ДОБЫЧА

Жемчужина нефтегазовой отрасли Казахстана, гигантское нефтяное месторождение.

Соглашение по проекту ТШО было подписано 2 апреля 1993 года между Республикой Казахстан и компанией Chevron Corp. Лицензия на разведку и добычу углеводородов выдана ТШО в 1993 году сроком на 40 лет. Основной вид деятельности ТШО — разведка, добыча и реализация углеводородов с месторождений Тенгиз и Королевское в Атырауской области.

Оператор | ТШО «Тенгизшевройл»

Оператор ТШО работает на территории лицензионного участка, включающего уникальное по запасам гигантское Тенгизское месторождение и крупное Королевское месторождение. Тенгизское нефтяное месторождение было открыто в 1979 году и является одним из крупнейших нефтяных месторождений в мире.

В настоящее время добыча и подготовка нефти осуществляются на современных производственных объектах с высокими показателями надежности: комплексные технологические линии (КТЛ), завод второго поколения (ЗВП) и закачка сырого газа (ЗСГ).

По сравнению с показателями 2021 года добыча нефти выросла на 9 % — до 29 178 тыс. тонн (включая долю КМГ — 5 836 тыс. тонн), при этом добыча газа выросла на 9 % — до 16,15 млрд м³ (включая долю КМГ — 3,23 млрд м³). Увеличение добычи связано с отсутствием ограничений ОПЕК+ в 2022 году.

Производственная деятельность ТШО

Ход реализации Проекта будущего расширения и Проекта управления устьевым давлением

В рамках расширения производственных мощностей ТШО реализует Проект будущего расширения (ПБР) и Проект управления устьевым давлением (ПУУД). В рамках проекта добыча нефти на Тенгизском месторождении увеличится на 12 млн тонн в год. Реализация проекта вносит значительный вклад в экономику Казахстана и оставит наследие за счет создания новых рабочих мест в Казахстане, подготовки квалифицированных кадров, строительства новых производственных объектов и модернизации инфраструктуры в регионе.

По итогам 2022 года совокупные затраты по проекту ПБР/ПУУД составили 42,1 млрд долл. США, общий прогресс работ по проекту — 96,6 %. Прогнозируемая дата запуска объектов: ПУУД — декабрь 2023 года, ПБР — июнь 2024 года согласно обновленному графику 2022 года.

С начала реализации проекта ПБР/ПУУД ТШО потратил более 15 млрд долл. США на закупки казахстанских товаров, работ и услуг. В рамках проекта полностью завершены работы по изготовлению и перевозке модулей, их установке на фундаменты. Завершено бурение скважин, запущены в эксплуатацию все групповые замерные установки. В 2022 году был успешно введен в эксплуатацию Объединенный центр управления производством, который объединил управление всеми заводами ТШО в единую операционную модель в одном центре управления.

Гигантское месторождение Кашаган является крупнейшим обнаружением за последние четыре десятилетия. Кашаган — один из наиболее сложных отраслевых проектов в мире.

Соглашение о разделе продукции по Северному Каспию (СРПСК) было подписано между Республикой Казахстан и международным консорциумом в ноябре 1997 года. Управление проектом осуществляется через операционную компанию — НКОК, действующую от имени подрядных компаний.

Оператор | North Caspian Operating Company N.V.

Северо-Каспийский проект — это первый крупномасштабный проект освоения морских нефтегазовых месторождений в Казахстане. Он включает в себя пять месторождений: Кашаган, Каламкас — море, Кайран, Актоты и Юго-Западный Кашаган. Структура «Юго-Западный Кашаган» находится в процессе возврата территории в пользу Республики Казахстан.

Месторождение Кашаган расположено в 75 км от г. Атырау, в шельфовой зоне, где глубина воды составляет 3–4 м. Коллектор месторождения залегает на глубине более 4 км и характеризуется высоким давлением (более 700 бар) и высокой концентрацией сероводорода (H₂S). При этом обратная закачка сернистого газа под высоким давлением приводит к увеличению нефтеотдачи.

Кашаган является одним из наиболее сложных отраслевых проектов в мире ввиду суровых экологических условий на море и вопросов в области проектирования, логистики и безопасности. Северный Каспий покрыт льдом примерно пять месяцев в году на фоне субарктического климата. Это в свою очередь требует применения инновационных технических решений. КМГ вместе с иностранными партнерами успешно реализует проект и достиг устойчивого уровня добычи с потенциалом дальнейшего роста.

Схема обустройства месторождения Кашаган состоит из наземных и морских объектов. К наземным сооружениям относится установка комплексной подготовки нефти и газа «Болашак» (УКПНГ). Среди морских объектов были возведены искусственные сооружения: эксплуатационно-технологический комплекс на острове «Д», остров «А», центры ранней добычи острова EPC-2, EPC-3 и EPC-4. Всего на месторождении Кашаган пробурено 40 скважин, шесть из которых являются нагнетательными, а 33 — добывающими, одна скважина является мониторинговой.

