PremiumСтатус нефтегазовых проектов Казахстана на декабрь 2014 года

АСТАНА /Trend/-

Северо-Каспийский проект (СКП)
Соглашение о разделе продукции (СРП) по Северному Каспию предусматривало осуществление программы разведки, которая была выполнена в течение 1998-2004 годов. Все разведочные скважины дали положительный результат.
Предварительные запасы нефти на месторождениях по результатам разведки и оценки:

Для разработки проекта создана операционная компания "North Caspian Operating Company BV" (NCOC).

В рамках Кашаганского проекта планируется строительство на суше, в 35 километрах от месторождения двух новых производств: газоперерабатывающего и нефтеперерабатывающего заводов. Излишки сернистого газа, которые останутся после закачки основных объемов обратно в пласт, по 35-километровому трубопроводу будут направляться для переработки на газоперерабатывающий комплекс "Болашак". Завод сможет перерабатывать свыше 1,1 миллиона тонн серы в год. Новый НПЗ разместится вблизи восточной части завода "Болашак". Всего в рамках Кашаганского проекта нефть планируют добывать из 240 скважин.

Месторождение Кашаган является одним из крупнейших обнаружений нефти за последние сорок лет. Проект также является одной из сложнейших технических задач, которые когда-либо решали международные нефтяные компании.

Статус проекта
Правительство Казахстана, North Caspian Operating Company (NCOC) и участники Соглашения о разделе продукции Северо-каспийского проекта (СРПСК) к концу 2014 года урегулировали ряд производственных, финансовых и экологических вопросов, возникавших на протяжении последних нескольких лет.

Соглашение было подписано 13 декабря 2014 года в Астане министром энергетики и представителями Компании Оператора NCOC и компаний участников СРПСК. Условия Соглашения являются конфиденциальными.

Соглашение между правительством и участниками СРПСК по тем вопросам, где ранее возникали разногласия - это положительный шаг, который позволит всем сторонам сосредоточить свои усилия на безопасном возобновлении добычи на Кашагане в максимально ранние сроки.

До подписания данного Соглашения Северо-Каспийский Консорциум провел общественные слушания по оценке воздействия на окружающую среду (ОВОС) "Проекта строительства объектов в рамках программы опытно-промышленной разработки месторождения Кашаган. Промысловые трубопроводы. Корректировка".
ОВОС включает в себя проект по замене трубопровода сернистой нефти и трубопровода сернистого газа, предназначенных для транспортировки добытой продукции с острова D морского комплекса на установку комплексной подготовки нефти и газа "Болашак".

В общественных слушаниях приняли участие жители Атырауской и Мангистауской областей, представители НПО и местных исполнительных органов.
Оператор проекта намерен строго следовать курсу, направленному на максимальное снижение воздействия на окружающую среду.

Как было отмечено в отчете ОВОС и на общественных слушаниях, ожидаемые воздействия от строительства и эксплуатации трубопроводов в штатном режиме не приведут к необратимым изменениям экосистем.
В компании заверили, что в ходе строительства промысловых трубопроводов и их эксплуатации будет принят комплекс мер, направленных на предотвращение и смягчение воздействия на окружающую среду. Все необходимые природоохранные мероприятия предусмотрены в Проектных решениях и существующих требованиях к охране окружающей среды и технике безопасности.

В настоящее время состав акционеров консорциума NCOC выглядит следующим образом: "KMG Kashagan B.V." - 16,88 процента, Agip Caspian Sea B.V. - около 16,81 процента, ExxonMobil Kazakhstan Inc. - около 16,81 процента, Shell Kazakhstan Development B.V. - около 16,81 процента, Total EP Kazakhstan - около 16,81 процента, Inpex North Caspian Sea Ltd. - 7,56 процента, "CNPC Kazakhstan B.V." - 8,33 процента.

Таким образом, Казахстан через "KMG Kashagan B.V." является крупнейшим участником Северо-Каспийского проекта. В соответствии с договором заключенном в 2013 году китайская сторона будет финансировать долю КМГ на втором этапе освоения месторождения "Кашаган", который потребует миллиарды долларов США. Кроме этого, китайская компания взяла обязательства по строительству трубного завода, комплекса нефтяного оборудования в Актау.

Добыча нефти на месторождении "Кашаган" началась 11 сентября 2013 года. Однако 24 сентября эксплуатация месторождения была приостановлена после обнаружения утечек газа из наземного трубопровода, идущего с острова Д на установку комплексной подготовки нефти и газа "Болашак". Согласно правилам, Департамент по чрезвычайным ситуациям и соответственные контролирующие органы были незамедлительно проинформированы об этом. Был обеспечен доступ к трубопроводу, а также произведена замена соответствующих стыков. Добыча была возобновлена, но девятого октября повторно приостановлена после обнаружения утечки. После ремонта поврежденного соединения было проведено гидроиспытание под полным контролем, в ходе которого были выявлены другие места потенциальных утечек. Добыча была приостановлена, началось тщательное расследование.

Сразу после первой утечки консорциум организовал специальную группу из опытных профильных специалистов, в том числе экспертов АО НК "КазМунайГаз", которые начали проводить инспектирование и первоначальный анализ. Кроме расследования и ремонтных работ, были проведены земляные работы на секциях трубопровода с целью выявления визуальных признаков потенциальных утечек.
Консорциум продолжает сотрудничество с госорганами Казахстана в ходе проведения расследования.

