Мега проекты

Проекты мирового масштаба КМГ разрабатывает совместно с международными нефтегазовыми компаниями

ТЕНГИЗ

Главный актив нефтегазовой отрасли Казахстана. Тенгиз считается самым глубоким в мире добывающим сверхгигантским нефтяным месторождением и крупнейшим из существующих добывающих пластов-ловушек.

Ключевые индикаторы:

Добыча нефти (всего)
29791 тыс. тонн (651 тыс. барр. в сутки)
Добыча нефти на долю КМГ
5958 тыс. тонн (130 тыс. барр. в сутки)
Перспективы развития
Реализация ПБР-ПУУД увеличит объем добычи нефти на Тенгизском месторождении на 
на 12 млн тонн/год
Кратность запасов нефти 2P
Более 20  лет
Добыча попутного газа (всего)Объем включает газ на собственные нужды компании и обратную закачку газа.
16,3 млрд м³
Доли владения
Interests
Оператор
  • ТОО «Тенгизшевройл»

Оператор «Тенгизшевройл» (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 самым глубоким в мире крупнейшим нефтяным месторождением.

В настоящее время добыча и подготовка нефти осуществляется на современных производственных объектах с высокими показателями надежности: Комплексные технологические линии (КТЛ — 14,2 млн тонн переработанной нефти в 2019 году), Завод второго поколения (ЗВП — 15,6 млн тонн переработанной нефти в 2019 году) и Закачка сырого газа (ЗСГ — 3,65 млрд м³ в 2019 году). По состоянию на начало 2020 года фонд скважин включает 156 эксплуатационных скважин и 8 газонагнетательных скважин.

Соглашение по проекту ТОО «Тенгизшевройл» 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.

Доля КМГ в объеме добычи нефти ТОО «Тенгизшевройл» выросла на 4,1% до 5 958 тыс. тонн (130 тыс. барр. в сутки) и добыча газа увеличилась на 4,2% до 3 258 млн м³ в результате стабильной работы и повышения надежности заводов КТЛ/ЗСГ/ЗВП, несмотря на остановку добычи для проведения капитального ремонта. С 1 августа по 9 сентября отчетного года на месторождении Тенгиз был проведен плановый капитальный ремонт на заводе КТЛ1 продолжительностью 40 дней.

Объемы реализации продукции ТОО «Тенгизшевройл»
2017 2018 2019
Нефть, тыс. тонн 28 753 28 800 30 155
Сухой газ, млн м³ 7 447 7 532 7 941
СУГ, тыс. тонн 1 377 1 345 1 332
Сера, тыс. тонн 2 489 2 467 2 585

Перспективы развития месторождения Тенгиз

ТШО реализует два интегрированных проекта — Проект будущего расширения (ПБР) и Проект управления устьевым давлением (ПУУД). Реализация проекта вносит значительный вклад в экономику Казахстана. В рамках реализации ПБР-ПУУД создано около 48 тыс. рабочих мест в Казахстане, также будет создано около 1 000 постоянных рабочих мест для эксплуатации объектов ПБР-ПУУД. Реализация ПБР-ПУУД позволит увеличить объем добычи нефти на Тенгизском месторождении на 12 млн тонн в год.

Обновленный бюджет ПБР-ПУУД ввиду увеличения стоимости с 36,8 млрд долл. США до 46,5 млрд долл. США (включая резерв на непредвиденные расходы в размере 1,3 млрд долл. США) был направлен на согласование Партнерам ТШО. Партнеры ТШО утвердили увеличение суммы общих капитальных затрат ПБР-ПУУД в размере 45,2 млрд долл. США без одобрения резерва на непредвиденные расходы в размере 1,3 млрд долл. США.

Проект будущего расширения (ПБР)

В реализацию ПБР входит строительство завода по подготовке нефти (Завода третьего поколения — ЗТП) мощностью 12 млн тонн нефти в год и объектов закачки сырого газа третьего поколения (ЗСГТП) мощностью 9,4 млрд м³ в год, строительство скважинных площадок и бурение скважин. Ввод объектов ЗТП/ЗСГТП в эксплуатацию планируется в 2023 году.

