Казахстан о перспективах транспортировки нефти через Азербайджан. Транспортировка нефти в казахстане


К вопросу о транспортировке углеводородов в Республике Казахстан

Осуществляя добычу углеводородов и принимая во внимание важность и перспективность развития трубопроводного транспорта, Казахстан при планировании маршрутов экспорта углеводородов опирается на политику многовекторности и максимальной эффективности использования трубопроводных систем. Увеличение объемов добычи нефти и газа ведет к необходимости опережающего развития нефтегазотранспортной инфраструктуры. Поэтому сегодня ведется активная работа над проектами развития существующих транспортных систем и разрабатываются проекты новых маршрутов для экспорта казахстанского углеводородного сырья.

В данный момент нефтетранспортная система в Казахстане соответствует требованиям транспортировки как в плане пропускной способности, так и в плане направлений экспорта. В будущем же с учетом прорабатываемых на сегодня проектов пропускная способность системы будет расти в соответствии с увеличением объемов добычи. АО НК «КазМунайГаз» обеспечивает 65 процентов транспортировки нефти, 100 процентов транспортировки газа, 50 процентов танкерных перевозок, которые осуществляются в Республике Казахстан. Транспортировку нефти трубопроводами осуществляет АО «КазТрансОйл», транспортировку газа - АО «КазТрансГаз», танкерные перевозки осуществляет АО «Национальная морская судоходная компания «КазМорТрансФлот».

В 2010 году группа компаний АО НК "КазМунайГаз" перевыполнила производственный план, набрала позитивный тренд по всем основным производственным показателям. В частности, по сравнению с предыдущим годом добыча нефти по группе выросла почти на 16%, а консолидированный объем добычи нефти и газоконденсата составил 22 млн. тонн. Это 27,5% от общереспубликанской добычи. По оценке авторитетного в нефтегазовой отрасли рейтингового агентства «Energy Intelligence» «КазМунайГаз» в 2010 году занял 36 место среди 100 крупнейших нефтегазовых компаний мира.

По уровню добычи Казахстан занимает 16-е место в мире, страна планирует к 2020 году войти в первую десятку государств по этому показателю. Стратегическая цель компании - войти к 2020 году в число 30 крупнейших нефтегазовых компаний мира по запасам и добыче нефти. При этом к указанному времени НК «КазМунайГаз» должна освоить инвестиции на сумму 20 млрд. долларов, что обусловлено участием в госпрограмме индустриально-инновационного развития. В 2020 году НК «КазМунайГаз» планирует увеличить свои запасы почти на миллиард (на данный момент данные запасы составляют 780 млн. тонн нефти), а также к 2020 году планируется прирастить запасы до отметки 1,6 млрд. тонн нефти. Добыча нефти составит 34 млн. тонн, переработка - вместе с нашими зарубежными активами - составит 19,8 млн. тонн в год[1].

Таким образом, для Казахстана важное значение имеет создание экспортной трубопроводной системы. Одним из первых направлений реализации данной задачи явилось «Соглашение о трубопроводном Консорциуме между Правительством Республики Казахстан и Правительством Султаната Оман» от 17 июня 1992 г.

Для реализации вышеназванного Соглашения Кабинет Министров РК 13 июля 1994 г. принял постановление № 790 «О строительстве экспортного нефтепровода системы трубопроводного консорциума Тенгиз — Атырау — Астрахань — Новороссийск»[2], в котором обязал Министерство нефтяной и газовой промышленности РК обеспечить совместно с государственной холдинговой компанией "Мунайгаз" реализацию проекта трубопроводного консорциума и участие в нем казахстанских предприятий и организаций.

В целом Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) был создан Россией, Казахстаном и Султанатом Оман для транспортировки из Северного Прикаспия нефти добываемой казахстано-американским СП "Тенгизшевройл". Для реализации проекта, по планам участников, 1500-километровая труба должна была ежегодно пропускать порядка 65- 75 млн. т. сырой нефти ежегодно из Западного Казахстана (прежде всего с Тенгиза) в район морского порта Новороссийска. КТК создавался на паритетных началах: доля РФ и РК состояла из уже имеющихся трубопроводных активов, а Оман в лице "Оман Ойл Компани" (ООК), брал на себя общее финансирование проекта.

Однако вмешательство западных нефтяных компаний и, в первую очередь, "Шеврона" осложнило судьбу проекта. В связи с этим в марте 1996 г. КТК был реструктурирован в КТК-2. Доля Омана упала до 7%, Россия получила 24%, Казахстан - 19%. Восемь компаний получили право на приоритетное приобретение долей в консорциуме: «Шеврон» - 15 %, «ЛУКойл» - 12,5%, «Мобилл» и СП «Роснефть - Шелл» - по 7,5 «Аджип» и «Бритиш газ» - по 2 %, казахстанская холдинговая компания «Мунайгаз» и «Орикс» - по 1,75%. Трасса маршрута изменению не подверглась. Как мы указывали выше, весомый вклад в отрасль недропользования вносит нефтепроводная компания АО «КазТрансОйл». Отметим некоторые проекты, которыми занимается данная компания.

Одним из важнейших проектов на текущий момент, на наш взгляд, является проект строительства нефтепровода Атасу - Алашанькоу, который является частью еще более значительного проекта строительства транснационального нефтепровода Казахстан-Китай. В целях проектирования, строительства и эксплуатации этого нефтепровода, 6 июля 2004 года было создано ТОО «Казахстанско-Китайский трубопровод». Участниками Товарищества выступают на равнодолевой основе АО «КазТрансОйл» (50%) и Китайская национальная корпорация по разведке и разработке нефти и газа (50%).

Казахстанско-китайский трубопровод с пропускной способностью не менее 20 млн. тонн в год открывает новое экспортное направление на емкий и быстро развивающийся рынок. Данный маршрут позволяет обеспечить энергетическую безопасность Казахстана, поскольку связывает западные нефтедобывающие регионы республики с крупнейшими нефтеперерабатывающими заводами Павлодара и Шымкента, а также решает проблему распределения нефти внутри страны. Реализация проекта способствовать подъему экономики Казахстана путем привлечения инвестиций, развития инфраструктуры и создания дополнительных рабочих мест в регионах, прилегающих к маршруту следования трубопровода. Проект имеет поддержку со стороны правительства Казахстана и Китая. Однако, существенным риском данного трубопроводного направления является экспорт, ориентированный на единственного покупателя. Вместе с тем низкий уровень политических, эконо­мических и экологических рисков позволяет рассматривать этот проект как один из перспективных.