Некоторые поврежденные части трубопровода были отправлены в Кембридж (в лаборатории компании TWI) (Великобритания). Проведенные анализы показали, что прямой причиной утечек стало растрескивание трубопровода под воздействием сульфидных соединений (SSC). Такой механизм повреждений имеет место, когда твердая (ломкая) сталь подвергается воздействию высоких концентраций H2S в присутствии воды, что приводит к появлению микротрещин в стали. Содержание H2S в продукции месторождения "Кашаган" входит в число самых высоких в мире. Поэтому технические условия стали для трубопровода, методы строительства и прокладки трубопроводов были специально подготовлены с учетом высокого содержания H2S при наличии воды и утверждены государством как пригодные для указанного трубопровода. Консорциум в настоящее время сотрудничает с поставщиками трубопроводов, обеспечивающих для них материалы самого высокого качества в мире, услугами которых пользуются крупные нефтегазовые компании, чтобы определить причины произошедшего. Расследование продолжается в лабораторных условиях, где эксперты по материаловедению изучают трубные соединения для определения основной причины утечек. На некоторые испытания уходит несколько недель, поэтому ожидается, что окончательный отчет будет представлен по завершении всех лабораторных исследований и получении результатов.

Консорциум привержен безопасному запуску проекта, поэтому обеспечение целостности объектов рассматривается как наиболее приоритетная часть работ. Несмотря на то, что утечки газа не наблюдались ни на морских газопроводах, ни на нефтепроводах, консорциум принял решение провести полную инспекцию обоих трубопроводов с целью обеспечения 100-процентной целостности объектов до возобновления добычи с месторождения.

Одним из наилучших методов инспекции трубопроводов является применение так называемого "диагностического внутритрубного снаряда", когда по всей длине трубопровода прогоняются различные датчики (роботы) для выполнения достоверного осмотра трубопровода изнутри (длина обоих трубопроводов составляет примерно 90 километров). Целью "диагностического внутритрубного контроля" является нанесение на карту дефектов, обнаруженных в трубах. Для получения точных результатов данный метод требует опустошения трубопроводов с их последующей тщательной очисткой. Затем будут выполнены работы по диагностическому внутритрубному контролю, состоящие из ряда прогонов оборудования по трубопроводам с использованием различных инспекционных приспособлений. После этого будут проведены тщательный анализ и интерпретация собранных данных, на основе которых будет подготовлено соответствующее заключение.

Предполагается, что в результате диагностического внутритрубного контроля будут выявлены степень поражения газопровода и потенциальные дефекты нефтепровода.
Одновременно в качестве дополнительной меры по выявлению потенциальных проблем проводятся земляные работы на значительных секциях наземной части газо- и нефтепроводов, что позволяет визуально осмотреть трубы снаружи. Данные работы не обнаружили каких-либо аномалий в нефтепроводе, но выявили дополнительные точки наземного газопровода, вызывающие сомнения при визуальном осмотре, которые требуют подтверждения результатами диагностического внутритрубного контроля до конечного заключения о целостности.

В морском газопроводе давление поддерживалось в течение нескольких недель с проведением тщательного мониторинга на протяжении всего этого периода. Никаких признаков утечек в морской части трубопровода, таких как снижение давления, не обнаружено. Несмотря на то, что земляные работы закончены, результаты нельзя считать исчерпывающими.

Обсуждение корректирующих мер и сроков их осуществления, а также надежное прогнозирование сроков возобновления добычи возможно только после определения главной причины появления дефектов и их степени. Сроки могут быть озвучены только после прояснения ситуации и ее согласования с соответствующими госорганами Казахстана.

Консорциум применяет самые лучшие мировые практики в сфере эксплуатации нефтяных месторождений с учетом самых строгих требований в области охраны здоровья, труда и окружающей среды для решения проблем, смягчения их последствий, принятия корректирующих мер и возобновления добычи.
В настоящее время исследования по установлению причин выхода трубопроводов из строя завершаются. Окончательный отчет о расследовании будет выпущен Оператором Северо-Каспийского проекта в 2015 году. Возобновление добычи планируется в конце 2016 года.

"Тенгиз"

Тенгизское месторождение является одним из крупнейших в мире. Разрабатывается компанией "Тенгизшевройл" (ТШО). Коллектор месторождения имеет ширину 19 километров (12 миль) и длину 21 километр (13 миль). Лицензионный участок проекта включает Тенгизское месторождение и месторождение "Королевское" - меньшее по размерам, но обладающее значительными запасами.

Несмотря на технологические проблемы, промышленная добыча нефти здесь началась в 1991 году: шестого апреля в эксплуатацию был введен нефтегазовый комплекс - Тенгизский нефтегазоперерабатывающий завод и промысел. Ровно два года спустя - шестого апреля 1993 года - на основе соглашения между Казахстаном и компанией Chevron было сформировано партнерство с ограниченной ответственностью "Тенгизшевройл".

За 20 лет эксплуатации "Тенгиза" нефтедобыча здесь возросла почти в 26 раз. На сегодняшний день это месторождение обеспечивает порядка 30 процентов нефтедобычи от общереспубликанского уровня.

Акционерами компании являются АО НК "КазМунайГаз" (20 процентов), "Chevron Overseas" (50 процентов), "ExxonMobil" (25 процентов) и "LukArko"(пять процентов).
Из добываемого сырья ТШО вырабатывает несколько видов конечной продукции. В основном это стабилизированная нефть. Из попутных газов вырабатываются товарные сухой газ, пропан и бутан. Помимо этого, вырабатывается сера, извлекаемая из сероводорода, содержание которого в тенгизской нефти достаточно высоко.

