Возобновилась добыча на месторождении Кашаган

«Точек» нефтяного роста в странах СНГ на сегодня немного, и появление каждой новой имеет значительные последствия для всей производственной цепочки. Особенно, если дело касается такого мегапроекта, как разработка нефтегазоконденсатного месторождения Кашаган в казахстанской части Каспийского моря. Этот проект, по расчетам экспертов, способен в одиночку заменить собой почти всю существующую сегодня нефтяную отрасль Казахстана и стать доминантным центром поставок черного золота на внешний рынок из этой страны.

Для достижения таких позиций разработчикам Кашагана потребуется время (под четверть века) и хорошая конъюнктура рынка с ценами выше, чем сегодня. Однако планы не выглядят совсем фантастичными, ведь за первые недели с начала добычи на месторождении кашаганская нефть развернула нисходящие тренды в масштабах всей «нефтянки» Казахстана, в том числе – ее основных экспортных маршрутов.

В середине ноября 2016 года суточная добыча нефти в Казахстане выросла до 1,68 млн барр., что стало самым высоким показателем с начала года. В своих служебных документах Минэнерго Республики Казахстан отмечает, что подъем с 1,5 млн барр. в сутки в начале года обеспечен «благодаря продолжению роста добычи на месторождении Кашаган», и уже достиг 12%. До начала разработки морской площади суточное производство нефти в Казахстане только снижалось. Добыча на Кашагане сейчас ведется на четырех скважинах производительностью 90 тыс. барр. в сутки.

Она стартовала, по официальным данным, 24 сентября, и уже в середине октября в систему Каспийского трубопроводного консорциума и в нефтепровод Атырау-Самара поступили первые партии кашаганской нефти. В том числе благодаря ей, КТК после продолжительного перерыва смог в октябре увеличить объем прокачки до 3,97 млн тонн против 3,21 млн годом ранее. А «КазТрансОйл», владеющий вместе с «Транснефтью» нефтепроводом в Самару, – замедлить темпы снижения объемов транспортировки. Кашаганский товарный метан отправился в систему магистральных газопроводов Казахстана, смягчая падение производства на главной казахстанской газовой базе – месторождении Карачаганак.

Кашаган – крупнейшее месторождение на шельфе Каспийского моря – было открыто в 2000 году. Его геологические запасы оцениваются в 4,17 млрд тонн нефти и конденсата и 1,43 трлн м³ газа, извлекаемые – около 10 млрд барр. жидких углеводородов и до 1 трлн куб. м (в зависимости от выбранной схемы разработки). Но эксплуатация месторождения осложнена различными природными факторами. Осваивает Кашаган международный консорциум, который в 1997 году заключил с Казахстаном Северо-Каспийское СРП сроком действия до 2038 года. Сейчас в состав Северо-Каспийского консорциума входят шесть акционеров, учредивших в 2009 году в качестве оператора проекта North Caspian Operating Company (NCOC).

Нынешняя разработка Кашагана – это вторая попытка начать эксплуатацию месторождения. Первая попытка провалилась после нескольких дней добычи на рубеже сентября-октября 2013 г. Причиной стала неготовность части оборудования к работе с агрессивным кашаганским сырьем. Теперь NCOC приступила к освоению, внеся серьезные изменения в техническое оснащение и в другие параметры своего проекта.

Причиной произведенной ревизии стала не только неудача 2013 г. Как известно, вслед за этим в 2014-2015 гг. на мировом нефтяном рынке последовало обрушение нефтяных цен более чем на 60%. Экономика Северо-Каспийского проекта с себестоимостью нефти в $70-$100 за баррель перестала быть рентабельной. Поэтому акционеры NCOC и правительство Казахстана (в лице специально учрежденного ТОО «PSA») вели переговоры, по итогам которых подписали в декабре 2014 г. Соглашение «Об урегулировании», а затем, в декабре 2015 года, Соглашение «Об исполнении и внесении изменений» в основное СРП. Комментируя результаты тех договоренностей в контексте возобновления добычи, министр энергетики Казахстана Канат Бозумбаев заявил на днях СМИ: «То, что на Кашагане capex увеличились, не говорит о том, что соглашение плохое. Capex увеличились от того, что произошла ошибка проектировщиков, ошибка поставщиков труб и так далее». Из такого комментария можно понять, что Северо-Каспийский проект еще более подорожал, но стороны постарались сбалансировать интересы в новой экономической реальности.