Другой нефтепровод «ЦППН Северные Бузачи-Каражанбас», нацелен на удовлетворение растущего спроса на транспортировку нефти с месторождения Северные Бузачи посредством строительства подводящего нефтепровода «ЦППН Северные Бузачи-Каражанбас». Помимо указанного, происходит реконструкция и модернизация ГНПС «Атасу». Батумский нефтяной терминал - одно из двух градообразующих предприятий автономной республики Аджария в Грузии. Второе - Батумский морской порт (БМП). Начиная с февраля 2008 года, полный пакет акций БНТ принадлежит казахстанской компании «КазТрансОйл», которая также владеет эксклюзивным правом управления БМП. Два этих предприятия обеспечивают работой и стабильным доходом порядка двух тысяч грузинских семей. «Сотрудники терминала - в основном местные кадры, нет смысла привозить сюда казахстанских рабочих, это экономически не выгодно. Сегодня терминал демонстрирует позитивную динамику роста объемов перевалки нефти и нефтепродуктов через терминал. Привлекательность терминала для грузоотправителей обусловлена рядом факторов. Во-первых, возможность раздельного хранения до 22 видов нефти и нефтепродуктов, что позволяет сохранить исходное качество груза. Во-вторых, предприятие является единственным на кавказском побережье Черного моря, которое способно переваливать сжиженный газ. Для этого компания в 2 раза увеличила объем резервуарного парка для хранения сжиженного газа - с 2500 до 5000 кубометров. В перспективе с началом добычи нефти на месторождении Кашаган планируется осуществлять перевалку этой нефти через терминал. Тогда объем перевалки грузов может увеличиться до 10-15 млн тонн в год (пока ежегодно переваливается около 6-7 млн тонн). Основные грузы - это казахстанская (тенгизская и кумкольская нефти), азербайджанская, туркменская нефть и нефтепродукты.

В прошлом году в развитие нефтяного терминала и морского порта было инвестировано 2,2 млрд. тг, что больше чем в 2008 году на 77%. До приобретения терминала компанией КазТрансОйл в 2008 году отечественная нефть экспортировалась через терминалы транзитных государств. С приобретением казахстанской компанией нефтетранспортных активов, имеющих прямой выход в мировой океан, удалось достичь реальной диверсификации маршрутов транспортировки углеводородного сырья. Сегодня терминал и морской порт активно развиваются, набирают производственную мощь для того чтобы, когда придет время большой казахстанской нефти, проявить свой потенциал и доказать преимущества в борьбе за право ее транспортировки [3].

В целом можно отметить, что рост объемов транспортировки нефти по собственной системе магистральных нефтепроводов в 2010 году в сравнении с 2009 годом составил 3%, а сам объем превысил 52,5 млн. тонн. При этом грузооборот нефти увеличился на 2 процента и составил 34,2 млрд тонн км. Значительно - на 16% - нарастил объемы транспортировки и грузооборота нефти по нефтепроводам и Восточный филиал. Фактический объем транспортировки

articlekz.com

Казахстан может начать транспортировку нефти через Азербайджан

На днях информационное агентство Trend со ссылкой на собственные источники сообщило, что официальные лица Казахстана недавно возобновили переговоры по поводу создания Казахстанской каспийской системы транспортировки нефти.

Отмечается, что проект Казахстанской каспийской системы транспортировки нефти активно обсуждался в 2007–2009 годах.

 

Предполагалось, что ККСТ будет состоять из нефтепровода Ескене – Курык на территории Казахстана и Транскаспийской системы, включающей нефтеналивной терминал в порту Курык на казахстанском побережье Каспийского моря, танкеры и суда, нефтесливной терминал на азербайджанском побережье Каспийского моря и соединительные сооружения до трубопроводной системы Баку – Тбилиси – Джейхан.

 

Далее нефть должна была транспортироваться на международные рынки посредством нефтепровода Баку – Тбилиси – Джейхан или других нефтетранспортных систем, расположенных на территории Азербайджана, Грузии и Турции.

 

Из-за проблем с Кашаганом и необходимости дополнительного времени для расширения «Тенгиза» проект был на время отложен, но сейчас он вновь актуален. Тем более учитывая, что Министерство энергетики пересмотрело свой прогноз по добыче нефти в текущем году с 79,5 млн тонн, до 81 млн тонн, о чем на заседании Правительства сообщил глава Минэнерго Канат Бозумбаев. Индекс физического объема нефти планируется довести до 81 млн тонн. Это за счет Кашагана – 5 млн тонн, Тенгиза – 27,5 и Карачаганака – 11,8 млн тонн.

 

Нефти много не бывает

 

В первом полугодии планируется добыть 40,7 млн тонн нефти. Как сообщил министр, планируется утверждение правил выполнения обязательств в натуральной форме. Это позволит проработать механизм для поступлений в бюджет от реализации доли Республики Казахстан по разделу продукции месторождения Кашаган, а также определить получателя от имени Республики Казахстан доли по соглашению о разделе продукции по Северному Каспию. Также планируется проработка вопроса об увеличении объема транзита нефти из Российской Федерации в КНР.

 

К тому же Канат Бозумбаев сообщил, что планируется согласовать проект протокола о внесении изменений в соглашение между правительствами РК и РФ о торгово-экономическом сотрудничестве в области поставки нефти и нефтепродуктов. «Это позволит передать министерствам энергетики РК и РФ компетенции по регулированию перечня нефтепродуктов. Для обеспечения электроэнергией будут приняты следующие мероприятия: проработка вопроса по укрупнению энергоснабжающих предприятий. В Парламенте будет проработан проект закона «О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты Республики Казахстан по вопросам электроэнергетики». Также для тепловых электростанций и гидроэлектростанций будут приняты меры по снижению предельных тарифов на электроэнергию».

 

Таким образом, Казахстан заинтересован в наличии новых маршрутов для транспортировки нефти, учитывая необходимость диверсификации поставок.

 

В поиске новых маршрутов

 

Как считает эксперт в области энергобезопасности Эмин Гаппаров, еще в 1997 году Нурсултан Назарбаев говорил, что в энергетической сфере стоит важная задача  построение сети новых маршрутов для экспорта нефти. Таким образом, Казахстан, как страна, не имеющая прямого выхода к морю и в этом вопросе напрямую зависимая от России, делал ставку на диверсификацию поставок.

