгуле в 1989 году. В 2000 году создается АО "КазТрансГаз". На каспийском шельфе открывается гигантское месторождение Кашаган, крупнейшее в мире за последние 30 лет. Образовалась национальная компания "КазМунай-Газ". Между Казахстаном, Россией и Азербайджаном

подписали трехстороннее соглашение о точке стыка линий разграничения сопредельных участков дна Каспийского моря. В 2006 году на месторождение Тенгиз добыт миллиардный баррель нефти [6].

Характеристика нефтей Казахстана

В Казахстане нефтяные и газовые месторождения расположены в Атырауской и Актюбинской областях. Прикаспийская впадина представляет собой огромное месторождение, выполненное палеозойскими отложениями с докембрийским основанием. На рисунке 2 показано схема размещения нефтяных месторождений Казахстана [7].

Рис. 2 - Схема размещения нефтяных месторождений Казахстана

Нефти Прикаспийской впадины являются сернистыми (0.5-1.44%) и даже высокосернистыми (2.61-3%).

По содержанию асфальто-смолистых веществ нефти сильно различаются между собой. Например, силикагелевые смолы изменяется от 0.81 до 18.30%. А асфальтеновые вещества отсутствует, иногда встречается до 4.60%.

По содержанию светлых фракции в некоторых месторождениях отсутствуют бензиновые фракции (0.5-2.5 %), а в других светлые фракции составляют от 2.5 до 26-27 %.

Бензиновые фракции Прикаспийских нефтей отличаются высокими октановыми числами. Например, для фракции 28-2000С октановые числа равно 56-69.3.

Топочные мазуты, которые имеющие марок 40,100 и 200, могут быть получены из всех исследованных нефтей, кроме корсакской.

Танатарская, Корсакская, Тереньузюкская нефть неокомского горизонта содержит высокий потенциал базовых масел (30-42% считая на нефть).

Основном нефтяные месторождения Казахстана расположены в трех условно разделенных неф-

теносных районах впадины: в Южно- Эмбенском, Северо- Эмбенском, а также в районе междуречья Урал-Волга [8].

В Южно- Эмбенском районе исследованы следующие нефтяные месторождения: Танатар, Доссор, Макат, Сагиз, Южный Кошкар, Нармунданак, Иски-не, Байчунас, Корсак, Кулсары, Косчагыл, Мунайли, Теренузюк, Каратон, Тажигали, Караарна, Прорва.

А в северо- Эмбенском районе раположенно следующие месторождения нефти: Шубаркудук, Джак-сымай, Кенкияк, Акжар, Каратюбе. Нефти этого месторождении являются основном малосернистыми. В Кенкиякских нефтях содержится 0.63-1.27% серы, в Кумсайской нефти- 0.94%. А относительная плотность нефтей из этого месторождении изменяется в широких пределах от 0.8126 до 0.9376.

Нефти, которые расположенные северо- Эмбен-ском районе, характеризуется относительно невысоким содержанием парафина.

А также в районе междуречья - Урал-Волга включает себе следующие месторождении нефти: Марты-ши и Камышитовое.

К югу от Прикаспийской впадины расположен Южно- Мангышылакский нефтегазовый район. Открытие этого месторождение была причиной открытия следующих нефтяных месторождении: Дунга, Жетыбай, Тасбулат, Восточный Жетыбай, Караман-дыбас, Узень, Тенги и Курганбай [9].

Нефтеперерабатывающие заводы Казахстана

Атырауский нефтеперерабатывающей завод

(АНПЗ) находиться в Западном Казахстане точнее в Атырауской области, в городе Атырау. Атырауский нефтеперерабатывающий завод - одно из крупнейших предприятий Казахстана. К проектированию завода приступили в 1943 году на основании планового задания Наркомата нефтяной промышленности СССР. Технический проект завода был разработан американской фирмой "Badger and his sons". Привязка к местным условиям осуществлялась местными проектировщиками "Эмбанефтьпроект".