Проект управления устьевым давлением (ПУУД)

В рамках ПУУД осуществляется строительство новой системы сбора продукции скважин, объектов повышения давления, инфраструктурных и вспомогательных объектов в целях поддержания текущего уровня добычи нефти на существующих заводах КТЛ и ЗВП. Ввод в эксплуатацию планируется в конце 2022 года.

Проекты цифровизации операционной деятельности

В 2019 году ТШО приступил к разработке цифровых решений для повышения безопасности, лучшего управления рисками, повышения эффективности рабочих процессов и увеличения доходов.

  • Пилотная программа по мониторингу соблюдения правил производственной безопасности позволила повысить безопасность сотрудников в промысловых, производственных и офисных помещениях Тенгизского месторождения. В рамках этой программы было задействовано около 350 беспроводных датчиков, которые повысили персональную безопасность благодаря осведомленности за обстановкой.
  • Проект по визуализации и анализу одновременных работ сформировал консолидированное представление о работах базового производства и работах в рамках проекта ПБР для определения параллельного планирования. Своевременное выявление конфликтов позволяет командам контролировать меры по предотвращению рисков, оценивать большое количество будущих работ на местах и снижать производственные потери.
  • Проект по описанию минимального жизнеспособного продукта (МЖП) позволил отработать комплексную интеграцию рабочего процесса оценки деловой ситуации ТШО, что в свою очередь позволило ускорить принятие решений и максимизировать стоимость активов. МЖП объединяет графики буровых установок, графики ввода скважин в эксплуатацию, прогнозирования добычи и анализа решений для быстрой экономической оценки сценариев развития.
  • Программа оптимизации реальных данных (ПОРД). Используя данную программу группы ПБР и базового производства разработали более 1 300 экранов наблюдения и анализа для визуализации данных в реальном времени с более чем 3 000 датчиков, предоставляющих данные всех промысловых объектов и нововведенной подстанции Базовая.
  • Автоматизированное управление технологическими процессами (АУТП) использует различные цифровые методы, такие как интеллектуальный анализ данных и моделирование, для разработки конкретного набора настроек технологического процесса на действующих заводах в режиме реального времени.
Производственная деятельность ТОО «Тенгизшевройл»
Добыча нефти, тыс. тонн Добыча попутного газа, млн м3 Производство сухого газа, млн м3 Производство сжиженного углеводородного газа (СУГ), тыс. тонн Производство серы, тыс. тонн Закачка газа, млн м3
2017 28 697 15 860 9 237 1 382 2 566 3 097
2018 28 622 15 625 9 186 1 343 2 574 3 186
2019 29 791 16 290 9 471 1 348 2 589 3 655
КАШАГАН

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

Ключевые индикаторы:

Добыча нефти и конденсата (всего)
14.1 тонн (307 тыс. барр. в сутки)
Добыча нефти и конденсата на долю КМГ
1169 тыс. тонн (25 тыс. барр. в сутки)
Кратность запасов 2P по нефти и конденсату
Более 120  лет
Добыча природного газа в 2019 году (всего)
8,5 млрд м³
Перспективы развития
При условии положительного решения по инвестиционным проектам добыча нефти на Кашагане может достигнуть
450 тыс. барр. в сутки в среднесрочной перспективе
Доли владения
Interests
Оператор
  • Компании Royal Dutch Shell и Eni являются совместными операторами Карачаганакского месторождения (Карачаганак Петролиум Оперейтинг Б. В.)

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. Месторождения Каламкас-море и Юго-Западный Кашаган находятся в процессе возврата территории в пользу РК.

Гигантское месторождение Кашаган является крупнейшим нефтяным обнаружением за последние четыре десятилетия. С учетом уровня добычи нефти в 2019 году оцененная кратность запасов 2P по нефти и конденсату составила более 120 лет.