ТШО экспортирует сырую нефть по различным маршрутам транспортировки. ТШО поставляет сырую нефть в Новороссийск по трубопроводу Каспийского трубопроводного консорциума, по железной дороге в Одессу, Тамань и Актау, далее в Батуми и Кулеви. В 2013 году была восстановлена транспортировка тенгизской нефти по трубопроводу Баку-Тбилиси-Джейхан. В 2013 году объемы добычи нефти составили 27,1 миллиона тонн (216 миллионов баррелей). Это рекордный уровень добычи за всю историю существования компании.

С января по сентябрь 2014 года объемы добычи нефти составили 19,8 миллионов тонн (158 миллиона баррелей).
ТШО реализовал 950 тысяч тонн сжиженного газа и 5,1 миллиарда кубических метров сухого газа. ТШО реализовал 2,8 миллиона тонн серы, что составляет 165 процента от произведенных 1,7 миллиона тонн в течение того же периода. Успех реализации серы привел к сокращению объемов на серных картах Тенгиза до 580 тысяч тонн по состоянию на 30 сентября 2014 года. ТШО реализует высококачественную серу четырех видов покупателям многих стран, преимущественно Средиземноморского бассейна и Центральной Азии, включая Казахстан, Россию, Украину и Китай.

С 2000 года ТШО инвестировал 2,9 миллиарда долларов на проекты по снижению воздействия на окружающую среду. С 1993 по 30 сентября 2014 года прямые финансовые выплаты ТШО Республике Казахстан составили 100,1 миллиарда долларов, включая заработную плату казахстанским сотрудникам, закупки товаров и услуг отечественных товаропроизводителей и поставщиков, платежи государственным предприятиям, выплаты дивидендов казахстанскому партнеру, а также в виде налогов и роялти, перечисляемых в государственный бюджет.

С января по сентябрь 2014 года сумма прямых выплат Республике Казахстан составила 10,9 миллиарда долларов. В 2013 году эта сумма составила 14,9 миллиардов долларов. С января по сентябрь 2014 года ТШО приобрел товары и услуги казахстанских поставщиков на сумму более 1,7 миллиардов долларов. С 1993 года ТШО закупил товаров и услуг казахстанских поставщиков на сумму 17,1 миллиарда долларов США.

Статус проекта
25 октября 2014 года в Атырау состоялись общественные слушания по предварительной оценке воздействия на окружающую среду уже третьей по счету установки по подготовке нефти компании "Тенгизшевройл" в рамках так называемого проекта будущего расширения (ПБР). С запуском ПБР ТШО намерен увеличить общий объем добываемой нефти с 25 до 36 миллионов тонн в год.

Эскизное проектирование завода третьего поколения в рамках этого проекта полностью завершено. В настоящее время идут работы по детальному проектированию. Они ведутся в Атырау, Алматы, Актау, Великобритании, США и Индии. На Тенгизском месторождении уже начались работы по созданию инфраструктуры для будущего проекта, который позволит увеличить добычу нефти на 12 миллионов тонн в год.

Для дальнейшей эффективной эксплуатации Тенгизского проекта особенно значим проект Проекта управления устьевым давлением (ПУУД). Давление в пластах Тенгиза неуклонно падает, снизившись с момента начала разработки месторождения вдвое. Первоначально пластовое давление было 880 МПа (атмосфер), в настоящее время - 450-550 МПа. Первоначальное давление было аномальным и плохо контролируемым. Нынешний уровень оптимален для добычи нефти, но величина пластового давления имеет тенденцию к дальнейшему падению. Это может сильно затруднить добычу нефти, резко увеличить себестоимость добычи. А теоретически при падении до 100 атмосфер нефть вообще может превратиться в сернистый ангидрид, и Тенгиз может перестать существовать как нефтяное месторождение. Реализованный проект закачки сухого газа (ЗСГ) несколько стабилизировался и остановил темпы падения давления, но этих мер уже недостаточно.

Проект ПУУД позволит хотя бы сохранить нынешний уровень нефтедобычи. При этом, компания для удержания пластового давления рассматривает в будущем и закачку воды. В период реализации ПУУД запланировано бурение 20-21 нагнетательной скважины для обеспечения достаточной приемистости коллектора ко времени пуска, в целях обратной закачки в пласт добытого газа (после переработки на установках ПБР). Всего же в период реализации ПБР на месторождении должны быть пробурены не менее 71 добывающей скважины, чтобы обеспечить достаточную продуктивность пласта и загрузить объекты ПБР. После запуска ПБР ожидается бурение еще примерно 114 добывающих скважин.

Сейчас в эксплуатации ТШО находятся 105 действующих добывающих скважин на Тенгизском месторождении и 16 добывающих скважин на Королевском. В результате реализации ПБР извлекаемые запасы Тенгиза увеличатся более чем на 100 миллиона тонн. (Извлекаемые запасы нефти в коллекторе месторождения до апреля 2033 года составляют от 750 миллионов до 1,1 миллиарда тонн, или 6-9 миллиарда баррелей, общие разведанные запасы Тенгиза - 3 миллиарда тонн, или 26 миллиардов баррелей, Королевского - 190 миллионов тонн, или 1,5 миллиарда баррелей.)