Первоначальная мощность завода составляла 800 тыс. тонн перерабатываемый нефти в год и базировалась на нефтях Эмбинского месторождения, привозном Бакинском дистилляте. С самого начала завод развивался по топливному варианту, с выпуском авиационных и автомобильных бензинов, различных моторных и котельных топлив. С развитием Западно-Казахстанского региона, увеличением добычи нефти с 1965 года, завод путем реконструкции стал рассматривать вопрос по замене дорогостоящего привозного дистиллята на дистиллят собственной выработки.

В 60-е годы прошлого столетия был взят курс на увеличение объема переработки нефти путем строительства новых технологических установок. С 1969 года по 2006 год на заводе были построены и пущены в эксплуатацию установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-3, каталитического риформинга ЛГ-35-11/300, замедленного коксования, прокалки нефтяного кокса, по производству технического азота, гидроочистки и изомеризации бензина, гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива, очистки и производства водорода, производства серы с блоком

кристаллизации. За более 60 лет работы завод превратился в современное предприятие по выпуску нефтепродуктов топливного назначения. Осуществлено большое техническое перевооружение всех технологических установок по переработке нефти, что позволило увеличить мощность до 5-ти млн. тонн в год. С середины 1999 года держателем контрольного пакета акций завода стало ЗАО ННК "Казахойл", впоследствии АО "НК "КазМунайГаз" [10].

Атырауский НПЗ впервые осуществил переработку Тенгизской нефти - нефти нового типа со значительно большим содержанием светлых фракций и, одновременно, с высоким содержанием в ней метил-этилмеркаптанов, что потребовало для ее переработки тщательной подготовки и решения как технологических, так и экологических проблем. Доля переработки Тенгизской нефти составляет 12%. Несмотря на недостаточность вторичных процессов, заводом достигнута глубина переработки 65%. При этом отбор светлых нефтепродуктов от нефти представляет в среднем 45,9%.

Из года в год увеличиваются ассортимент выпускаемых нефтепродуктов. Сейчас завод выпускает нефтепродукты 21 наименований. На рисунке 3 представлена поточная схема завода.

Рис. 3 - Поточная схема переработки нефти на Атырауском НПЗ

С 2000 по 2013 год количество производимых нефтепродуктов увеличилось с 2191 тыс. тонн до 4429 тыс. тонн.

В 2016 г. количество нефтепродуктов планируется 5500 тыс тонн.; в том числе бензина -1320, дизельного топлива -1297, авиакеросина - 244, и других нефтепродуктов. В таблице 1 показана нарастающая динамика производства основных нефтепродуктов.

С 2000 по 2013 год количество производимых нефтепродуктов увеличилось с 2191 тыс. тонн до 4429 тыс. тонн.

В 2016 г. количество нефтепродуктов планируется 5500 тыс тонн.; в том числе бензина -1320, дизельного топлива -1297, авиакеросина - 244, и других нефтепродуктов.

Вестник технологического университета. 2015. Т.18, №21 Таблица 1 - Производства основных нефтепродуктов АНПЗ

Год Общий выпуск (тыс. тонн) Бензин Авиакеросин Дизельное топливо Мазут Другие продукты

2000 2191 290 8 757 713 423

2001 2182 332 2 683 689 476

2002 2264 314 15 718 718 499

2003 2312 322 15 701 840 434

2004 2898 392 21 843 1060 582

2005 3500 509 21 958 1345 667

2006 3731 493 5 995 1343 895

2007 3701 470 21 1019 1096 1095

2008 3925 493 45 1175 1566 646

2009 4004 553 51 1191 1698 511

2010 4300 601 66 1259 1953 421

2011 4471 568 46 1330 1786 741

2012 4423 507 54 1217 1585 1060

2013 4429 505 50 1222 1512 1140

Павлодарский НХЗ расположен в Северно- Казахстанской области, в городе Павлодар. Павлодарский нефтехимический завод (АО «ПНХЗ») - крупнейшее в Казахстане предприятие по производству нефтепродуктов и единственное по набору технологического оборудования, обеспечивающего глубину переработки нефти до 85 % .