В соответствии с соглашениями 2014-2015 годов сегодня на Кашагане начата серьезно модифицированная Фаза 1 проекта, получившая название Дополнительная опытно-промышленная разработка (ДОПР). В новый план, по сравнению с планом опытно-промышленной разработки (ОПР), действовавшим на момент первой попытки разработки, внесено два концептуальных изменения. Это увеличение продолжительности Фазы 1 с трех до пяти лет (с отсчетом от 2017 года), и снижение прогнозных показателей добычи нефти.

ДОПР охватывает восточную часть Кашагана, извлекаемые запасы нефти которой предварительно оцениваются в 1,1 млрд тонн. Здесь уже построены 40 скважин, из которых 28 эксплуатационные и 12 нагнетательные, притом что недропользователь может менять их назначение в зависимости от динамики дебитов и производственной необходимости. Плотность разбуривания составляет 1 скважина на 1,4 квадратных километра. Кроме того, пробурены 1 разведочная скважина и 1 скважина для закачки бурового шлама. Скважинный фонд распределен между пятью островами, среди которых три с кодом Exploration & Production Centre – это объекты автоматической добычи, а еще два – А и D – инфраструктурные узлы. В частности, на острове D сооружен комплекс установок по первичной осушке газа. Именно на трубопроводе, который соединяет остров с нефтегазоперерабатывающим комплексом «Болашак» в поселке Карабатан, произошли растрескивание и аварийные утечки газа, остановившие разработку Кашагана в 2013 г. (комплекс «Болашак» состоит из завода по очистке нефти текущей мощностью 300 тыс. барр. в сутки и завода по очистке газа на 220 тыс. баррелей нефтяного эквивалента).

За прошедшие с того времени годы NCOC полностью заменил всю трубопроводную систему между морской и наземной инфраструктурой протяженностью 200 км (в однониточном исчислении), вложив в это дополнительные $3,6 млрд. Сверх этого, оператор установил новое оборудование для осушки газа. Замена была необходимой, потому что в 2013 трубы потрескались из-за недопустимо высокого содержания влаги в газе. По самым скромным оценкам, новое оборудование обошлось NCOC еще в $100 млн. Если учесть, что на момент остановки разработки Кашагана стоимость ОПР составляла $45 млрд, теперь она достигла почти 50 млрд долл. Отметим, что затраты по замене труб консорциум обязался не вносить в возмещаемые.

Мощность больше, производительность – меньше

Между тем, объем инвестиций в Фазу 1 в ближайшие годы продолжит свой рост, так как консорциум договорился с официальной Астаной о выполнении в добавленное ДОПР время нескольких проектов по наращиванию производственной мощности Кашагана. Во-первых, путем расширения (в юго-западном направлении) территории недропользования на 30% – за счет бурения двух опережающих скважин. Запасы этой части месторождения оцениваются в 150 млн тонн. Примечательно, что по завершении строительства их законсервируют, а эксплуатация начнется на следующей фазе разработки. Во-вторых, в ближайшие годы стартует строительство специального острова под новый компрессорный центр – СС 01 с двумя дополнительными нагнетателями, мощностью 35 МВт каждый. Те же самые характеристики имеет оборудование, которое уже действует на острове D. Новый компрессорный центр предназначен для увеличения продуктивности островов ЕРС 02 и 03, по 2 скважины на которых будут переведены из эксплуатационных в нагнетательные и подключены к СС 01. И, кстати говоря, в данном случае получение результатов, то есть дополнительной нефти, также намечено после завершения Фазы 1 – в 2025 году. Инвестиции в указанные проекты будут отнесены к возмещаемым.