По предварительным, стоимость проекта в районе 40 миллиардов долларов. Но это только оценка по эскизному описанию проекта. ТШО начало детальное проектирование. На сегодняшний день детализировано 9,9 процента проекта ПБР, так что сумма ПБР по логике должна значительно уменьшиться. Завершить строительство планируется в середине 2019 года.

Новый завод, к строительству которого на Тенгизском месторождении приступает ТОО "Тенгизшевройл", будет собираться из модулей общим весом 253 тысяч тонн. Эти модули будут собираться в Казахстане и во многих странах мира. Часть из них очень объемные. Так, самые крупные 88 модулей будут весить от 300 до 1800 тонн. Сейчас прорабатываются пути, по которым модули будут доставляться из городов Казахстана. Из западных стран транспортировка будет осуществляться по Черному морю в Россию, а затем по Волго-Донскому каналу до порта Актау.

Непосредственно на Тенгизе, в Атырауской области, и на производственных площадках в Мангыстауской области будет вестись сборка модулей.
Что касается непосредственно самого проекта, то строительные работы ПБР должны начаться на территории Тенгизского месторождения к югу от действующего завода второго поколения ТШО.

В настоящее время заказчики пока только присматриваются к потенциальным подрядчикам, мониторя специально созданную базу данных из 300 поставщиков услуг и 600 подрядных организаций. Этот список продолжает пополняться. Расселят рабочих в вахтовом поселке (его тоже предстоит построить), расположенном вблизи от уже существующих аналогичных поселков Тенгиза.

Строительство завода закончится в 2019 году, для его постоянной эксплуатации потребуется всего 500 человек.
Примечательно, что производственные площадки ПБР будут собирать из отдельных модулей, изготовленных как в Казахстане, так и за рубежом. Сложные и массивные конструкции весом до 500 тонн доставят железнодорожным транспортом, а самые крупные модули весом до полутора тысяч тонн пойдут по временной автодороге сообщением Атырау - Тенгиз, которую построят по правой стороне от трубопровода КТК.

В ноябре 2013 года правительство Казахстана и ТОО "Тенгизшевройл" (ТШО) подписали меморандум о взаимопонимании, в рамках которого были определены взаимные обязательства сторон по планам ТШО по увеличению добычи на месторождении "Тенгиз".

Подписание меморандума о взаимопонимании - это ключевое событие в процессе, ведущем к принятию окончательного решения по инвестированию проекта партнерами "Тенгизшевройл"

Меморандум согласовывает усилия правительства Казахстана и ТШО по дальнейшему выполнению поставленных задач по разработке Проекта будущего расширения и Проекта управления устьевым давлением (ПБР/ПУУД), а также определяет пути выполнения их реализации.
В Проекте будущего расширения будет использована технология обратной закачки сырого газа, применяемая в настоящее время для увеличения производственных мощностей.

Строительство центральной установки увеличения давления позволит объектам Проекта управления устьевым давлением (ПУУД) обеспечить необходимый уровень объемов и давления сырой нефти, поставляемой существующими установками переработки сырой нефти.

В настоящее время проекты находятся на стадии завершения эскизного проектирования.
В ходе реализации ПБР на месторождении будут построены завод стабилизации нефти мощностью 12 миллионов тонн в год, сопутствующие энергоблоки и вспомогательные системы. Доставку сырья на завод будет обеспечивать кольцевая магистраль новой системы сбора нефти.

Весь попутный газ будет закачиваться обратно в коллектор при помощи нескольких компрессоров закачки сырого газа. В результате реализации нового проекта извлекаемые запасы "Тенгиза" увеличатся на 100 миллионов тонн (извлекаемые запасы нефти в коллекторе месторождения составляют от 750 миллионов до 1,1 миллиарда тонн (шесть-девять миллиардов баррелей). Общие разведанные запасы "Тенгиза" составляют три миллиарда тонн (26 миллиардов баррелей), Королевского месторождения - 190 миллионов тонн (1,5 миллиарда баррелей).

Предварительная смета общих затрат ПБР / ПУУД, включая строительство ПБР, ПУУД и программу бурения, составляет порядка 20-25 миллиардов долларов. Их реализацию планируется завершить ориентировочно в период с 2017 по 2019 годы. Реализацию Проекта будущего расширения на "Тенгизе" планировалось начать в 2014 году, но на сегодняшний день пока не была начата. Нефть, которая должна быть получена с запуском Проекта будущего расширения (ПБР) на "Тенгизе", появится не ранее 2019 года.

Нефть, которая должна быть получена с запуском Проекта будущего расширения (ПБР) на "Тенгизе", появится не ранее 2019 года. Основные объемы тенгизской нефти после завершения ПБР пойдут по КТК (Каспийский трубопроводный консорциум), а остальные объемы (по усмотрению) - по наиболее выгодным к тому времени маршрутам.
Примерно около 30 миллионов будет уходить на экспорт по КТК, а оставшиеся восемь миллионов будут распределяться между "Баку-Тбилиси-Джейхан", либо через Тамань в России, либо по трубопроводу "Казахстан-Китай" - в КНР.

"Карачаганак"
Месторождение "Карачаганак" с запасами в объеме 1,2 миллиарда тонн нефти и конденсата и более чем 1,35 триллиона кубометров газа является одним из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в мире. Основная часть добываемого объема жидких углеводородов поставляется на экспорт через трубопроводную систему КТК. Небольшие объемы карачаганакской нефти реализуются через трубопровод "Атырау-Самара".

Нестабильный газовый конденсат транспортируется в направлении Оренбургского ГПЗ. Также определенные объемы нестабильного конденсата поставляются на казахстанский малотоннажный нефтеперерабатывающий завод АО "Конденсат".