 

«Если брать российское направление, то Казахстан в основном использует три направления: это трубопровод Атырау – Самара, поставки через Актау в Махачкалу, потом нефть идет по системе нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» в Новороссийск. И нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума. Сегодня Казахстан при желании мог бы транспортировать большие объемы своей нефти именно через российские нефтепроводы, так как их пропускная способность позволяет прокачивать значительное количество казахстанской нефти, но РК весьма дальновидно, еще до событий в Крыму, начала активно развивать китайское и азербайджанское направления. Здесь главную роль сыграли прокладка нефтепроводов Атасу – Алашанькоу и введение в эксплуатацию нефтепровода Кенкияк – Кумколь. К тому же не случайно Казахстан сделал ставку на создание Казахстанской каспийской системы транспортировки путем строительства нефтепроводов Ескене – Курык и через Транскаспийскую систему.

 

В перспективе зависимость от России, конечно, может быть заметно снижена. Другое дело, что если речь пойдет о более существенных объемах добычи нефти, то полностью забрасывать российское направление Казахстан не может. Именно поэтому он в свое время активно участвовал в модернизации Каспийского трубопроводного консорциума. Если же говорить о текущем моменте, то сразу взять и перенаправить всю нефть через БТД или Атасу – Алашенькоу – это невыполнимая задача», – отметил Гаппаров.

Как отметил руководитель клуба политологов «Южный Кавказ» Ильгар Велизаде, сотрудничество с Казахстаном в энергетической сфере представляет для Азербайджана интерес. Во-первых, оно может напрямую сказаться на торгово-экономическом взаимодействии с Астаной, во всяком случае, существенно повлиять на рост взаимного товарооборота. С другой стороны, даст толчок развитию смежных направлений. Казахстанская сторона, по всей видимости, рассчитывает оптимизировать расходы на геологоразведку, используя опыт и возможности азербайджанских нефтяников и геологов, что близко и относительно недорого одновременно. С другой стороны, предлагая расширить сотрудничество в области доставки нефти и нефтепродуктов, направленное на диверсификацию маршрутов из Каспийского региона на мировые и европейские рынки, азербайджанская сторона рассчитывает на увеличение загрузки собственной нефти и газотранспортной инфраструктуры, диверсификацию источников топлива, что позволит в перспективе увеличить их мощности и прибыль от транзита, заключил он.

 

Обеспечить экспортный потенциал

 

Отметим, что еще в октябре 2016 года поступала информация, что Казахстан и Азербайджан планируют проложить нефтепровод Ескене – Курык – Баку протяженностью 739 км и мощностью до 56 млн тонн. Тогда министр энергетики Азербайджана Натиг Алиев заметил, что Казахстан обладает огромными доказанными запасами углеводородов, которые составляют 5,5 млрд тонн нефти и 3 трлн кубометров газа.

 

«Это позволяет Казахстану производить 33,6 млрд кубометров газа и 80 млн тонн нефти ежегодно, однако у страны, за исключением трубопровода Баку – Тбилиси – Джейхан (БТД), нет гарантированно независимого, надежного и безопасного маршрута экспорта нефти. Возможности трубопроводов Тенгиз – Новороссийск, Атырау – Самара, Атасу – Алашанькоу и маршрут Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) недостаточны для того, чтобы обеспечить растущий экспортный потенциал», – сообщил министр.

 

Учитывая пропускную способность этих маршрутов и объемы экспорта, которые планируется достичь, официальная Астана сконцентрировала свое внимание на Казахстанской каспийской системе транспортировки, заметили азербайджанские эксперты (ККСТ).

 

 «Согласно ККСТ, планируется строительство нефтепровода Ескене – Курык – Баку протяженностью 739 километров. Строительство этого трубопровода даст Казахстану возможность экспортировать свою нефть в порты Грузии и Турции. На начальном этапе мощность нового трубопровода составит 23–25 млн тонн нефти в год с возможностью расширения в будущем до 56 млн тонн», – сказал Натиг Алиев.

 

Технико-экономическое обоснование нефтепровода Ескене – Курык предусматривает строительство нефтеперекачивающей станции на месторождении Тенгиз, магистрального нефтепровода Тенгиз – Опорный – Узень – Актау, нефтяного терминала и нового порта в Курыке, а также реконструкцию и расширение порта Актау. Как отмечается, ККСТ должна обеспечить экспорт казахстанской нефти в основном с месторождения Кашаган через Каспийское море, по трубопроводу Баку – Тбилиси – Джейхан и другие нефтетранспортные системы как на территории Азербайджана, так и других транзитных стран на международные рынки.

 

Марат ЕЛЕМЕСОВ, Алматы

liter.kz

В Казахстане разработали «умную транспортировку» нефти

В Казахстане разработали уникальную цифровую технологию транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам. Программа SmartTran может в режиме реального времени обрабатывать данные, полученные от диспетчерского управления, и обеспечивать контроль, управление технологическим режимом транспортировки нефти в магистральных нефтепроводах. Система позволяет повысить надежность эксплуатации и эффективность работы магистрального нефтепровода.

К настоящему моменту программа SmartTran уже внедрена в систему управления нефтесмесей «КазТрансОйла». Отечественная инновационная разработка определяет энергосберегающие режимы перекачки и экономическую эффективность работы технологического оборудования при транспортировке нефтесмесей по нефтепроводным маршрутам национальной компании.

Об этом деловому еженедельнику «Капитал.kz» рассказали разработчики — Берик Саяхов, директор департамента технической политики «КазТрансОйла», и Узак Жаппасбаев, руководитель научно-производственной лаборатории «Моделирование в энергетике» Satbayev University.

Почему возникла необходимость в разработке такой технологии?

Решение проблем энергоэффективности — одна из важнейших задач нефтегазового сектора в Казахстане, в частности трубопроводного транспорта. Энергосбережение трубопроводной транспортировки в основном связано с затратами энергии на транспорт и подогрев нефти. Почти 70% потребляемой электроэнергии затрачивается на работу насосных агрегатов, а в случае транспортировки нефти по «горячему» нефтепроводу затраты увеличиваются на 85% из-за работы печи подогрева нефти.