Месторождение Кашаган расположено в 80 км от города Атырау в шельфовой зоне, где глубина воды составляет 3–4 м. Коллектор месторождения залегает на глубине более 4 км. Коллектор месторождения Кашаган 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 покрывается 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 достигли устойчивого уровня добычи с потенциалом дальнейшего роста.

Схема обустройства месторождения Кашаган состоит из наземных и морских объектов. К наземным сооружениям относятся: 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 34 — добывающие скважины.

Соглашение о разделе продукции по Северному Каспию (СРПСК) было подписано Республикой Казахстан и международным консорциумом в ноябре 1997 года. Обязанности Оператора осуществляет компания «Норт Каспиан Оперейтинг Компани Н.В.» (NCOC), действующая от имени подрядных компаний.

На текущий момент КМГ владеет 50% доли в компании КМГ Кашаган Б.В., которая в свою очередь владеет 16,88% доли в самом мега проекте - Северо-Каспийском проекте освоения Кашагана. Остальные 50% доли принадлежат АО «Самрук-Қазына» или 8,44% доли в проекте. Согласно условиям Дополнительного соглашения, к Опционному соглашению, подписанному между Кооперативом «КазМунайГаз» U.A.100% принадлежит КМГ, прямое владение - 99,7440256%, косвенное владение через ТОО КМГ Кумколь - 0,2559744%. и Фондом, срок исполнения опциона на выкуп доли 8,44% в Кашагане перенесен с периода 2018–2020 годы на 2020–2022 годы.

Производственная деятельность «Норт Каспиан Оперейтинг» Компани Н.В
Добыча нефти, тыс. тонн Добыча попутного газа, млн м3 Производство серы, тыс. тонн Закачка газа, млн м3
2017 8 286 4 799 1 151 321
2018 13 219 7 697 1 340 2 235
2019 14 127 8 453 1 323 3 148

В 2019 году впервые на месторождении Кашаган был успешно завершен капитальный ремонт с полной остановкой всех производственных объектов. Проведенный комплекс работ позволил увеличить добычу нефти и газа на наземном и морском комплексах, а также повысить коэффициент эксплуатации до 98,4%.

В рамках Северо-Каспийского проекта в 2019 году объем добычи нефти составил 14,1 млн тонн (307 тыс. барр. в сутки). Пиковая добыча на Кашагане достигла около 400 тыс. барр. в сутки в 2019 году, а среднесуточная добыча за 4 квартал 2019 года составила 344 тыс. барр. в сутки. Добыча попутного газа составила 8,4 млрд м³.

Доля КМГ в объеме добычи нефти на месторождении Кашаган выросла на 6,9% до 1 169 тыс. тонн нефти (25 тыс. барр. в сутки). Объем добычи попутного газа вырос на 10,4% и составил 700 млн м³.

Согласно условиям Соглашения о разделе продукции (СРП) вся нефть, добытая на месторождении Кашаган, направляется на экспорт, в том числе и доля нефти КМГ. Основным направлением экспорта является порт Новороссийск, через нефтепровод КТК. АО «КазТрансГаз» является единственным покупателем газа у всех подрядных компаний Кашаганского месторождения, с которым подписан единый Договор купли-продажи газа.

Перспективы развития месторождения Кашаган

В рамках Фазы 1 после достижения устойчивого уровня добычи рассматриваются два проекта в целях наращивания полки добычи с потенциалом достижения уровня добычи нефти и конденсата 450 тыс. барр. в сутки в среднесрочной перспективе.

  • Пакет 1 (Bundle 1)
  • Проект поставки сырого газа третьей стороне

Принятие инвестиционного решения по проектам ожидается в первом полугодии 2020 года.

Пакет 1 (Bundle 1)

С целью дальнейшего наращивания уровня добычи нефти проводятся изучения возможностей увеличения обратной закачки сырого газа и перераспределения закачки газа на другие острова за счет:

  • модернизации внутренних частей 2-х существующих компрессоров на острове Д для повышения мощности нагнетания;
  • прокладки трубопровода сверхвысокого давления (СВД) для перенаправления закачки газа с острова Д на острова ЕРС-2 и ЕРС-3;
  • перевода в нагнетание 3-х скважин на островах ЕРС.