В рамках Северо-Каспийского проекта фактический объем добычи нефти за 2022 год составил 12,7 млн тонн, газа — 7,9 млрд м³. Объем добычи на месторождении Кашаган по сравнению с 2021 годом снизился на 22 % — до 3 554 тыс. тонн нефти и 2 млрд м³ газа. Сокращение в добыче в 2022 году связано с проведением планового капитального ремонта на морском и наземном комплексах в середине отчетного года, а также с необходимостью проведения ремонтно-восстановительных работ после обнаружения утечки газа на установке предварительного отбора газа (слагкетчере) в августе. При этом на долю КМГ добыча нефти увеличилась на 4,3 %, до 1 402 тыс. тонн (34 тыс. барр. в сутки), добыча сырого газа выросла на 7,3 % и составила 877 млн м3 по причине увеличения доли КМГ в проекте с 8,44 до 16,88 % с 15 сентября 2022 года благодаря успешному завершению сделки по обратному выкупу доли в проекте у АО «Самрук-Қазына».

На текущий момент КМГ (через Кооператив «КазМунайГаз» U.A.На 100 % принадлежит КМГ, прямое владение — 99,7440256 %, косвенное владение через ТОО «КМГ-Кумколь» — 0,2559744 %.) владеет компанией ЧКОО «КМГ Кашаган Б.В.», которая в свою очередь владеет 16,88 % доли участия в Северо-Каспийском проекте. Таким образом, косвенное владение КМГ в проекте составляет 16,88 %.

Согласно условиям СРПСК вся нефть, добытая на месторождении Кашаган, направляется на экспорт, в том числе и доля нефти КМГ. Добываемая нефть в основном экспортируется в Европу, Восточную Азию и Индию через порт Новороссийск, куда нефть доставляется посредством нефтепровода КТК.

Инцидент со слагкетчером на месторождении Кашаган

3 августа 2022 года в связи с обнаружением утечки газа на установке предварительного отбора газа (слагкетчере) завода «Болашак» добыча на месторождении Кашаган была остановлена. Слагкетчер был выведен из эксплуатации для ремонтных работ, а 9 августа 2022 года добыча нефти была частично возобновлена на уровне ~100 тыс. барр. в сутки без слагкетчера. После ремонтно-восстановительных работ на слагкетчере добыча нефти полностью восстановлена 7 ноября 2022 года (>400 тыс. барр. в сутки). На сегодняшний день добыча ведется в штатном режиме. Данное происшествие не повлекло вреда для здоровья людей и окружающей среды.

Производственная деятельность НКОК

Обратный выкуп акций «КМГ Кашаган Б. В.»

15 сентября 2022 года КМГ использовал право обратного выкупа 50 % доли в «КМГ Кашаган Б. В.» у АО «Самрук-Қазына» (Фонда) за 3,8 млрд долл. США.

В результате увеличения доли в «КМГ Кашаган Б. В.» до 100 % были улучшены показатели консолидированной добычи, EBITDA, чистой прибыли и активов КМГ. При этом долг КМГ также увеличился, так как для приобретения были привлечены заемные средства через выпуск облигаций КМГ и получения отсрочки платежа от Фонда. Частично приобретение было финансировано за счет дивидендов «КМГ Кашаган Б. В.», выплаченных в 2022 году. В первом полугодии 2023 года также планируется погашение части задолженности за счет дивидендов «КМГ Кашаган Б. В.».

Перспективы развития месторождения Кашаган

Проект строительства нового слагкетчера необходим для замены временного решения существующей реконфигурации слагкетчера. Ведутся работы по предбазовому проектированию. Дата принятия окончательного решения по финансированию запланирована на май 2023 года, дата ввода в эксплуатацию — 4 квартал 2024 года.

Завершенные в 2022 году проекты

Проекты на стадии реализации

Проекты на стадии изучения

Одно из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в мире.

Окончательное соглашение о разделе продукции (ОСРП) по Карачаганакскому нефтегазоконденсатному месторождению было заключено между Республикой Казахстан и международным консорциумом 18 ноября 1997 года. Компании Royal Dutch Shell и Eni являются совместными операторами Карачаганакского проекта, реализация которого осуществляется через КПО.

Оператор | Компании Royal Dutch Shell и Eni являются совместными операторами Карачаганакского месторождения (КПО).

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение — одно из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в мире, расположенное в Западно-Казахстанской области и занимающее территорию более 280 км². Месторождение открыто в 1979 году, а опытно-промышленная разработка месторождения началась в 1984 году.

На месторождении Карачаганак имеются три основных технологических объекта, которые являются единой системой взаимосвязанных и взаимозависимых технологических установок в процессе добычи:

• КПК — Карачаганакский перерабатывающий комплекс, расположенный в северо-западной части месторождения, перерабатывает жидкие углеводороды, поступающие из скважин, а также исходное сырье, транспортируемое из УКПГ 2 и УКПГ 3, частично подготавливает газ на экспорт и для закачки в пласт, а также на собственные производственные нужды;
• УКПГ 2 — установка комплексной подготовки газа, расположенная в юго-восточной части месторождения, разделяет и повторно закачивает сырой газ под высоким давлением, а также направляет жидкие углеводороды на КПК для стабилизации перед отправкой на экспорт;
• УКПГ 3 — установка комплексной подготовки газа, расположенная в северо-восточной части месторождения, разделяет и частично стабилизирует жидкие углеводороды и газ перед отправкой на экспорт.