Порядка 40 процентов добываемого газа закачивается обратно в пласт для частичного восстановления давления в нем. Оставшиеся объемы сырого газа поставляются на Оренбургский ГПЗ для очистки и дальнейшего экспорта через трубопроводную систему России. Очищенный газ используется на месторождении для собственных нужд, а также в соответствии с условиями контракта предусматриваются поставки некоторого объема очищенного газа для местного использования в Бурлинский район Западно-Казахстанской области.

"Карачаганак" является одним из сложнейших с точки зрения эксплуатации месторождений в Казахстане. В настоящее время на Карачаганакском месторождении находятся в эксплуатации 96 добывающих и 16 нагнетательных скважин при общем фонде скважин в 377 единиц. В 2012 году "Kарачаганак Петролиум Оперейтинг Б.В." (КПО), которая разрабатывает месторождение, были проведены комплексные работы по бурению и завершению нескольких скважин с высоким дебитом жидких углеводородов. В 2012 году была произведена обвязка наибольшего количества устьев скважин в истории освоения "Карачаганака".

Карачаганакский проект реализуется в рамках Окончательного соглашения о разделе продукции (ОСРП). Соглашение было подписано 18 ноября 1997 года сроком на 40 лет и вступило в силу 27 января 1998 года.

Сегодня на "Карачаганаке" добывается почти 45 процентов всего газа и 16 процентов всех жидких углеводородов, добываемых в Казахстане. Компания полностью поддерживает инициативу правительства Казахстана по переходу к "зеленой экономике".
В 2013 году объем добычи составил 136,3 миллиона баррелей в нефтяном эквиваленте стабилизированных и нестабилизированных жидких углеводородов, газа и топливного газа, что на 2,3 процента ниже аналогичного показателя за предыдущий год. При этом объем обратной закачки высокосернистого газа для поддержания пластового давления составил 8,57 миллиарда кубометров, что примерно соответствует 49 процентов от общего объема добытого газа.

На конец 2013 года акционеры КПО инвестировали в проект около 17,6 миллиарда долларов, при этом сумма прямых выплат в республиканский бюджет составила 10,3 миллиардов долларов.
По состоянию на 01.01.2014 г. с начала действия Окончательного Соглашения о Разделе Продукции на месторождении было добыто 123,2 миллиона тонн жидких углеводородов и 169,3 миллиардов кубических метров газа. Обратная закачка газа с 2003 года составила 61,1 миллиарда кубических метра.

В 2011 году Карачаганакский консорциум и министерство нефти и газа Казахстана подписали соглашение о вхождении Казахстана в Карачаганакский проект. Казахстан после почти двухлетних переговоров получил свою 10-процентную долю в проекте.

С приходом Казахстана в лице национальной компании "КазМунайГаз" доли в проекте распределились следующим образом: BG - 29,25 процента, Eni - 29,25 процента, Шеврон -18 процентов, LUKOIL - 13.5 процента, KMG - 10 процентов.

По прогнозам министерства нефти и газа Казахстана, в течение 2012-2037 годов Казахстан получит порядка 3,3-5 миллиардов долларов от своей доли в проекте "Карачаганак".

Статус проекта

Нефтегазоконденсатное месторождение "Карачаганак" находится на Этапе промышленного освоения 2 (Этап 2М). В рамках реализации программы Этапа 2М осуществляется ежегодная добыча порядка 10-11 миллиона тонн жидких углеводородов и 15-17 миллиарда кубических метров газа. Данный вариант освоения месторождения на сегодняшний день является базовым и предполагает 40 процентов обратной закачки газа.

КПО в настоящее время планирует новый "Проект Расширения Карачаганакского месторождения - Этап 1" ("ПРК-1"), реализация которого позволит Казахстану и компаниям-партнерам КПО получить дополнительную прибыль путем оптимизации добычи стабилизированных жидких углеводородов в период после 2020 года. ПРК предусматривает бурение дополнительных добывающих и нагнетательных скважин, обвязку данных скважин на установке по подготовке продукции, установку дополнительных компрессоров для увеличения закачки газа, строительство дополнительных объектов по подготовке газа для обратной закачки и обеспечения технологических объектов топливным газом. Выполнение полномасштабного освоения предполагается реализовать в несколько этапов для обеспечения эффективного выполнения проекта.

В настоящее время Подрядные компании выполняют полную оценку ПРК в соответствии с правилами и процедурами управления проектами. В данный момент проект находится на стадии Выбора концепции.

Геологоразведочные проекты на шельфе Каспия

Дальнейшее наращивание запасов углеводородного сырья АО НК "КазМунайГаз" связывает с ресурсным потенциалом казахстанского сектора Каспийского моря.
Геологоразведочные проекты на Каспии и прибрежных районах являются одним из приоритетных направлений деятельности КМГ и ее дочерние организации - АО МНК "КазМунайТениз", ТОО "Н-Оперейтинг Компани", АО "Атыраумунайгаз", ТОО "Жамбыл-Петролеум", "КазМунайГаз" совместно с иностранными компаниями проводит комплекс геологоразведочных и исследовательских работ по целой группе блоков Каспия, в числе которых - "Хвалынское", "Центральная", "Жемчужина", "Жамбыл", проект "Н", "Сатпаев".Буровые работы в рамках многих проектов в казахстанской части шельфа Каспия были перенесены на 2015 год в связи с девальвацией тенге в феврале 2014 года.