Ввод в эксплуатацию проекта, при условии положительного принятия решения по реализации, запланирован на 2022 год.

Проект поставки сырого газа третьей стороне

НКОК совместно с АО «КазТрансГаз» проводят изучения по возможности поставки сырого газа на планируемый новый газоперерабатывающий завод КТГ мощностью в 1 млрд м3/год сырого газа.

Социальная и экологическая ответственность

Согласно Соглашению о разделе продукции по Северному Каспию НКОК выделяет ежегодно средства на реализацию проектов инфраструктуры и социального назначения в Мангистауской и Атырауской областях. В 2019 году НКОК выделил 75 млн долл. США на социально-инфраструктурные проекты, в рамках которого завершено 11 проектов, из которых 7 в Атырауской области и 4 в Мангистауской области.

КАРАЧАГАНАК

Одно из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в мире.

Ключевые индикаторы:

Добыча жидкихуглеводородов (стаб.Для оценки жидких углеводородов в стабильном эквиваленте используется переводный коэффициент 0,9 на общий объем нефти и конденсата.) (всего)
10,1 млн тонн (219 тыс. барр./cутки)
Добыча жидких углеводородов (стаб.) на долю КМГ
1 015 тыс. тонн (22 тыс. барр./cутки)
Перспективы развития
Реализация инвестиционных проектов с целью поддержания полки добычи жидких углеводородов на достигнутом уровне
Добыча газа (всего)
18,6 млрд м³
Кратность 2P запасов по нефти и конденсату
Более 20  лет
Доли владения
Interests
Оператор
  • Компании Royal Dutch Shell и Eni являются совместными операторами Карачаганакского месторождения (Карачаганак Петролиум Оперейтинг Б. В.)

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

Карачаганакский проект реализуется в рамках Окончательного соглашения о разделе продукции, подписанного 18 ноября 1997 года сроком на 40 лет. Распределение долевого участия между подрядными компаниями следующее: Royal Dutch Shell (29,25%), Eni (29,25%), Chevron (18%), ЛУКОЙЛ (13,5%) и КМГ (10%). Компании Royal Dutch Shell и Eni являются совместными операторами Карачаганакского проекта.

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

КПК — Карачаганакский перерабатывающий комплекс, расположенный в северо-западной части месторождения и который перерабатывает жидкие углеводороды, поступающие из скважин, а также исходное сырье, транспортируемое из УКПГ-2.

Основные технологические процессы:

  • стабилизация нефти (извлечение серы и меркаптанов) для дальнейшего экспорта через трубопроводную систему КТК;
  • подготовка (осушка) сернистого газа для закачки в пласт и экспорта на Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ);
  • производство очищенного (топливного) газа для производственных нужд месторождения, для производственных нужд КПО и для нужд Западно-Казахстанской области (ЗКО);
  • очистка и утилизация сточных вод.

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.

Основные технологические процессы:

  • подготовка (осушка) сернистого газа для обратной закачки;
  • закачка высокосернистого газа в пласт;
  • подача нестабильного конденсата на КПК;
  • очистка и утилизация сточных вод.

УКПГ-3 — установка комплексной подготовки газа, расположенная в северо-восточной части месторождения, разделяет и частично стабилизирует жидкие углеводороды и газ перед отправкой на экспорт.

Основные технологические процессы:

  • подготовка газа для дальнейшего экспорта на ОГПЗ;
  • дегазация конденсата для дальнейшей стабилизации на КПК;
  • очистка и утилизация сточных вод.

На начало 2020 года эксплуатационный фонд скважин месторождения включает 156 добывающих и 18 нагнетательных скважин.