Надо отметить, что какой будет производственная база Фазы 2 – Полномасштабного освоения месторождения (ПОМ) – точно пока неизвестно. Геологи и инженеры NCOC планируют составить ТЭО проекта на основе данных, которые получат во время опытной разработки Кашагана. Тем не менее, информационные утечки о «черновых» прикидках консорциума свидетельствуют, что объем инвестиций в ПОМ может возрасти с расчетных (в 2011-2013 г.х) $90 млрд до $130 млрд. Одна из причин удорожания – в необходимости увеличения мощностей по обратной закачке газа из-за достоверно установленного быстрого снижения пластового давления при эксплуатации Кашагана. Старт закачки газа запланирован на 2017 год с использованием 4 нагнетательных скважин, число которых, впрочем, может быть увеличено. Поэтому NCOC намерен с началом ПОМ построить на уже упомянутом СС 01 еще 3 компрессора, а затем, по мере необходимости, наращивать их количество.

Как уже отмечалось, ДОПР нацелена на расширение мощности кашаганской производственной базы. Но в противоположность этой тенденции принята новая программа добычи нефти, которая предусматривает существенное снижение показателей продуктивности относительно обозначенных в 2013 г. Утвержденная к тому времени схема разработки предусматривала, что за три года добыча должна достичь 450 тыс. барр. в сутки, то есть 22,5 млн тонн в год. Затем должно было стартовать ПОМ, чьи параметры предусматривали выход через 5 лет на рубеж 1 млн барр. в сутки (50 млн тонн в год), а спустя еще 5 лет – на 1,5 млн барр. (75 млн тонн в год, что сравнимо с текущим уровнем добычи жидких углеводородов в целом по Казахстану).

Теперь же установлены совершенно другие ориентиры. В нынешнем году объем добычи на месторождении может составить 0,5-1 млн тонн, а по окончанию Фазы 1 – 12,9 млн тонн в год. В долгосрочной перспективе, в 2030 году – уже в разгар осуществления ПОМ – когда производство, по прежним прогнозам, должно было бы приближаться к отметке в 70 млн тонн в год, его ожидают теперь только на уровне 30 млн тонн в год. В этой связи западные акционеры NCOC ведут переговоры с Астаной о продлении срока действия СРП как минимум на 25 лет, для того, чтобы компенсировать замедление темпов эксплуатации Кашагана.

Лучше, чем ничего

Несложно заметить, что запланированная мощность промысловой базы на Кашагане значительно превосходит запланированную продуктивность. Скорее всего, объяснение этому феномену двояко. С одной стороны, геологи и проектировщики северокаспийского консорциума откровенно признают в служебных записках в Минэнерго и в ТОО «PSA», что данных для составления достоверной геологической модели Кашагана пока недостаточно. Поэтому низкоинтенсивный подход к разработке – своего рода мера предосторожности при эксплуатационном воздействии на продуктивный коллектор. С другой стороны, напомним, что себестоимость кашаганской нефти составляет 70 долл. за баррель, и акционерам не слишком выгодно увеличивать производство, пока разница с рыночной ценой отрицательная.

Отметим, текущая «убыточность» проекта имеет относительный характер, поскольку накопление затрат увеличивает объем доходов и нефти, который акционеры получат для их возмещения. Кстати говоря, казахстанские высокопоставленные управленцы также довольны нынешним состоянием Кашаганского проекта. Вице-министр энергетики Магзум Мирзагалиев заявил по этому поводу: «Мы будем получать роялти, налоги, и поэтому для государства проект рентабелен при любой цене на нефть». По казахстанским расчетам, даже при ценах на нефть до $50 за баррель республика получит за все время действия Северо-Каспийского СРП порядка $20-25 млрд долл. Иными словами, официальная Астана будет поддерживать разработку Кашагана фактически на любых условиях, предложенных инвесторами, лишь бы она велась. В свою очередь это означает, что Кашаганский проект полностью защищен от политических рисков. В инвестиционном климате Казахстана это имеет большое значение, поскольку, например, разногласия акционеров офшорного «Тенгизшевройла» с правительством, не раз и на годы замедляли развитие проекта.