По результатам проведенных сейсмических исследований выделены новые перспективные структуры и залежи на разведочных участках казахстанского сектора Каспийского моря (проекты Махамбет, Бобек).

Проект "Н" ("Нурсултан")

Блок "Н" расположен в Каспийском море в 30 километрах к юго-юго-западу от города Актау. Площадь участка - около 8100 квадратных километров. Оператором проекта станет учрежденное в Казахстане товарищество с ограниченной ответственностью (ТОО), которое будет принадлежать всем участникам проекта пропорционально их долям участия в договоре недропользования. Ранее 51 процент доли участия в договоре недропользования принадлежал АО НК "КазМунайГаз", а 49 процентов (в равных долях) - компаниям "ConocoPhillips" и "Мубадала". 25 января 2013 года "КазМунайГаз" ("КМГ") завершила сделку по приобретению 100 процентов акций компании "Н Блок Б.В." у компании "ConocoPhillips" за 32,5 миллиона долларов.
В результате реализации сделки КМГ стала владельцем 75,5 процента прав недропользования в проекте "Н" и доли участия в 75,5 процента в ТОО "Н Оперейтинг Компани".

Увеличение доли участия КМГ в проекте "Н" демонстрирует планомерные шаги по усилению роли национальной компании в морских геологоразведочных проектах в казахстанском секторе Каспийского моря.
Согласно подписанному контракту на недропользование по проекту "Н", его участниками являются КМГ (75,5 процента) и "Ойл & Газ Н Блок Казахстан ГмбХ" - 24,5 процента.

Статус проекта
Проект "Н" реализуется в соответствии с Соглашением о разделе продукции от 29 декабря 2007 года за № 2546, преобразованным 29 мая 2009 года в Контракт на разведку и добычу углеводородного сырья по участку "Н" и дополнений к нему.
В декабре 2014 года по проекту Н начато бурение первой оценочной скважины на структуре Ракушечное-море глубиной 1 600 метров. Вторая скважина будет пробурена в 2015 году. И уже по результатам двух скважин рассчитывается поставить на баланс определенные запасы сырья. По информации Председателя Правления АО "НК "КазМунайГаз" Саута Мынбаева, блок "Н" потенциально может пополнить резервы нацкомпании. Согласно оценкам государственных органов, участок обладает высокой перспективностью на нефть и газ.
По структуре "Ракушечное-море" осуществлен переход на этап оценочных работ. По результатам проведенных геологоразведочных работ на структуре "Нурсултан" направлено уведомление в министерство нефти и газа Казахстана о потенциальном обнаружении углеводородов ТОО "Н Оперейтинг Компани" - созданной компанией-оператором для реализации проекта "Н".

В последние годы на участке "Н" выполнен большой объем геолого-геофизических исследований, таких как сейсморазведочные работы МОГТ 2Д в объеме 6016,675 погонных километров и 3Д в объеме 920 квадратных километров на структуре Ракушечное море. Пробурены разведочные скважины R-1 и N-1 на структурах Ракушечное-море и Нурсултан, подготовлены тематические отчеты по выполненным работам. В результате работ по оценке перспектив нефтегазоносности участка Н выполнено бассейновое моделирование, проведена оценка рисков, а также ранжирование структур. Определяется дальнейшая стратегия оценочных работ по блоку структуре Ракушечное море.

В 2013 году проведены интерпретация материалов 3Д сейсморазведки в объеме 920 квадратных километров, оценка перспектив нефтегазоносности участка "Н" с учетом геолого-физических материалов сопредельных территорий; разработано дополнение к проекту поисковых работ на участке "Н", начаты работы по инженерно-геологическим исследованиям на площадке строительства оценочной скважины AR-1.

В 2013 году разработано "Дополнение к проекту Поисковых работ на участке "Н" и Дополнение №6 к Контракту недропользования по участку Н касательно первого продления периода разведки на 2 года (№3979-УВС от 28.12.2013г.).

В 2015 году предусмотрено продолжение выполнения нефтяных операций в соответствии с условиями контрактов на недропользование. Ожидается завершение бурения оценочной скважины на структуре Ракушечное-море (текущий забой 894 метра). В 2015 году будут продолжены исследования по месторождениям Каламкас-море.

Проект "Сатпаев"

Участок "Сатпаев" расположен в северной части Северо-Каспийского шельфа и включает три перспективные структуры: "Сатпаев", "Сатпаев Восточный", "Карина". Прогнозные извлекаемые ресурсы участка "Сатпаев" составляют 253 миллиона тонн условного топлива. "КазМунайГаз" и ONGC Mittal Energy Ltd. подписали соглашение о принципах сотрудничества по проекту "Сатпаев". В соглашении отражены основные принципы будущего сотрудничества компаний в рамках реализации проекта разработки участка "Сатпаев" в казахстанском секторе Каспийского моря. Блок "Сатпаев" развивается КМГ и индийской национальной нефтяной компанией "ONGC Videsh Limited" (OVL) с долей участия до 35 процентов. По участку заключен контракт на недропользование.

Статус проекта

Блок "Сатпаев" находятся на первичной стадии разведки. Тем не менее, по результатам проведенных работ ожидается подтверждение значительных объемов запасов углеводородного сырья.
В 2013 году выполнены работы по "Переобработке данных сейсморазведки 2Д на структуре "Сатпаев Восточный" для улучшения картины подсолевого разреза с целью оценки палеозойских отложений".
Завершены работы по производственному экологическому мониторингу по климатическим сезонам. Заключены договора на поставку товаров длительного изготовления и их доставки, необходимых при строительстве разведочной скважины STP-1 "Сатпаев".
В 2014 году проведены подготовительные работы для бурения разведочных скважин. В 2015 году планируется начало бурения разведочной скважины.

