Gruvindustrin i Pakistan

Gruvindustrin i Pakistan har utvecklats sedan 1947 och har en positiv trend . Prospekteringen och utvecklingen av malmmineraler i Pakistan kontrolleras av Pakistan Mineral Development Corporation , ett statligt ägt företag med huvudkontor i Karachi. Strukturellt är PMDC underordnat Pakistans ministerium för petroleum och naturresurser.

Allmänna egenskaper

Gruvindustri: kol , naturgas , magnesit , svavel, stensalt och andra bryts i landet. Vid sekelskiftet 20-2000 stod gruvindustrin för endast 0,5 % av BNP. Av största vikt är produktionen av naturgas, som står för 35 % av energiförbrukningen.

Tabell - Dynamik för produktion av huvudtyperna av mineralråvaror i Pakistan, tusen ton *

• Mining Annual Review 2002

Utvalda branscher

Olja och gas. De huvudsakliga gasfälten är förbundna med rörledningar med stora industricentra. Oljeproduktionen (Dhuliyan-distriktet), som bearbetas vid en fabrik i Rawalpindi , tillgodoser endast 15 % av landets behov, oljeraffinaderier i Karachi arbetar med importerad olja.

Pakistans nationella olje- och gasbolag är Oil and Gas Development Company Ltd. (OGDCL). Från och med 2002 uppskattade OGDCL sina olje- och gasreserver till 21 miljoner ton olja och 293 miljarder m³ naturgas. 2001 producerade OGDC 1,04 miljoner ton olja, 7,74 miljarder m³ naturgas, 61,0 tusen ton flytande petroleumgas och 14,1 tusen ton svavel.

2003 började det italienska företaget Eni kommersiell produktion vid Bhit-gasfältet, som ligger 180 km norr om Karachi i Kirthar National Park . Fältet, utvecklat under ledning av Eni (40 % andel av aktiekapitalet), har reserver på 172 miljoner fat. olja. Produktionen på fältet har nått en hållbar nivå på mer än 40 tusen fat. / dag; gas levereras till den inhemska marknaden. $236 miljoner spenderades på utvecklingen av fältet, varav Enis investering var $94 miljoner Andra projektdeltagare: Kirthar Petroleum (del av Shell Corporation ) - 28%, OGDCL - 20% och Premier-Kufpec Pakistan - 12% [Petroleum Economist, 2003. V.70].

År 2002 gjordes den första upptäckten av ett gasfält i denna region i Khyber Pakhtunkhwa (provinsen i Pakistan). Manzalaifältets gasreserver uppskattas till 28 miljarder kubikmeter. Fältet innehåller även kondensat [Petroleum Economist. 2003. V.70]. Den potentiella produktionen vid Manzalai kan vara 1 miljon m³/d gas och 230 fat kondensat/d. Följande företag har rättigheterna till fältet: Ungerska MOL (10 %, operatör), Pakistan Petroleum (30 %), OGDC (30 %), Pakistan Oilfields (25 %) och Government Holdings (5 %). [Petroleum Economist, 2003. V.70].

Import av naturgas. Den inhemska produktionen av naturgas i Pakistan är cirka 41 miljarder m³ per år och stagnerar på grund av den begränsade lokala resursbasen. Samtidigt fortsätter efterfrågan på gas att växa, särskilt inom områdena elkraft, industri, produktion av mineralgödsel samt bostäder och kommunala tjänster. I detta avseende arbetar landets myndigheter med olika alternativ för att importera denna energibärare.

Det första alternativet var byggandet av en exportgasledning från Iran. Förhandlingar om detta inleddes 1990. Motsvarande projekt utvecklades med deltagande av det australiensiska företaget BHP, men på grund av olika politiska och ekonomiska skäl sköts genomförandet av projektet upprepade gånger upp.

Med undertecknandet av ett avtal om export av 18 miljarder m³ naturgas från Turkmenistan genom TAPI -gasledningen , som planeras att läggas genom Afghanistans territorium , har Iran en allvarlig konkurrent.

I mars 2015 togs den första flytande LNG-återförgasningsterminalen i Pakistan i drift i hamnen i Qasim (Karachi), som drivs av Engro Vopak . Terminalens kapacitet är 3,8 miljoner ton LNG per år (5,2 miljarder m³ gas). Huvudleverantören av LNG till terminalen är Qatar.

Andra mineraler. Kol, stensalt ( Salt Range ), gips ( Sibi ), samt kromit (Hindubag-distriktet) bryts i små mängder, främst för export.

Se även

• Pakistans geologi
• Mineraler från Pakistan

Länkar

• Mining Encyclopedic Dictionary , i 3 volymer / ed. V. S. Biletsky. - Donetsk: Skhidny vydavnichiy dіm, 2004. - T. 3. - 752 sid. — ISBN 966-7804-78-X .