По законам гидравлики удельный расход электроэнергии, потребляемой на перекачку нефти, возрастает пропорционально увеличению грузооборота нефти в степени 1,75. Это говорит о необходимости снижения себестоимости транспортировки нефти путем определения энергосберегающих режимов работы технологического оборудования (насосных агрегатов, печи подогрева и т. д.).

Разработанная отечественная цифровая технология — программа SmartTran — позволяет моделировать, оптимизировать объем перекачки, работу технологического оборудования и обеспечение энергосберегающих режимов транспортировки нефти и нефтесмесей по нефтепроводным маршрутам «КазТрансОйла».

В чем уникальность технологии?

Программа SmartTran получает оперативные производственные данные в режиме реального времени (режимы работы технологического оборудования, объемы и параметры перекачки нефти и т. д.) от SCADA (система автоматического контроля и сбора информации), определяет оптимальные условия работы насосных агрегатов, печи подогрева для энергосберегающих режимов транспортировки нефти по нефтепроводным маршрутам КТО.

Цифровая технология (программа SmartTran и SCADA) позволяет автоматизировать системы планирования и управления энергосберегающими режимами транспортировки нефти, повышает производительность труда работников сферы и обеспечивает конкурентоспособность магистральных нефтепроводов.

Какова главная отличительная черта разработки?

Она может осуществлять моделирование и оптимизацию энергосбережения «горячей» перекачки нефтесмесей. Что это дает? «Горячая» перекачка считается одним из способов транспортировки высоковязких, высокозастывающих (парафинистых) нефтесмесей. В Казахстане более 15 млн тонн нефтесмесей транспортируется данным способом. Подогрев высокозастывающих нефтесмесей проводится в печах подогрева, и энергоэффективность «горячей» перекачки определяется оптимальным условием работы печи подогрева и насосных агрегатов с учетом безопасности теплового режима магистрального трубопровода.

Моделирование и оптимизация «горячей» перекачки на участках магистрального трубопровода «Узень — Атырау — Самара» приведет к существенной экономии затрат энергии насосных агрегатов и печи подогрева.

В отличие от систем управления, которые используются в России, США, Канаде и других странах, эта технология позволяет оптимизировать энергосберегающие режимы транспортировки высоковязких, высокозастывающих нефтесмесей на участках с несколькими нефтеперекачивающими станциями и пунктами подогрева при обеспечении безопасности эксплуатации магистрального трубопровода.

Кто в Казахстане может использовать такую технологию?

Помимо «КазТрансОйла», потребителями технологии могутт быть «Каспийский трубопроводный консорциум», «Казахстанско-Китайский нефтепровод», «Северо-Западная трубопроводная компания «Мунай Тас», «Карачаганак Петролиум Оперейтинг&nbspБ.В.», «Тургай Петролеум». В принципе, эту технологию с некоторыми модификациями можно использовать для перекачки нефтесмесей во внутрипромысловых трубопроводах нефтедобывающих компаний.

Насколько внедрение технологии сложный процесс?

Научно-исследовательская работа по внедрению разработки проходила в несколько этапов — создавалась база данных, проводилось моделирование, оптимизация, интеграция программы SmartTran со SCADA и АСКУЭ (автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии, — прим. авт.) компании «КазТрансОйл».

Разработка технологии включила цифровизацию всей системы производственных процессов трубопроводной транспортировки нефти. Работа над технологией велась с 2012 по 2017 год. В нее было инвестировано 128 млн тенге.

Каков экономический эффект внедрения технологии?

Как видно из информации, приведенной выше, внедрение инновационной программы SmartTran на объектах «КазТрансОйла» — очень сложный и длительный процесс, требующий оценки работы всей производственной системы компании.

Следует отметить, что внедрение этой разработки приведет к повышению производительности труда работников, повысит эффективность планирования и управления технологическими режимами транспортировки нефти и нефтесмесей в магистральных нефтепроводах КТО.

В 2018 году по всем нефтепроводным маршрутам магистральных трубопроводов «КазТрансОйла» будут проведены оптимизационные расчеты энергосберегающих режимов перекачки нефти и нефтесмесей. По их результатам можно будет говорить о конкретном экономическом эффекте от внедрения технологии на объектах компании.

kapital.kz

Казахстан о перспективах транспортировки нефти через Азербайджан — Caspian Barrel

Возможность транспортировки казахстанской нефти через порт Актау транзитом через Азербайджан в будущем будет зависеть от экономической целесообразности данного направления.

В предыдущие годы Казахстан транспортировал свою нефть как по трубопроводу «Баку-Тбилиси-Джейхан», так и по железной дороге от Баку до черноморских портов Грузии.К началу реализации второй фазы освоения казахстанского месторождения «Кашаган» возникнет потребность в проекте Казахстанской Каспийской системы транспортировки (ККСТ).

Предполагается, что ККСТ будет состоять из нефтепровода «Ескене-Курык» на территории Казахстана и Транскаспийской системы, включающей нефтеналивной терминал в порту Курык на казахстанском побережье Каспийского моря, танкеры и суда, нефтесливной терминал на азербайджанском побережье Каспийского моря, а также и соединительные сооружения до трубопроводной системы «Баку-Тбилиси-Джейхан». Далее нефть должна транспортироваться на международные рынки посредством нефтепровода «Баку-Тбилиси-Джейхан» и/или других нефтетранспортных систем, расположенных на территории Азербайджана, Грузии и Турции.

Прогноз также учитывает, что мощности нефтепровода «Каспийского трубопроводного консорциума», по которому сейчас транспортируется кашаганская нефть на экспорт, будут увеличены в рамках реализуемого проекта расширения.

Компания Kazpromavtomatika предоставляет уникальные автоматизированные системы технологических процессов в нефтяной отрасли – АСУ наливных эстакад, мониторинг резервуарного парка, АСУ по гидроочистке дизельного топлива, АСУ групповыми замерными установками, АСУ штанговыми глубинными насосами, модернизация нефтеперекачивающих станций и мн.др.

На данный момент, переговоры пока не ведутся с азербайджанской стороной по поводу Казахстанской Каспийской системы транспортировки.

Похожие статьи

caspianbarrel.org

Нефтепроводы Казахстана обеспечат транспортировку всей добываемой в стране нефти

Нефтепроводы Казахстана обеспечат транспортировку всей добываемой в стране нефти

 

Нефтепроводная система Казахстана способна справиться с транспортировкой всех добываемых в стране объемов нефти, в том числе - и в будущем при их увеличении, заявил во вторник генеральный директор АО «КазТрансОйл» (КТО) Каиргельды Кабылдин, передает ИА Новости-Казахстан.