Блок "Жамбыл"

Блок "Жамбыл" разрабатывается компанией "КазМунайТениз" ("дочка" АО НК "КазМунайГаз") и Корейской национальной нефтяной корпорацией (27 процентов). Заключен контракт на недропользование.

Статус проекта
Блок "Жамбыл" находится на первичной стадии разведки. Тем не менее, по результатам проведенных работ ожидается подтверждение значительных объемов запасов углеводородного сырья. АО НК "КазМунайГаз" ведет переговоры с группой корейских компаний по поводу блока "Жамбыл".

В августе 2013 году пробурена первая разведочная скважина на структуре Жамбыл глубиной 2200 метров. Выделены 2 перспективных объекта в юрских отложениях. При испытании объектов получены фонтанные притоки нефти и газа.
В 2014 по проекту "Жамбыл" пробурена разведочная скважина на структуре Жетысу и подтверждена нефтегазоносность целевых объектов.

Проект "Мертвый Култук"
Месторождение "Мертвый Култук" располагается в переходной зоне от мелководья Каспийского моря к суше на территории залива Комсомолец и прилегающих к нему участков на восточном побережье Каспия. Район, в котором расположен данный блок, относится к числу наиболее перспективных для добычи нефти и газа в казахстанском секторе Каспия. В 2008 году "КазМунайГаз" передала 50-процентное право недропользования в контракте на разведку и добычу блока "Мертвый Култук" группе казахских инвесторов - ТОО "Каспиан Тристар".

Статус проекта
В рамках проекта ведутся разведочные работы.

Проект "Жемчужина"
"Жемчужина" - нефтегазоносный проект Казахстана, месторождение находится в казахстанском секторе Северного Каспия, в 80 километрах северо-восточнее порта Баутино Мангистауской области.
Месторождение расположено в шельфовом районе Казахстана на глубине воды от пяти до семи метров. Здесь выявлены следующие перспективные структуры - "Хазар-1", "Хазар-2", "Ауэзов", "Нарын" и "Тулпар". Основные перспективы нефтегазоносности структуры связываются с юрскими отложениями. Нефтегазоносный проект "Жемчужина", согласно данным казахстанских геологов, оценивается в 100 миллионов тонн нефти.
Проект реализуется в соответствии с соглашением от 31 мая 1993 года между правительством Казахстана и правительством Омана.14 декабря 2005 года между министерством энергетики и минеральных ресурсов Казахстана, АО НК "КазМунайГаз" и компанией Oman Pearls было подписано соглашение о разделе продукции по проекту "Жемчужина". В дальнейшем компания Oman Pearls и компания Shell подписали соответствующее соглашение о переуступке доли в данном проекте. Также между АО НК "КазМунайГаз", компанией Oman Pearls и компанией Shell было заключено Соглашение о совместной деятельности по освоению структуры "Жемчужина" (ССД), в котором стороны определили взаимные права и обязательства по реализации проекта.
Сейчас по участку "Жемчужина" работают "Казмунайгаз" (25 процентов), Shell (55 процентов) и "Oman oil" (20 процентов).

Статус проекта
"КазМунайГаз" завершил разведку на блоке Жемчужина совместно с Shell и Oman Oil. Заключен контракт на недропользование по проекту.

В 2007 году АО НК "КазМунайГаз" официально подтвердило наличие нефти на участке "Жемчужина". Первая нефть на блоке "Жемчужина" ожидается в 2016 году.
По блоку "Жемчужина" исследуются все четыре структуры. Акционеры получили нефть на блоке сразу с трех скважин двух структур - "Ауэзов" и "Хазар". Уже пробурены две поисковые скважины и одна оценочная. По предварительным данным, месторождение "Хазар" можно отнести к разряду средних, с рентабельной картиной разработки месторождения в этих условиях. Получены притоки промышленной нефти с нескольких пластов как по "Ауэзову", так и по "Хазару". Участники проекта готовят концепцию разработки месторождения.

Блок "Абай"

Блок расположен в казахстанской акватории Каспия, в 60-70 километрах к северо-западу от побережья полуострова Бузачи. Глубина моря составляет 8-10 метров. Геологические запасы углеводородов на блоке "Абай" оцениваются в 337 миллионов тонн нефтяного эквивалента.

Статус проекта

Компании "КазМунайГаз" и Statoil в марте 2011 года подписали соглашение о принципах сотрудничества в отношении блока "Абай". При этом все расходы на стадии разведки Statoil должна была взять на себя. 11 февраля 2013 года компания Statoil уведомила министерство нефти и газа Казахстана о своем решении выйти из проекта "Абай". Имя нового партнера "КазМунайГаза" по проекту до сих пор не названо. В апреле 20014 индийская ONGC Videsh сообщила о том, что ей предложено вступить в проект, однако информации о приобретении доли в проекте этой компанией пока нет.
Утвержден Проект поисковых работ в Комитете геологии и недропользования Республики Казахстан. Проводится дальнейшая работа по получению права недропользования. Основные условия получения права недропользования согласованы с Министерством нефти и газа Республики Казахстан в Протоколе прямых переговоров.