Завод перерабатывает нефть по топливному варианту и технологически ориентирован на переработку западносибирской нефти. Строительство завода под наименованием «Павлодарский нефтеперерабатывающий завод» (ПНПЗ) было начато 1971 году, а в 1978 году была введена в эксплуатацию первая очередь завода - комплекс ЛК-6У по первичной переработке нефти мощностью 6 млн. тонн в год. В 2000 году завод получил наименование Акционерное общество «Павлодарский нефтехимический завод» (АО

«ПНХЗ»). В технологическую цепочку завода входят комплексы и установки производства водорода, битумов, серы, замедленного коксования, прокалки кокса, грануляции серы и переработки неф-тешлама. В мае 2009 года введена в эксплуатацию установка по производству водорода.

С 2000 по 2013 год количество производимых нефтепродуктов увеличилось с 1128 тыс. тонн до 4800 тыс. тонн.

В 2016 г. количество нефтепродуктов планируется 5755 тыс тонн.; в том числе бензина -1604, дизельного топлива -1932, авиакеросина - 300, и других нефтепродуктов [11].

В таблице 2 показана нарастающая динамика производства основных нефтепродуктов.

Таблица 2 - Производства основных нефтепродуктов ПНХЗ

Год Общий выпуск (тыс. тонн) Бензин Авиакеросин Дизельное топливо Мазут Другие продукты

2000 1128 356 32 558 100 82

2001 2037 554 46 637 607 193

2002 2041 576 45 572 630 218

2003 2500 644 81 664 878 233

2004 2995 788 80 848 1013 266

2005 3720 996 90 1056 1251 327

2006 3897 1015 80 1108 1242 452

2007 4276 1287 77 1425 752 735

2008 4056 1155 80 1314 794 713

2009 4124 1225 82 1328 747 742

2010 4800 1314 190 1478 887 931

2011 4649 1194 123 1395 885 1052

2012 5037 1302 92 1576 977 1090

2013 4800 1117 133 1473 763 1314

Шымкентский нефтеперерабатывающий завод (ШНПЗ) принадлежит компании ТОО «ПетроКазах-станОйлПродактс» (ПКОП), который находится Южно- Казахстанской области, в городе Шымкент. Проектная мощность завода 6,0 млн. тонн в год [12].

Строительство Шымкентского нефтеперерабатывающего комплекса, известно под названием ЛК-6У, которая было начато в 1972 году. Уже через год был

построен цех нестандартного оборудования. В дальнейшем темпы строительства были замедлены, и на время, строительство основного цеха ЛК-6У было законсервировано.

Строительство возобновилось в 1976 году - начало строительство вспомогательных цехов. В этом году началось поступление оборудования для основного цеха. В 1978 году сдаётся в эксплуата-

цию цех ВКиОС (Водоснабжения канализации и очистных сооружений) для очистки сточных вод действующей ТЭЦ-3, которая обеспечивает теплоэнергией промышленную зону города. Со сдачей в эксплуатацию товарно-сырьевого цеха (ТСЦ) в 1982 году вводятся в строй участки биологической и механической очистки сточных вод на ВКиОС [13].

1983 год стал знаменательным в жизни завода, в Шымкент пришла первая нефть из Западной Сибири по трубопроводу Омск-Павлодар-Шымкент. В этом же году началась отгрузка нефти в железнодорожных цистернах для Ферганского НПЗ. С этого же года строительство комплекса ЛК-6У стало приближаться к завершению [14].