«Нефтепроводная система Казахстана и сегодня, и в будущем обеспечит транспортировку всех объемов добываемой казахстанской нефти и предоставит добывающим компаниям широкий спектр направлений», - сказал Кабылдин на брифинге.

Он отметил, что в целях дальнейшего «адекватного увеличения» транспортных мощностей компании в соответствии с планами добычи в Казахстане КТО ведет постоянную работу над созданием новых транспортных систем и над своевременным увеличением или расширением пропускной способности существующих нефтепроводов.

«В 2013 году мы завершили увеличение пропускной способности системы нефтепровода Казахстан-Китай на участке Атасу-Алашанькоу до проектной мощности 20 миллионов тонн. вВнастоящее время мы рассматриваем расширение пропускной способности данной системы на участке Кенкияк-Атырау, также мы особое внимание уделяем модернизации и расширению существующих трубопроводных систем на участке Каламкас-Каражанбас, Каракоин-Атасу», - продолжил гендиректор компании.

По его словам, в стратегии развития компании обозначено, что она и в дальнейшем будет производить «адекватное увеличение транспортных мощностей нашей системы, дальнейшее развитие казахстанско-китайской системы нефтепроводов, обусловленное, прежде всего, ростом объемов добычи и планируемой добычи на крупнейшем месторождении Кашаган, увеличением потенциально объема добычи на тенгизском месторождении в рамках реализации проекта будущего расширения».

«Также экспортные мощности предоставляются сегодня из Казахстана через системы Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), который в этом году завершает увеличение мощности с 30 миллионов тонн в настоящий момент до 42,5 миллионов в начале следующего года. К 2016 году эта система будет расширена до 50 миллионов тонн из Казахстана, это расширение создаст адекватные мощности для транспортировки дополнительных объемов нефти, которые планируются добывать в стране», - добавил Кабылдин.

«Также экспортные мощности предоставляются сегодня из Казахстана через системы Каспийского трубопроводного консорциума, КТК в этом году завершает увеличение мощности с 30 миллионов тонн в настоящий момент до 42,5 миллионов в начале следующего года. К 2016году эта система будет расширена до 50 миллионов тонн из Казахстана, это расширение создаст адекватные мощности для транспортировки дополнительных объемов нефти, которые планируются добывать в стране», - добавил Кабылдин.

«Казахстан и его трубопроводная система позволяет использовать транзитный потенциал нашей страны. Начиная с этого года, мы обеспечили транзит 7 миллионов тонн российской нефти в КНР, по данному транзиту рассматривается сейчас китайской и российской стороной вопрос увеличения до 10 миллионов тонн. Также вопросы диверсификации позволяют нам решить загрузку собственных НПЗ, остро стоит задача обеспечить загрузку Павлодарского завода нефтью западноказахстанского происхождения», - сказал он.

Гендиректор КТО также напомнил, что Казахстан владеет терминалом на Черном море - Батумским нефтяным терминалом, что позволяет осуществлять транспортировку нефти в коридоре Актау-Баку-Батуми. «Тем самым мы диверсифицируем поставки казахстанской нефти на рынки Черного моря, в настоящее время у нас по батумскому терминалу осуществляется проект по увеличению его мощности до 2,5 миллиона (тонн) по генеральным грузам, кроме нефтяных», - добавил он.

Отвечая на вопросы журналистов о рисках транзита нефти через территорию Украины, Кабылдин напомнил, что казахстанская нефть в настоящее время транзитом через Украину не идет. «Мы сегодня осуществляем транзит нашей нефти через Россию по системе нефтепровод АО «Транснефть» и по системе Каспийского трубопроводного консорциума. В соответствии с соглашением о транзите, который подписан между нашими странами и действует где-то до 2025 и 2027 года, в соответствии с документами в рамках ЕАЭС, мы имеем право неограниченного доступа к существующим мощностям на территории стран-участниц союза», - сказал он.

«Через территорию России мы транспортируем в бассейн Балтийского моря, в Восточную Европу, бассейн Черного моря на рынке Юго-Восточной Европы. Наши компании сами определяют, на какой рынок они идут. Как вы видите, транзит на Польшу и Германию осуществляется через территорию Беларуси, таким образом, риск транзита через Украину отсутствует», - заключил он.

 

www.zakon.kz

Диссертация на тему «Исторические аспекты транспортировки высокозастывающей нефти в Западном Казахстане» автореферат по специальности ВАК 07.00.10 - История науки и техники

1. А.с. 432274 (СССР). Состав для предотвращения отложений парафина / Р. Ш. Мингареев, В. Е. Губин, А. А. Емков, Г. Н. Позднышев, Д. П. Ворончихина, М. Н. Галлямов // Б. И.— 1974.— № 22.

2. Агапкин В. М., Губин В. В. Неустановившийся теплопроводный режим подземного нефтепровода при его заполнении // РНТС. Транспортирование нефти и нефтепродуктов.— М.— 1978.— № 7.— С. 3.

3. Агапкин В. М., Кривошеин Б. Л., Юфин В. А. Тепловой и гидравлический расчеты трубопроводов для нефти и нефтепродуктов.— М.: Недра, 1984.— 256 с.

4. Айдарбаев А. С., Попов Н. И., Надиров А. Н. Трубопроводный транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей // Нефть и газ.—2000.— № 2.— С. 62.

5. Академик Л. С. Лейбензон. Собр. тр. Т. 3. Нефтепромысловая механика.— М.: Изд-во Академии наук СССР, 1955.— 670 с.

6. Акжигитов А. Проблемы текучести высокозастывающих нефтей // Нефть и газ.—2000.—№ 1.—С. 121.

7. Алексейчик С. Н. Музейные фонды Мангышлаке кого областного исто-рико-краеведческого музея, В. Ф. — 1668/5.

8. Андрусов Н. И. Музейные фонды Мангышлакского областного истори-ко-краеведческого музея, В. Ф. — 2398/4.

9. Апанович Ю. Г., Байков Н. М., Берлин М. А. и др. Нефть СССР (19171987 гг.) / Под ред. В. Н. Динкова.— М.: Недра, 1987.— 384 с.

10. Бизнес в зеркале политики // Нефтегазовая вертикаль.— 2002.— № 13.—С. 88-90.

11. Василюк К., Кашинец В. Минуя Босфор // Нефтегазовая вертикаль.—2001.—№ П.—С. 108-111.