Блок "Урихтау"

Газоконденсатное месторождение "Урихтау" находится в Актюбинской области. "КазМунайГаз" имеет 30-летний контракт на проведение разведки и добычи углеводородного сырья на данном месторождении. Он был подписан в декабре 2008 года по результатам прямых переговоров с уполномоченным органом.
На месторождении "Урихтау" начальные геологические запасы свободного газа составляют 39, 815 миллиардов кубометров конденсата (11,623 миллиона тонн), нефти - 6,493 миллиона тонн, а растворенного газа - 2,389 миллиарда кубометров, они были утверждены в Государственном комитете запасов СССР (протокол ГКЗ № 10526 от 28 октября 1988 года).

Статус проекта

Национальная компания "КазМунайГаз" в 2010 и 2011 годах открыла месторождения на блоках "Лиман", "Урихтау". Сейчас идет их доразведка.
Наращивание запасов АО НК "КазМунайГаз" связывает с ресурсным потенциалом нефтегазоконденсатного месторождения "Урихтау". Этот проект на суше явился одним из приоритетных направлений деятельности АО НК "КазМунайГаз" и дочерней организации - ТОО "Урихтау-Оперейтинг".

Нефтегазовое месторождение "Дархан"

Нефтегазовое месторождение "Дархан" (Darkhan) находится в казахстанском секторе Северного Каспия. Геологические запасы месторождения могут достигать 480 миллионов тонн нефтяного эквивалента. Месторождение расположено в 11 километрах к западу от полуострова Бузачи и в 60 километрах южнее порта Баутино. Глубины моря в этом районе составляют три-пять метров.

Статус проекта

Перспективы участка "Дархан" связаны с юрско-меловым комплексом отложений.
АО НК "КазМунайГаз" подана заявка на проведение прямых переговоров в целях получения права недропользования на условиях СРП. После завершения переговоров по условиям соглашения и подписания СРП планируется приступить к выполнению подготовительных работ по сейсморазведке 2Д.

Блоки "Хвалынская" и "Центральная"

В 2002 году Казахстан и Россия провели границу между своими секторами Каспийского моря и определили три пограничные структуры: "Курмангазы", "Хвалынское" и "Центральная". Запасы блока "Хвалынское" оцениваются в 332 миллиарда кубометров природного газа, 17 миллионов тонн газоконденсата и 36 миллионов тонн нефти. Необходимый объем инвестиций - один миллиард долларов. Ресурсы структуры "Центральная" прогнозируются в размере 521 миллиона тонн условного топлива.

Казахстанская сторона оценивает извлекаемые запасы нефти на "Курмангазы" в 0,9-1 миллиард тонн. При этом объем необходимых инвестиций для полного освоения месторождения по предварительной оценке может составить около 10 миллиардов долларов.

Освоение блоков "Хвалынское" и "Центральная" ведется "КазМунайГаз" в партнерстве с российскими компаниями "Газпром" и "Лукойл".

Статус проекта

Проект "Хвалынское"

В апреле 2011 года была создана Межведомственная комиссия РФ по разработке условий пользования недрами и подготовке проекта соглашения о разделе продукции (СРП). С 2011 года проводятся переговоры с государственными органами Российской Федерации по условиям СРП.

В настоящее время прорабатывается вопрос по достижению "КазМунайГазом" и "Лукойлом" приемлемых показателей экономической эффективности.

Вместе с тем, Министерствами энергетики Казахстана и России совместно с уполномоченными организациями проводится работа по согласованию проекта Протокола о внесении изменений в соглашение от 6 июля 1998 года, после чего ожидается подписание СРП при пользовании недрами нефтегазоконденсатного месторождения "Хвалынское".

Проект "Центральное"

В целях минимизации геологических рисков и уточнения запасов принято решение о проведении доразведки месторождения "Центральная".

В 2013 году КазМунайГаз и ЦентрКаспнефтегаз создали совместное предприятие, которое должно получить лицензию на разведку и добычу для проведения доразведки. Однако для получения данной лицензии необходимо внесение изменений в Межгосударственное Соглашение от 6 июля 1998, т.к. Соглашением предусмотрено заключение СРП.

В сентябре 2014 года завершено согласование государственными органами РФ проекта Протокола о внесении изменений в вышеуказанное Соглашение.

В настоящее время Министерством энергетики Казахстана совместно с КМГ проводится работа по подготовке и согласованию государственными органами РК необходимого пакета документов для подписания данного проекта Протокола.

Проект "Курмангазы"

Участок "Курмангазы" находится на Северном Каспии, в 80 километрах от порта Баутино. Участниками проекта являются российская Роснефть (25 процентов) и казахстанская "КазМунайГаз" (50 процентов). Собственник оставшихся 25 процентов не определен, однако на этапе разведки Роснефть выполняет соответствующие обязательства и по этой доле. Когда на указанном участке будут обнаружены первые экономически рентабельные запасы углеводородов, Российская Федерация сможет воспользоваться опционом в ее отношении.

Статус проекта:
Ведутся разведовательные работы.

Проекты "Махамбет" и "Бобек"
Казахстанская компания "Атыраумунайгаз"" владеет правами на недропользование по двум морским участкам - Махамбет и Бобек. Оба участка расположены в северной части казахстанского сектора Каспийского моря. Глубина воды - 5-8 метров. Перспективность участка связывается с отложениями палеозоя.
Статус проекта:
Ведется сейсморазведка, планируется бурение разведочной скважины.

(Автор: Данияр Мухтаров)
Твиттер:@E_Kosolapova