Объем добычи жидких углеводородов на месторождении Карачаганак уменьшился на 7,3% и составил 1 015 тыс. тонн (22 тыс. барр. в сутки) на долю КМГ. Добыча газа составила 1 861 млн м³, что на 1,6% ниже уровня 2018 года. Снижение добычи связано с полной остановкой производственных объектов КПК, УКПГ-2 и УКПГ-3 c 16 сентября по 10 октября 2019 года для проведения планово-предупредительного ремонта, который являлся самым масштабным в истории КПО.

ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ КАРАЧАГАНАК ПЕТРОЛИУМ ОПЕРЕЙТИНГ Б. В.
Добыча газа, млн м3
Добыча газа, млн м3
Нефть, тыс. тонн
Нефть, тыс. тонн
Добыча жидких углеводородов, тыс. тонн
Добыча жидких углеводородов, тыс. тонн
Нестабильный конденсат, тыс. тонн
Нестабильный конденсат, тыс. тонн
Закачка газа, млн м3
Закачка газа, млн м3
Сырой газ, млн м3
Сырой газ, млн м3

Перспективы развития месторождения Карачаганак

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение находится на втором этапе промышленного освоения (Этап 2М), в рамках которого реализуются ряд крупных инвестиционных проектов (Проекты продления полки добычи и проект ПРК-1), направленных на увеличение производственных мощностей по подготовке и обратной закачке сырого газа с целью продления полки добычи жидких углеводородов на достигнутом уровне.

Проекты продления полки добычи (Этап 2М):

  • Прокладка дополнительного 5го нагнетательного трубопровода (5TL) — позволит увеличить годовой объем закачки газа до 10 млрд м³/год с целью поддержания пластового давления;
  • Снятие производственных ограничений по газу на КПК (KGDBN) — проект предусматривает ввод новых установок гликолевой осушки газа и низкотемпературной сепарации газа общей производительностью 4,0 млрд м³/год с целью увеличения объемов подготовки газа для закачки в пласт и/или экспорта на ОГПЗ;
  • Установка 4го компрессора обратной закачки газа на УКПГ-2 (4IC) — прокладка сети технологических трубопроводов для поддержания пластового давления и полки добычи жидких углеводородов путем увеличения годовых объемов закачки газа с 10 до 13 млрд м³/год.

В 2019 году введен в эксплуатацию Проект 5-й нагнетательный трубопровод (5TL). В мае 2019 года Партнеры по консорциуму подписали соглашение о санкционировании Проекта установки 4-го компрессора обратной закачки газа (4IC).

Успешный своевременный ввод в эксплуатацию Проекта 5й нагнетательный трубопровод (5TL) придает уверенность в том, что КПО сможет успешно реализовать в соответствии с ожиданиями другие крупные инвестиционные проекты, находящиеся в настоящий момент на этапе строительства: Проект по снятию производственных ограничений по газу на КПК и Проект установки 4-го компрессора обратной закачки газа на УКПГ-2. Ввод в эксплуатацию данных проектов планируется в 2021 году.

В совокупности, реализация проектов продления полки добычи позволит максимизировать полезный эффект посредством:

  • увеличения производственных мощностей по подготовке газа;
  • извлечения дополнительного объема жидких углеводородов;
  • модернизации действующих технологических установок по подготовке жидких углеводородов;
  • уменьшения темпов снижения пластового давления в резервуаре.

Проекты цифровизации операционной деятельности

В рамках Программы инновационного развития «Цифровой Казахстан», КПО разработала дорожную карту по цифровизации и технологической инновации. Текущие мероприятия охватывают такие области, как оптимизация производства, контроль параметров работы скважин, «умный» завод и цифровые видоизменения при реализации проектов, сведение к минимуму бумагоемких процессов и максимальная автоматизация рабочих процессов, складского учета, усовершенствование мониторинга и ремонтно-восстановительных работ.

Оцифровка основных параметров месторождения позволит КПО принимать своевременные решения по увеличению производительности с использованием автоматизированных систем комплексного анализа данных.

Социальная и экологическая ответственность

В 2019 году реализованы восемь социальных проектов в Западно-Казахстанской области (ЗКО), из которых пять относятся к гражданскому строительству (преимущественно строительство физкультурно-оздоровительных комплексов) и три проекта к строительству и ремонту дорог.

