Рекордная нефть Казахстана — 2

Продолжение. Начало – 11.02.2019

Карачаганакская планка

Нынешний уровень добычи углеводородов на Карачаганаке – это все, на что сейчас способен этот гигант, находящийся на стадии промыслового обслуживания Этапа 2М (он характеризуется поддержанием достигнутого ежегодного объема добычи). Разговоры о дальнейшем расширении добычи карачаганакского сырья ходили давно. Но до последнего времени неопределенность в дальнейшее развитие проекта вносили разногласия между Казахстаном и международным консорциумом Karachaganak Petroleum Operating B.V. (KPO) по методике калькуляции долей сторон в разделе прибыльной продукции – так называемый спор по Индексу объективности.

После сложных переговоров, в ходе которых правительство РК настаивало на максимизации выгоды для республики, 1 октября 2018 г. стороны, наконец, подписали Соглашение о принципах.

Согласно ему совокупная денежная ценность урегулирования спора оценена для страны в сумму, превышающую $1,7 млрд, из которых $1,111 млрд – денежная компенсация Казахстану. Кроме того, KPO обязался инвестировать до $5 млрд в проекты, которые при цене барреля $80 могут дать государству порядка $23,5 млрд доходов до 2037 г. Из $5 млрд $1,1 млрд будет затрачен на реализацию проекта по снятию производственных ограничений по газу на Карачаганакском перерабатывающем комплексе (СПОГ) – соглашение об этом полномочный орган по Карачаганакскому проекту ТОО PSA при поддержке Министерства энергетики РК и акционеры KPO в лице Eni, Shell, Chevron, ЛУКОЙЛа и «КазМунайГаза» подписали 13 сентября 2018 г.

Проект поддержит максимальный уровень добычи на месторождении, позволит ежегодно перерабатывать дополнительно до 4 млрд куб. м сырого газа, который будет использован для обратной закачки в пласт (это позволит добыть дополнительно 10 млн тонн жидких углеводородов), а также обеспечит поступление дополнительных доходов в бюджет Республики Казахстан в размере более $3,2 млрд до 2037 г.

В конце декабря 2018 г. в рамках реализации СПОГ на Карачаганак поступила первая партия металлоконструкций производства PSI Engineering group (Карасайский машиностроительный завод, Алматинская область Казахстана). Подрядчик, выбранный по итогам проведенного летом 2018 г. тендера, изготовит и поставит для СПОГ 2217 тонн металлоконструкций. PSI Engineering получила и крупный заказ от Schneider Electric на изготовление пяти модульных подстанций в рамках этого же проекта.

«Проект характеризуется применением так называемого механизма контроля затрат, суть которого заключается в том, что ответственность за реализацию проекта в рамках согласованного бюджета и графика ложится на консорциум. И в случае, если будут превышены оговоренные параметры стоимости проекта, сверхзатраты будут понесены за счет акционеров проекта»,

– комментировал договоренности министр энергетики Канат Бозумбаев.

Еще два проекта, включенные в 5-миллиардные инвестобязательства KPO, – возведение 5-й магистральной линии закачки газа и трех скважин обратной закачки газа, а также строительство 4-го компрессора обратной закачки газа на УКПГ-2 (установка комплексной подготовки газа).

Эти проекты позволят поддерживать планку добычи на Карачаганаке в течение ближайших нескольких лет. Что касается дальнейшего расширения добычи, то правительство и KPO пока не приступали к концептуальному обсуждению вопроса – суметь бы подтянуть и освоить озвученные суммы.

Чтобы окончательно закрепить все осенние договоренности, правительство и KPO должны подписать Соглашение об урегулировании (СОУ). Первоначально документ планировалось подписать до конца 2018 г., а затем – до конца января 2019 г. Как заявил министр Бозумбаев, несмотря на затянувшуюся отсрочку скрепления соглашения подписями, оно должно вступить в силу с 1 июля 2019 г. Сразу после этого KPO заплатит Казахстану первую часть обещанной денежной компенсации.

KPO, как и прежде, будет отправлять свои жидкие углеводороды на экспорт по трубопроводу Карачаганак – Большой Чаган – Атырау и далее в систему КТК.

Согласно подписанному в январе 2019-го с АО «КазТрансОйл» новому контракту, KPO выделит для эксплуатации и технического обслуживания этого магистрального нефтепровода в течение трех лет 6 млрд 682 млн тенге (бюджет предыдущего пятилетнего контракта с 2013 по 2018 г. составлял 6 млрд 679 млн тенге).

Аутсайдеры

Сегодня Казахстан, к сожалению, не может рассчитывать на сколько-нибудь значительный рост объемов добычи нефти на остальных крупных и средних месторождениях – большая их часть вступила в позднюю стадию разработки, доля трудноизвлекаемых запасов здесь неуклонно растет.

Стабилизации уровня добычи нефти на протяжении последних лет удается достигать за счет применения комплекса мероприятий: бурения новых скважин, капитального и текущего ремонта имеющихся скважин, увеличения их межремонтного периода, внедрения передовых технологий и оптимизации системы разработки месторождений.

В списке таких добытчиков в 2018 году больше всех нефти – 6 млн 350,5 тыс. тонн – добыло АО «Мангистаумунайгаз» (ММГ, Мангистауская область), разрабатывающее 15 месторождений нефти и газа, крупнейшими из которых являются Каламкас и Жетыбай. Данный показатель сопоставим с 2017 годом – 6 млн 350,3 тыс. тонн.