В течение 2022 года эксплуатационный фонд скважин составил 160 добывающих и 20 нагнетательных скважин.

Производственная деятельность КПО

В 2022 году на месторождении Карачаганак было добыто 10 135 тыс. тонн жидких углеводородов (включая долю КМГ — 1 013 тыс. тонн), что меньше на 2,0 %, и 19 442 млн м³ газа (включая долю КМГ — 1 944 млн м³), что больше на 2,4 % по сравнению с уровнем добычи годом ранее. Одним из основных внешних факторов, оказавших негативное влияние на операционную деятельность по месторождению Карачаганак в целом и КМГ в частности, было сокращение приема сырого газа со стороны Оренбургского газоперерабатывающего завода в связи с продлением планово-предупредительного ремонта на его технологических установках. Российская сторона уведомила о продлении планово-предупредительного ремонта (ППР) на технологических установках ОГПЗ, в частности на установке получения серы и доочистки отходящих газов методом Сульфрен 1У-350/355, и проведении ремонта на установках очистки и осушки газа 3У-70, 3У-370 и на установках Клауса 1У-350/355, У-05/07 и У-04. Добыча газа увеличилась на 2,4 % и составила 1 944 млн м³, главным образом из-за увеличения обратной закачки сырого газа на установке комплексной подготовки газа №2, ввода четвертого компрессора и увеличения объемов переработки газа на Карачаганакском перерабатывающем комплексе.

Принимая во внимание динамику уменьшения приема сырого газа со стороны ОГПЗ, КПО и КРГ, было отмечено, что нестабильный и ограниченный прием карачаганакского газа на ОГПЗ оказывает негативное влияние на добычу жидких углеводородов и выручку, а также на возможность выполнения КРГ своих обязательств по поставкам газа на внутренний рынок Республики Казахстан.

• В период с 12 сентября по 6 октября 2022 года на месторождении Карачаганак успешно проведены мероприятия по ППР. Объем запланированных работ выполнен в соответствии с утвержденным графиком и бюджетом.
• В мае 2022 года введен в эксплуатацию проект «Установка четвертого компрессора обратной закачки газа».
• 16 ноября достигнут рекорд суточной добычи жидких углеводородов — 34 069 тыс. тонн в сутки, а 1 декабря достигнут суточный рекорд закачки сырого газа в пласт — 40 839 млн м³ в сутки.
• В ноябре 2022 года принято окончательное решение о финансировании (FID) по Проекту установки шестого компрессора обратной закачки газа.

Перспективы развития месторождения Карачаганак

В рамках Проекта расширения Карачаганака (ПРК1) планируется строительство и введение в эксплуатацию пятого и шестого компрессоров обратной закачки газа в 2024 и 2026 годах соответственно с целью поддержания полки добычи на уровне 10–11 млн тонн в год.

После реализации этапа 2M промышленной разработки месторождения ожидается, что дальнейшее продление полки добычи нефти будет осуществлено посредством крупного расширения производственных объектов. Данное расширение будет выполнено поэтапно в рамках Проекта расширения Карачаганака (ПРК1А+Б). С целью поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта проектом ПРК1(А+Б) предусмотрено строительство и ввод пятого и шестого компрессоров обратной закачки газа, системы подготовки (осушки) сырого газа, расширение системы сбора скважинной продукции и сети нагнетательных трубопроводов, вспомогательных сооружений и других сопутствующих установок. При вводе пятого и шестого компрессоров общий объем закачки газа будет доведен до уровня около 21 млрд м³ в год, при этом добыча газа по месторождению составит около 31 млрд м³ в год и обеспечит суммарный дополнительный прирост нефти около 13 млн тонн до конца срока действия окончательного соглашения о разделе продукции.

Строительство перемычки НПС им. Т. Касымова (потенциальная суточная мощность составляет порядка 4,5 тыс. тонн в сутки) позволит КПО получить доступ:

• к резервуарному парку КТО в случае сбоев в работе КТК;
• альтернативным экспортным маршрутам (Баку — Тбилиси — Джейхан (БТД), порты Батуми и Кулеви, экспорт в Китай, в порт Новороссийск как сорт Siberian Light).

В рамках среднесрочной перспективы оператором по Карачаганакскому проекту инициированы мероприятия по выполнению предварительного технико-экономического обоснования возможностей повышения ценности (монетизации) добываемого сырого газа и его продуктов переработки. На текущий момент проводятся мероприятия по оценке всевозможных вариантов по объемам поставок и концепции переработки газа. При этом предполагается, что произведенный товарный газ будет поставляться на внутренний рынок. Результаты по определению концепции проекта ожидаются в 2023 году.