12. Галеев В. Б., Харламенко В. И., Сощенко К. М., Мацкин Л. А. Эксплуатация магистральных нефтепродуктопроводов.— М.: Недра, 1973.— 360 с.

13. Губин В. Е., Пелевин Л. А., Позднышев Г. Н., Емков А. А., Ворончихина Д. П. Гидрофилизирующая композиция для предотращения отложений парафина в трубопроводах // Нефтепромысловое дело.— 1975.— № 8.— С. 22.

14. Губин В. Е. К аппроксимации уравнения Букингема / В кн.: Транспорт высоковязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам.— М.: Уфа, 1970.— С. 3.

15. Губин В. Е. Слив и налив нефтей и нефтепродуктов.— М.: Недра, 1972.

16. Губин В. Е., Губин В. В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов.— М.: Недра, 1982.— 296 с.

17. Губин В. Е., Скрипников Ю. В. Неизотермическое течение вязкоплас.тичных нефтей по трубопроводу / В кн.: Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.— Уфа, 1972.— С. 40.

18. Губин В. Е.( Тонкошкуров Б. А. Расчет гидравлического сопротивления гидропроводов для вязкопластичных нефтей и нефтепродуктов // В кн.: Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов.— Уфа, 1974.— С. 3.

19. Двести миллион тонн Мангышлакской нефти. Музейные фонды Ман-гышлакского областного историко-краеведческого музея, В. Ф. —2328/3.

20. Дегтярев В. Н. Некоторые вопросы термообработки высокозастываю* щих нефтей // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов,.—1964.—№8.—С. 3-7. ♦ 21. Дегтярев В. Н. Термообработка парафинистых нефтей Казахстана //

21. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.— 1964.— № 6.— С. 3 — 6.

22. Джантураева Э. Контракты под лупой // Нефтегазовая вертикаль. 2000.—№9.—С. 164.

23. Джолдасбаева Г. У., Аманиязова Г. Д. Нефтегазовый комплекс Казахстана: проблемы и перспективы // Нефть и газ.— 2001.— № 3.— С. 3.

24. Емков А. А. Транспорт высоковязкой нефти с пристенным слоем смачивающей композиции: Дис. . канд. техн. наук.— Уфа, 1982.—164 с.

25. Емков А. А., Губин В. Е., Гоник А. А. Применение оксиэтилированного спирта для транспорта высоковязкой и высокопарафинистой нефти по трубопроводам // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.— 1971.—№ 4.—С. 6.

26. Емков А. А., Губин В. Е., Гоник А. А. Применение сульфонола НП-3 для ' гидрофилизации внутренней поверхности трубопровода // Транспорти хранение нефти и нефтепродуктов.— 1971.— №11.— С. 5.

27. Еременко Л. Т., Воробьев Н. А. Развитие трубопроводного транспорта ^ в СССР и за рубежом.— М.: Недра, 1989.— 166 с.

28. Gill.F/and Russell К. J. Pumpability Fuel Oils. Lnd. End. Chem.— 46 — № 6.— 1954.

29. Журнал ежедневного пребывания в Париже государя императора Петра Алексеевича / Русский вестник.— 1841.— Т. 2, № 5.

30. Записки Русского географического общества по общей географии.— 1883.— Т. X.— С. 81-82.

31. Иванова Г. Б. Экспорт основных товаров области за август 2002 г. // Ман гыстауский еженедельник «Тумба».— 2002.— № 36.— С. 30.

32. Иванов В. А.г Прутянова 3. С., Банникова С. В. и др. Современное состояние и тенденция развития трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов за рубежом.— М.: ВНИИОЭНГ, 1967.

33. Исследования реологических свойств нефтей различных месторождений полуострова Бузачи и их смесей с каражанбасской: Заключительный отчет / ИХНиПС; Инв. № 111.— Гурьев, 1977.

34. К. Маркс и Ф. Энгельс. Соч., Т. 1, 1955 — 568 с.

35. Кабылдин К. Казахстанские приоритеты // Нефтегазовая вертикаль.— 2001.—№9.—С. 3-7.

36. Каспийский баррель // Мангыстауское нефтяное обозрение еженедельника «Деловая жизнь "Мангыстау"».— 2002.— 8—14 ноября.— № 13.—С. 2.

37. Касымов Т. Н. Совершенствование технологии сбора и транспорта парафинистых нефтей.— Алматы: Рылым, 2001.— 180 с.

38. Камьянов В. Ф., Лебедев А. К. Теоретические предпосылки и перспективы их использования. Озонолиз компонентов нефти.— Томск, 1987.— № 27.— 42 с.

39. Кащеев А. А., Саханов А. Н. // Нефтяное хозяйство.— 1926.— № 1.— С. 77-87.

40. Кащеев А. А., Саханов А. Н. // Нефтяное хозяйство.— 1926.— № 10.— С. 686-690.

41. Ковальчук Т. Н.г Духовой Г. С., Надиров Н. К. и др. Патент 788РК МКИ Б17Д 1/16. Способ подготовки высоковязких и высокозастывающих нефтей к трубопроводному транспорту. / Приоритет 16.08.93 // Б. И.— 1999.—№2.

42. Котен В. Г. Вопросы трубопроводного транспорта высокозастывающих парафинистых нефтей: Дис. . канд. техн. наук.— 1967.

43. Куандыков Б. М. Геологи Прикаспия — Родине.— М.: Недра, 1991.— 92 с.

44. Мирзоев М. А. Мангыстау: Голоса столетий.— Алматы: Казахстан., 1994.— 240 с.

45. Надиров Н. К. Высоковязкие нефти и природные битумы. В 5-ти т. Т. 1.— Алматы: Былым, 2001.— 360 с.

46. Надиров Н. К. Высоковязкие нефти и природные битумы. В 5-ти т. Т. 2.— Алматы: Былым, 2001.— 340 с.

47. Надиров Н. К. Высоковязкие нефти и природные битумы. В 5-ти т. Т. 5.— Алматы: Былым, 2001.— 312 с.

48. Надиров Н. К. Нефть и газ Казахстана. В 2-х частях. Часть 1.— Алматы: Былым, 1995.—320 с.

49. Надиров Н. К. Нефть и газ Казахстана. В 2-х частях. Часть 2.— Алматы: Былым, 1995.— 400 с.