Генеральный директор российской дирекции КТК-Р Николай Горбань через несколько дней после начала транспортировки казахстанской морской нефти заявил: «До конца года КТК перекачает 1 млн тонн с Кашагана… Мы ожидаем, что в 2017 году с месторождения поступит 12 млн тонн».

Эта цифра явно завышена – судя по производственным планам NCOC, а также по проекту нефтяного баланса Казахстана на следующий год. В частности, документы Минэнерго Казахстана предполагают прокачку в российском направлении 4-7 млн тонн морской нефти – в зависимости от динамики дебитов задействованных скважин. Но данный объем еще будет разделен между системой КТК и нефтепроводом Атырау-Самара, хотя и в пользу консорциума (это важный момент, поскольку при экспорте первых партий кашаганской нефти преимущество было отдано маршруту через Самару в Усть-Лугу).

Конкуренция за транспортировку кашаганской нефти уже обострилась. Помимо «КазТрансОйла» на нее претендуют Российские железные дороги, вице-президент которых Салман Бабаев пообещал, что компания готова предоставить 50-процентную скидку на доставку нефти из Казахстана до станции Грушевая под Новороссийском. И перевозить по этому маршруту до 4 млн тонн нефтеналивных грузов ежегодно. Поучаствовать в экспорте кашаганской нефти хочет и Азербайджан, чьи представители заявили о готовности принимать 15 млн тонн казахстанского сырья в год в свой хронически незагруженный трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан. Последний вариант выглядит, конечно же, маловероятным, так как предполагает на стадии ОПР двойную перевалку на пути в Азербайджан, а при переходе к ПОМ – строительство системы нефтепроводов между двумя странами. Однако он показывает, насколько силен ажиотаж в нефтяном комплексе Евразии, вызванный началом добычи на Кашагане.

Можно предположить, что он не стихнет даже, когда транспортники и трейдеры увидят более скромную продуктивность Кашагана по сравнению с планами добычи образца 2013 г. И в «оптимизированном» виде этот проект в среднесрочной перспективе будет давать вдвое больше нефти, чем, например, на пике другой стартовавший драйвер на Каспии – месторождение им. Филановского.

Первая попытка разработки Кашагана стартовала 11 сентября 2013 г., NCOC рассчитывала, что 1 октября начнет коммерческую добычу. Однако уже 24 сентября в ходе плановой проверки газопровода, связывающего остров D с комплексом «Болашак», была обнаружена утечка газа. Скважины были закрыты, а на газопроводе выполнен ремонт и заменен участок с треснувшей трубой. 6 октября производство возобновилось, а 9 октября Миннефтегаз Казахстана отрапортовал, что началась коммерческая добыча нефти. Но в тот же день признаки утечки газа были обнаружены в санитарно-защитной зоне «Болашака» после чего разработка остановилась на три года.

Исследования повреждений показали, что труба растрескалась из-за повышенной влажности газа, агрессивного воздействия этой высокосернистой смеси на металл, который оказался хрупким в местах сварных швов. Проще говоря, оборудование по осушке газа оказалось недостаточно эффективным, а трубопроводная сталь – недостаточно стойкой. Новые трубы оператор проекта заказал у других подрядчиков – германской BUTTING и японской Marubeni – из композитной стали коррозионностойкого сплава. Новый трубопровод на всякий случай проложен на расстоянии 150 м от прежнего маршрута. На трассе установлены датчики контроля для моментального информирования диспетчеров о каких-либо неполадках. Кроме того, для качественной осушки газа на острове D были установлены 3 новых компрессора мгновенного испарения, и еще 4 таких – на комплексе «Болашак».

Акционеры проекта

Участник Доля Agip 16,81 ExxonMobil 16,81 КазМунайГаз 16,81 Shell 16,81 CNPC 8,40 Inpex 7,56

Остров Количество скважин ЕРС 02 7 ЕРС 03 6 ЕРС 04 7 А 8 D 12

Прогноз добычи жидких углеводородов в целом по Республике Казахстан и на Кашагане, млн тонн

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2030 Казахстан 74,5 79,5 81,5 84,5 86,5 86,5 110 Кашаган 2,5 4 7 11 13 13 30