В середине 1984 года сдаются в эксплуатацию цеха, без которых пуск и дальнейшая эксплуатация установки не возможна. Это такие цеха как ПВС (паро-воздухо снабжения) включающий в свой состав следующие подразделения: АКС (азотно-кислородная станция),ЦКС (центрально-конденсатная станция), ВКУ (воздушно-компрессорная установка), ЦЗЛ (центрально-заводская лаборатория). Пуск комплекса ЛК-6У проходил поэтапно. В декабре 1984 года была пущена секция 100 (ЭЛОУ-АТ) установки ЛК-6У. В августе 1985 года сдаются в эксплуатацию ещё две секции, это - секция 200 (каталитическое риформирова-ние) и секция 300/1, 300/2 (гидроочистка дизельного топлива и керосина).В этом же году пускается установка производства серы, предназначенная для получения элементарной серы из содержащегося в нефти и нефтепродуктах сернистых соединений В январе 1986 года сдаётся в эксплуатацию секция 400 (газофрак-ционирующая установка) с этого времени завод начал работать по полной схеме и доводит мощность до 6 млн. тонн в год [15].

С 1987 года началось строительство двух новых установок. Первая - установка вакуумной перегонки мазута (УВПМ) с производительной мощностью 3,8 млн. тонн в год, которая сдана в эксплуатацию в 1992 году. Вторая - установка замедленного коксования (УЗК) с производительной мощностью 600,0 тысяч тонн в год. С 1989 года для более глубокой переработки нефти и извлечения высокого содержания светлых нефтепродуктов началось строительство комплекса каталитического крекинга Г-43/107М производительной мощностью 2,0 млн. тонн в год.

Нефть, поступающая на завод по трубопроводу, перерабатывается на комбинированной установке ЛК-6У, состоящей из следующих секций:

Секция 100 (ЭЛОУ-АТ) - служит для удаления воды, хлористых солей и механических примесей, далее обессоленная нефть разгоняется на следующие прямогонные фракции: углеводородные газы, бензиновую, керосиновую, дизельную и мазут для дальнейшей переработки с целью улучшения качественных характеристик. Проектная мощность 6,0 млн. тонн в год.

Секция 200 (Каталитическое риформирование), где первоначально бензиновая фракция, проходит предварительную гидроочистку для удаления нежелательных вредных примесей серы, азота, кислорода, некоторых тяжелых металлов, оказывающих отравляющее влияние на катализатор риформинга. Гидро-

очистка проходит при высоких температурах и давлении в присутствии катализатора. Затем гид-роочищенное сырьё поступает на блок риформи-рования (облагораживания), где при высоких температурах и давлении на биметаллических катализаторах происходит превращение низкооктанового бензина в высокооктановый компонент товарной продукции. Мощность 1,0 млн. тонн в год [16].

Секция 300 (гидродепарафинизация), включающая в себя две установки С-300/1 - гидродепа-рафинизация дизельного топлива и С-300/2 - гид-родепарафинизация керосина. Процессы, протекающие при высоких температурах и давлениях, в присутствии катализаторов, предназначены для улучшения и стабилизации товарных характеристик топлив, а также извлечения из них сернистых соединений. Мощность С-300/1 - 1,0 млн. тонн в год; С-300/2 - 330 000 тонн в год.

Секция 400 (Газофракционирующая установка) служащая для сбора и переработки углеводородных газов, с целью получения товарных сжиженных газов пропана, нормального бутана, изобута-на. Мощность 400 000 тонн в год [17].

Висбрекинг (Установка лёгкого термического крекинга ЛТК) используется для висбрекинга пря-могонного мазута с целью снижения температуры его застывания и увеличения выхода светлых углеводородов. Мощность 1,0 млн. тонн в год. На рисунке 4 представлена принципиальная технологическая схема завода ПКОП.

Для углубления переработки имеется установка вакуумной перегонки мазута мощностью 3,8 млн. тонн в год. В настоящее время простаивает из-за незавершенности строительства установки каталитического крекинга. При переработке нефти и нефтепродуктов на установках образуется сероводород. Для избавления от нежелательного соединения углеводородные газы проходят очистку раствором моноэтаноламина (МЭА), на блоке регенерации установки производства серы, с последующим возвратом в технологические процессы. Блок получения серы в настоящее время не работает из-за низкого содержания сернистых соединений в сырье.

Сегодня ШНОС - мощное, современное производство. Оно имеет прочные связи с партнёрами ближнего и дальнего зарубежья.