50. Надиров Н. К., Браун А. Е., Трохименко М. С. и др. Нефтебитуминозные породы Казахстана: Проблемы и перспективы.— Алма-Ата, 1985.— 376 с.

51. Надиров Н. К., Зайкина Р. Ф., Мамонов Т. Б. О перспективах использования озона для повышения эффективности транспортировки и переработки высоковязкого нефтяного сырья // Нефть и газ Казахстана.— 1997.— № 3.— С. 159.

52. Надиров. Н.К., Каширский А. И., Хуторной В., Уразгалиев В. У. Новые нефти Казахстана и их использование. Техника и технология нефтепро-водного транспорта.— Алма-Ата: Изд-во «Наука» КазССР, 1983.— 200 с.

53. Надиров Н. К., Ковальчук Т. Н. Повышение эффективности трубопроводного транспорта: Тезисы докл. междунар. конфер.— Казань: 1994.— Т. 4.— С. 1227.

54. Надиров Н. К., Мусаев Г. А., Лебедев А. К. и др. Нефтяные и кировые асфальтены. 1. Физико-химические характеристики асфальтенов из нефтей и природного битума Западного Казахстана // Изв. АН КазССР. Сер. хим.— 1984.— № 2.— С. 27 31.

55. Надиров Н. К., Мамонов Ф. А., Уразгалиев Б. У., Сериков Т. П. Вязкость и прокачиваемость прогнозируемых к перекачке на 2002 — 2010 гг. по магистральному нефтепроводу Кенкияк — Атырау // Нефть и газ.— 2001.—№ 3.—С. 67.

56. Надиров Н. К., Тугунов П. И., Брот Р. А., Уразгалиев Б. У. Трубопроводный транспорт вязких нефтей.— Алма-Ата, 1985.— С. 264.

57. Нестерова М. П. Химико-механизированная зачистка танков нефтеналивных судов.— М.: Транспорт, 1967.— С. 54.

58. Нефти восточных районов СССР.— Павлова С. Н., Дриацкая 3. В., Мхчиян М. А., Баранова 3. Н., Жмыхова Н. М., Завершинская С. В. М.: ГНТИ нефтяной и горнотопливной литературы, 1962.— 608 с.

59. Нефтяная энциклопедия Казахстана. Двухтомное научно-познавательное издание на казахском, английском и русском языках. Т. 1. — Астана — Лондон: Казахойл, 1999.— 670 с.

60. Новоселов В. В., Тугунов П. И., Забазиев А. И. Теплообмен подземного трубопровода с внешней средой в сложных гидрологических уеловиях — М.: ВНИИЭгазпром, 1992.— 148 с.

61. Новые нефти Казахстана и их использование. Нефти Мангышлака.— Алма-Ата: Изд-во «Наука» Казахской ССР, 1981.— 247 с.

62. Основные результаты исследований по снижению реологических параметров мангышлакской нефти путем разбавления ее низкозастыва-ющими нефтями прилегающих районов / ИХНиПС; Гурьев.— 1982.— Архив Западного филиала «КазТрансОйл» № 199.

63. Отчет «Вопросы трубопроводного транспорта высоковязкой каражан-басской нефти» / ИХНиПС; Гурьев.— 1976. — Архив Западного филиала «КазТрансОйл» № 61.

64. Отчет «Исследование реологических свойств товарных смесей буза-чинских нефтей» / ИХНиПС; Гурьев.— 1980.— Архив Западного филиала «КазТрансОйл» № 143.

65. Отчет «Уточнение реологических свойств мангышлакских нефтей в связи с изменением их физико-химических характеристик» / ИХНиПС; Гурьев.— 1980.— Архив Западного филиала «КазТрансОйл» № 144.

66. Отчет «Экспериментальное исследование действия мощного ультразвука на реологические свойства высокопарафинистой и высокосмолистой нефти» / ИХНиПС; 1972.— Архив Западного филиала «КазТрансОйл» № 5.

67. Первый танкер Каспийского параходетва «Джебраил».— Музейные фонды Мангышлакского областного историко-краеведческого музея, В. Ф. — 2326/3.

68. Плахута Г. Н., Позднышев Г. Н., Емков А. А. Применение полиэлектролитов акрилового ряда для очистки нефти от хлористых солей / В кн.: Сбор, подготовка и транспорт нефти и воды / Труды ВНИИСПТ-нефть.— Уфа, 1976.— Вып. 17.— С. 38.

69. Разумовский С. Д., Зайков Г. Е. Озон и его реакции с органическими соединениями.— М.: Наука, 1974.— 322 с.

70. Результаты опытно-промышленных испытаний смачивающих композиций при добыче высокопарафинистой нефти. Губин В. Е., Позднышев Г. Н., Емков А. А., Ворончихина Д. П., Кичко С. М., Хакимъянов

71. И. X. // Нефтепромысловое дело.— 1975.— № 4.— С. 22.

72. Реологические свойства смесей нефтей Жетыбайского, Каламкасского месторождений // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.— 1988.—№ 6.— С. 1.

73. Савельев А. А. Музейные фонды Мангышлакского областного истори-ко-краеведческого музея, В. Ф. — 1668/21.

74. Сухова Т. Технологии нового поколения в переработке // Нефть и газ.— 2002.— № 1.— С. 130.

75. Тугунов П. И. Неустановившиеся режимы работы «горячих» магистральных трубопроводов.— М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1971.

76. Тугунов П. И., Новоселов В. Ф. Транспортирование вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам.— М.: Недра, 1973.— 88 с.

77. Тлепов С. Т. Страницы истории Мангышлака.— Алма-Ата: Казахстан, 1980.— 167 с.

78. Уразгалиев Б. У., Акжигитов А. Ш., Каширский А. И., Хуторной В. В. Реологические свойства высокозастывающих смесей Жетыбайского и Каламкасского месторождений // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов— 1983 — № 2.— С. 2.

79. Уразгалиев Б. У., Ни Е. А., Горяев М. И., Шманов Н. Н. О прокачиваемо-сти высоковязкой кенкиякской нефти в смеси с эмбинскими по нефтепроводу Каспий — Орск / В кн.: Проблемы нефтехимии Мангышлака.— Алма-Ата: Изд-во «Наука» КазССР, 1971.— С. 83.

80. Уразгалиев Б. У., Ни Е. А., Кочкин Б. Г., Морунова М. А., Рязанцева Е. И. О твердых парафинах мангышлакской нефти / В кн.: Нефти и газы Мангышлака и их химические превращения.— Алма-Ата, 1973.— С. 3.