С объемом добычи порядка 5,6 млн тонн нефти за ним уверенно следует АО «Озенмунайгаз» (ОМГ, Мангистауская область), числящееся в составе АО «Разведка Добыча «КазМунайГаз» (РД КМГ), которое по итогам января 2019 года завершило программу обратного выкупа привилегированных акций с делистингом на Казахстанской фондовой бирже и запустило процесс ликвидации в рамках реструктуризации нацхолдинга «КазМунайГаз». В 2017 году нефтедобыча в ОМГ составляла около 5,5 млн тонн.

Два НГДУ АО «CNPC-Актобемунайгаз» (Актюбинская область) по итогам 2018 года обеспечили добычу порядка 4 млн тонн нефти. В 2017 году показатель по добыче нефти в компании равнялся 5 млн тонн.

Средняя годовая добыча АО «Эмбамунайгаз» (ЭМГ, Атырауская область), разрабатывающем 33 месторождения (компания также работает в составе пока еще не ликвидированного РД КМГ), составляет более 2,8 млн тонн. Традиционные и новые методы повышения нефтеотдачи на эмбинских месторождениях сегодня не позволяют полностью извлечь остаточные высоковязкие и трудноизвлекаемые запасы нефти. Для решения данных проблем в планах ЭМГ проведение опытно-промышленных работ по испытанию технологий закачки пара в пласт, парациклической обработке скважин, закачке потокоотклоняющих технологий и т. д. Научно-техническое сопровождение данных работ проводится институтом НИИ ТДБ «КазМунайГаз». В качестве примера эффективной работы правительство указывает другим нефтедобывающим предприятиям Казахстана на успешно внедренный в ЭМГ проект «Интеллектуальное месторождение», или «Цифровое месторождение»: это автоматизированная система управления нефтегазовым промыслом, позволяющая достичь максимальной эффективности за счет интеграции разрозненных систем в единую интегрированную информационную систему.

Запуск в конце 2018 года блока сероочистки и производства серы LOCAT на введенной в 2017 году Установке подготовки попутного нефтяного газа годовой мощностью 150 млн куб. м газа на Прорвинской группе месторождений ознаменовал начало развития нового для ЭМГ направления в работе – газового. Блок сероочистки стал первым в компании объектом по выпуску готовой продукции и третьим по подготовке газа. Руководство ЭМГ поручило коммерческому блоку решить вопрос по реализации серы. В настоящее время вырабатываемый на этой установке товарный газ подается до магистрального газопровода Средняя Азия – Центр, тем самым значительно сокращается вынужденное сжигание попутного нефтяного газа на факелах Прорвинской группы месторождений.

В ходе состоявшегося в конце 2018 года аппаратного совещания руководство ЭМГ заявило о планах в 2019-м зафиксировать добычу на уровне 2 млн 895 тыс. тонн. Среди основных задач – детально пересмотреть профиль добычи Прорвинских групп месторождений и рассчитать окупаемость модернизации и/или строительства нового цеха подготовки и перекачки нефти Прорва, реализовать проект строительства газопоршневых станций, подготовить к бурению не менее пяти перспективных структур, добиться не менее 50% успешности поисково-разведочного бурения. Кроме того, предполагается вынести на рассмотрение Инвестиционного комитета «КазМунайГаза» проекты по Кенбаю и Жайыку, продолжить подготовительные работы к бурению скважины П-1 на структуре Каратон, начать сейсморазведочные работы 3D на блоке Тайсойган, завершить работы по блоку Эмба-5 и подготовить рекомендации.

Nostrum Oil & Gas PLC (NOG), чье 100%-е дочернее предприятие ТОО «Жаикмунай» разрабатывает Чинаревское месторождение (Западно-Казахстанская область), осенью в отчете, опубликованном на Казахстанской фондовой бирже, спрогнозировала снижение добычи нефти в 2018 и 2019 гг. с 32 тыс. до 30 тыс. б/с. Пересмотру прогнозов способствовали обводнение скважин и риск низкой отдачи бурения. В частности, вследствие «непредвиденных обстоятельств» и естественного сокращения объемов добычи за последние 18 месяцев был существенно понижен прогноз по объему среднесуточных продаж с основного продуктивного коллектора – Бийского. В 2019 г. компания планирует сократить с трех до двух количество действующих буровых установок. На 2019-й перенесено ранее запланированное на IV квартал 2018-го подключение новой УПГ-3 – ее работа позволит вывести переработку газа с Чинаревского месторождения и прилегающих лицензионных участков на полную мощность (4,2 млрд куб. м в год) в течение следующих трех – пяти лет.

Коллективный ремонт

Принимая осенью 2018 года республиканский бюджет на 2019-2021 гг., казахстанские парламентарии спрогнозировали в 2019-м добычу нефти в стране в объеме 88 млн тонн. Соответствующие ожидания основываются на планируемом проведении капитальных ремонтов перерабатывающих комплексов на трех крупных месторождениях – Тенгизе, Кашагане и Карачаганаке.

О планах по проведению капремонта на заводе «Болашак» и на острове D Кашаганского месторождения, компания сообщила заранее. Заместитель управляющего директора NCOC Жакып Марабаев уточнил, что данные мероприятия предполагают полную остановку работы всего технологического оборудования.

Ремонты будут проводиться с открытием навигации на Каспии (в апреле – мае) и займут, предположительно, 45 дней.

Он отметил тогда, что технической возможности провести ремонт без остановки производства нет по причине специфики месторождения, связанной с высоким содержанием серы в кашаганской нефти.

Экс-руководитель ТШО, комментируя в декабре вопрос, связанный с планируемым капремонтом ЗВП, отметил, что компания постарается не допустить сильного снижения уровня добычи по итогам 2019 года.

В целом, по словам министра энергетики Каната Бозумбаева, Казахстан в 2019-м «будет удерживать свои обязательства» в рамках договоренностей ОПЕК+: «это минус 40 тыс. баррелей добычи ежесуточно».