НПЗ работает с использованием основного нефтеперерабатывающего комплекса под названием ЛК-6У и установки легкого термического крекинга мазута. Комплекс ЛК-6У состоит из установки атмосферной перегонки нефти, установки каталитического риформинга бензина, установки гидродепарафинизации дизельного топлива, установки гидроочистки керосина, газофракционирую-щей установки и установки регенерации моноэтано-ламина. Введена в эксплуатацию, в результате реконструкции установки замедленного коксования гудрона (УЗК), установка лёгкого термокрекинга мазута (Висбрекинг) [18].

Рис. 4 - Принципиальная технологическая схема завода ПКОП

Объём переработки нефти на ОАО «ШНОС» за последние пять лет 1996-2000 гг. остаётся стабильным и составляет порядка 3,4-3,7 млн. тонн. С тех пор как НПЗ был спроектирован и построен, фундаментальные изменения произошли в структуре поставок сырой нефти на завод, качество которой полностью изменилось. Завод был спроектирован для переработки Западно-Сибирской сырой нефти, поставляемой на 2500 км с месторождений Западной Сибири по магистральному трубопроводу через Омск и Павлодар до юга Средней Азии. Западно-Сибирская нефть со средним содержанием серы, сравнительно тяжёлая, с низким содержанием парафинов.

Как видно из рисунка 4, каждая секция представляет собой отдельно стоящую установку и может работать через промежуточные парки, а также по жесткой схеме (из секции в секцию). В 1987 году в Центральном Казахстане было открыто месторождение Кумколь и теперь нефть добываемая с этого месторождения направляется напрямую на ШНОС. Кумкольское сырьё легче, низко сернистое и

высокопарафинистое. Парафинистая нефть отличное сырьё для нефтеперерабатывающего комплекса, но создаёт много проблем при «Дистилляционно-Риформинговой» переработке.

В 1999 году ОАО «ШНОС» полностью перешёл на переработку нефти с месторождения Кумколь [19].

За период 1995-2001гг. были реализованы следующие вытекающие из этой концепции проекты:

1. Реконструкция установки риформинга бензина

2. Реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива

3. Реконструкция установки гидроочистки авиационного топлива под депарафинизацию керосиновой фракции.

4. Реконструкция атмосферной колонны К-102

5. Завершение реконструкции установки гид-родепарафинизации дизельного топлива

6. Реконструкция установки замедленного коксования под термический крекинг.

В рамках выполнения Программы развития нефтегазового сектора РК на 2010-2014 гг. реализуется проект реконструкции и модернизации Шымкентского НПЗ, основными целями которого являются восстановление проектной мощности по переработке нефти до 6 млн. тонн в год, увеличение глубины переработки нефти на уровне не менее 90%, улучшение качества и экологических показателей моторных топлив стандартов Евро4 и Евро5.

В данное время на Шымкентском НПЗ производится не глубокая переработка нефти. Установка АВТ - секции 100 позволяет получать большое количество вакуумного газойля, который на заводе не перерабатывается. В связи с этим строительство установки каталитического крекинга является приоритетной задачей позволяющей увеличить глубину переработки нефти, получить большое количество высокооктанового бензина, и сырье для дальнейшей переработки и нефтехимии.

В таблице 3 показана нарастающая динамика производства основных нефтепродуктов.

Таблица 3 - Производства основных нефтепродуктов ПНХЗ

Год Общий выпуск (тыс. тонн) Бензин Авиакеросин Дизельное топливо Мазут Другие продукты

2000 3050 620 20 856 1003 551

2001 3393 694 61 917 913 808

2002 3497 800 186 999 890 622

2003 3947 872 213 1234 919 709

2004 3500 743 192 1089 716 760

2005 3933 852 123 1266 767 925

2006 4035 833 185 1278 565 1174

2007 4060 870 161 1401 552 1076

2008 4308 843 275 1408 635 1147

2009 4007 811 240 1276 694 986

2010 4583 978 234 1337 931 1103

2011 4605 996 218 1338 989 1064

2012 4753 1046 275 1336 977 1119

2013 4632 1038 231 1376 968 1019

С 2000 по 2013 год количество производимых нефтепродуктов увеличилось с 3050 тыс. тонн до 4632 тыс. тонн.