81. Хуснутдинов М. X. Освоение нового нефтяного района // Строительство трубопроводов.— 1980.— № 3.— С. 2.

82. Щербина Б. Е., Боксерман Ю. И., Динков В. А., Патон Б. Е. и др. Отечественный трубопроводный транспорт.— М.: Недра. 1981.— 271 с.

83. Экспедиция Андрусова Н. И. на Мангышлаке в 1907 г. Музейные фонды Мангышлакского областного историко-краеведческого музея, В. Ф. — 2398/8.

www.dissercat.com

В Казахстане разработали «умную транспортировку» нефти

В Казахстане разработали уникальную цифровую технологию транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам. Программа SmartTran может в режиме реального времени обрабатывать данные, полученные от диспетчерского управления, и обеспечивать контроль, управление технологическим режимом транспортировки нефти в магистральных нефтепроводах. Система позволяет повысить надежность эксплуатации и эффективность работы магистрального нефтепровода.

К настоящему моменту программа SmartTran уже внедрена в систему управления нефтесмесей «КазТрансОйла». Отечественная инновационная разработка определяет энергосберегающие режимы перекачки и экономическую эффективность работы технологического оборудования при транспортировке нефтесмесей по нефтепроводным маршрутам национальной компании.

Об этом деловому еженедельнику «Капитал.kz» рассказали разработчики — Берик Саяхов, директор департамента технической политики «КазТрансОйла», и Узак Жаппасбаев, руководитель научно-производственной лаборатории «Моделирование в энергетике» Satbayev University.

Почему возникла необходимость в разработке такой технологии?

Решение проблем энергоэффективности — одна из важнейших задач нефтегазового сектора в Казахстане, в частности трубопроводного транспорта. Энергосбережение трубопроводной транспортировки в основном связано с затратами энергии на транспорт и подогрев нефти. Почти 70% потребляемой электроэнергии затрачивается на работу насосных агрегатов, а в случае транспортировки нефти по «горячему» нефтепроводу затраты увеличиваются на 85% из-за работы печи подогрева нефти.

По законам гидравлики удельный расход электроэнергии, потребляемой на перекачку нефти, возрастает пропорционально увеличению грузооборота нефти в степени 1,75. Это говорит о необходимости снижения себестоимости транспортировки нефти путем определения энергосберегающих режимов работы технологического оборудования (насосных агрегатов, печи подогрева и т. д.).

Разработанная отечественная цифровая технология — программа SmartTran — позволяет моделировать, оптимизировать объем перекачки, работу технологического оборудования и обеспечение энергосберегающих режимов транспортировки нефти и нефтесмесей по нефтепроводным маршрутам «КазТрансОйла».

В чем уникальность технологии?

Программа SmartTran получает оперативные производственные данные в режиме реального времени (режимы работы технологического оборудования, объемы и параметры перекачки нефти и т. д.) от SCADA (система автоматического контроля и сбора информации), определяет оптимальные условия работы насосных агрегатов, печи подогрева для энергосберегающих режимов транспортировки нефти по нефтепроводным маршрутам КТО.

Цифровая технология (программа SmartTran и SCADA) позволяет автоматизировать системы планирования и управления энергосберегающими режимами транспортировки нефти, повышает производительность труда работников сферы и обеспечивает конкурентоспособность магистральных нефтепроводов.

Какова главная отличительная черта разработки?

Она может осуществлять моделирование и оптимизацию энергосбережения «горячей» перекачки нефтесмесей. Что это дает? «Горячая» перекачка считается одним из способов транспортировки высоковязких, высокозастывающих (парафинистых) нефтесмесей. В Казахстане более 15 млн тонн нефтесмесей транспортируется данным способом. Подогрев высокозастывающих нефтесмесей проводится в печах подогрева, и энергоэффективность «горячей» перекачки определяется оптимальным условием работы печи подогрева и насосных агрегатов с учетом безопасности теплового режима магистрального трубопровода.

Моделирование и оптимизация «горячей» перекачки на участках магистрального трубопровода «Узень — Атырау — Самара» приведет к существенной экономии затрат энергии насосных агрегатов и печи подогрева.

В отличие от систем управления, которые используются в России, США, Канаде и других странах, эта технология позволяет оптимизировать энергосберегающие режимы транспортировки высоковязких, высокозастывающих нефтесмесей на участках с несколькими нефтеперекачивающими станциями и пунктами подогрева при обеспечении безопасности эксплуатации магистрального трубопровода.

Кто в Казахстане может использовать такую технологию?

Помимо «КазТрансОйла», потребителями технологии могутт быть «Каспийский трубопроводный консорциум», «Казахстанско-Китайский нефтепровод», «Северо-Западная трубопроводная компания «Мунай Тас», «Карачаганак Петролиум Оперейтинг&nbspБ.В.», «Тургай Петролеум». В принципе, эту технологию с некоторыми модификациями можно использовать для перекачки нефтесмесей во внутрипромысловых трубопроводах нефтедобывающих компаний.

Насколько внедрение технологии сложный процесс?

Научно-исследовательская работа по внедрению разработки проходила в несколько этапов — создавалась база данных, проводилось моделирование, оптимизация, интеграция программы SmartTran со SCADA и АСКУЭ (автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии, — прим. авт.) компании «КазТрансОйл».

Разработка технологии включила цифровизацию всей системы производственных процессов трубопроводной транспортировки нефти. Работа над технологией велась с 2012 по 2017 год. В нее было инвестировано 128 млн тенге.

Каков экономический эффект внедрения технологии?

Как видно из информации, приведенной выше, внедрение инновационной программы SmartTran на объектах «КазТрансОйла» — очень сложный и длительный процесс, требующий оценки работы всей производственной системы компании.

Следует отметить, что внедрение этой разработки приведет к повышению производительности труда работников, повысит эффективность планирования и управления технологическими режимами транспортировки нефти и нефтесмесей в магистральных нефтепроводах КТО.

В 2018 году по всем нефтепроводным маршрутам магистральных трубопроводов «КазТрансОйла» будут проведены оптимизационные расчеты энергосберегающих режимов перекачки нефти и нефтесмесей. По их результатам можно будет говорить о конкретном экономическом эффекте от внедрения технологии на объектах компании.

visa.kapital.kz