В 2016 г. количество нефтепродуктов планируется 6000 тыс тонн.; в том числе бензина -2162, дизельного топлива -2013, авиакеросина - 400, и других нефтепродуктов [20].

Литература

1. Надиров Н. К. Нефтегазовый комплекс Казахстана // Нефть и газ. - 2000. - № 3. - С. 9.

2. Надиров Н. К., Конаев Э. Н. Переработка высокопарафинистой Кумкольской нефти по топливно-масляной схеме // Нефть и газ Казахстана. - 1997. - № 3. -С. 126.

3. Акжигитов А. Ш., Бисенова Т. М. Нефти новых месторождений триасовых горизонтов полуострова Мангышлак // Нефть и газ. - 2000. - № 3. - С. 92-98.

4. Надиров Н. К. Нефть и газ Казахстана: В 2 ч. - Алматы, 1995. - Ч. I. - 320 с.; Ч. 2. - 397 с.

5. Новые нефти Казахстана и их использование: Металлы в нефтях. - М. : Наука, 1984. - 448 с.

6. Инновационные подходы в развитии нефтегазовой промышленности в Атырауской области : Сборник научных трудов Третьего международного семинара-совещания / Под ред. Т.П. Серикова, С.М. Ахметова ; Нац. инженерная академия РК, Атырауский институт нефти и газа. - Аты-рау : Изд-во АИНГ, 2005. - 504 с.

7. Нефти Средней Азии, Казахстана, Сибири и о.Сахалин-справочник, Издательство: Химия, 1974.-792с.

8. Новые нефти Казахстана и их использование: Подсоле-вые нефти Прикаспийской впадине. - М., 1977. - 291 с.

9. Сулейменова Ж.У. Развитие нефтяной промышленности и проблемы комплексного использования нефти в Казах-

стане : автореф. дис. . канд. экон. наук: 08.00.05-"Экономика и управление народным хозяйством", 2006. - 27 с.

10. Мушрапилов Р.Д. Исследование возможности использования казахстанскими НПЗ нефтепродуктов для производства синтетического каучука : магистерская диссертация на соискание акад. степ. магистра по технологии органических веществ, - Шымкент : ЮКГУ им. М. Ауезова, 2007

11. Айдарбекова А.С. Теория и практика разработки нефтяного месторождения Кумколь : Учебное пособие , - Алматы : Еылым, 1999. - 276

12. Топливно-энергетический баланс Республики Казахстан. Статистический сборник / под редакцией А.А. Смаилова. Астана, 2010. - 168 с.

13. Внешняя торговля стран Содружества Независимых Государств в 2009 году: статистический сборник предварительных итогов // Статкомитет СНГ. М., 2010. - 190 с.

14. Инфотек. Ежемесячный нефтегазовый журнал.

15. Argus Нефтетранспорт. Ежемесячный обзор транспортировки нефти и нефтепродуктов.

16. http://www.kmg.kz/manufacturing/oil/kavkaz/

17. Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря / И. Ф. Глумов - М.: ООО "Недра-Бизнес центр", 2004. - 342 с.

18. Новые нефти Казахстана и их использование: Под-солевые нефти Прикаспийской впадине. - М., 1977. -291 с.

19. Сыдыков Ж.С. Подземные воды Каспийского нефтегазоносного региона(формирование, ресурсы, использование и проблемы охраны) / Сыдыков Ж.С. - Алматы: КазгосИНТИ, 2001. - 368 с.

20. Экология и нефтегазовый комплекс / М.Д. Диаров; Атырауский институт нефти и газа. - Алматы. - 2005.

© М. Е. Карар - магистрант кафедры ХТПНГ КНИТУ, группа: 415-М44, modest_meruyert@bk.ru. © М. Е. Karar - undergraduate gr. 415-М44, KNRTU, Department HTPNG, modest_meruyert@bk.ru.