Эволюция очистки и испытания скважин на месторождении Карачаганак по всем трем фазам (газ, нефть, вода) достигнутого за счет внедрения передовых технологий: мультифазного насоса нового поколения, сепаратора Megaflow. Это позволило отправлять отсепарированные углеводороды напрямую на завод без отжига. За счет применения передовых технологии и совершенствований, КПО в данный момент кардинально сократил эмиссию, показатель утилизации газа на Карачаганаке составляет 99,94%. По итогам 2019 года общий объем сжигания газа на факелах составил 0,056% (10,4 млн м³) от общего объема добытого газа КПО (18 614,6 млн м³).

Добыча нефти на операционных активах

На операционных активах разрабатываемых КМГ самостоятельно либо с партнерами больше половины месторождений являются зрелыми ввиду высокой выработанности запасов и высокой обводненности (более 80%). Промышленная эксплуатация на зрелых месторождениях началась еще десятилетия назад. В 1899 году на месторождении Карашунгул, относящийся к АО «Эмбамунайгаз», впервые обнаружили нефть, что стало отсчетом истории национальной нефтедобычи. Так, 2019 год ознаменовался 120-летием нефтегазовой отрасли Казахстана. На месторождении Узень в 1960 году был добыт первый фонтан газа, а в 1961 году — нефти. Рождение газонефтяного месторождения Каражанбас было в 1974 году, когда впервые ударил фонтан нефти.

Необходимо отметить, что на сегодня около 80% добычи нефти на операционных активах Компании приходится на 7 основных месторождений: Узень и Карамандыбас (АО «Озенмунайгаз»), Каламкас и Жетыбай (АО «Мангистаумунайгаз»), С.Нуржанов и Восточный Молдабек (АО «Эмбамунайгаз») и Каражанбас (АО «Каражанбасмунай»).

Важной составляющей дальнейшего развития Компании является повышение эффективности добычи на зрелых месторождениях. Для выполнения этой задачи на производственных объектах КМГ на постоянной основе осуществляется контроль производственных процессов с целью их оптимизации, соблюдение политики энергосбережения, а также ведется поиск способов повышения коэффициента извлечения нефти, например, ввод новых скважин в эксплуатацию, гидроразрыв пласта, капитальный ремонт скважин, дострел и перестрел пластов и полимерное заводнение.

В 2019 году доля КМГ в объеме добычи нефти операционных активов незначительно уменьшилась и составила 15 476 тыс. тонн (307 тыс. барр. в сутки). Это отражает естественное падение уровня добычи на месторождениях ТОО «СП «Казгермунай» и АО «ПетроКазахстан Инк.» на 17,7% и 15,5% в сравнении с 2018 годом, что соответствует производственному плану.

Технические характеристики добываемой нефти существенно отличаются от региона к региону. Самая тяжелая нефть добывается в АО «Каражанбасмунай» с коэффициентом баррелизации 6,68 барр. на тонну. Нефть, добываемая на крупных неоперационных проектах, легче — ее коэффициент баррелизации приближается к 8 барр. на тонну.

Общий фонд скважин под операционным управлением в 2019 году составил 16 564 единицы, из которых 12 235 приходится на переходящий фонд скважин. Большая часть объема добычи нефти и конденсата приходится на добычу от переходящего фонда скважин.

КОЛИЧЕСТВО СКВАЖИН НА ОПЕРАЦИОННЫХ АКТИВАХ КМГ, ЕДИНИЦ
Number of wells at KMG-operated assets, units
Параметры добывающих активов КМГ в 2019 году
Пористость Плотность в градусах API Содержание серы, % Кол-во место-рождений Средний дебит новых скважин, тн/сутки Средний дебит скважин переходящего фонда скважин, тн/сутки Коэффициент баррелизации нефти, баррелей/тонну
АО «Озенмунайгаз» (100%) 0,19 36,51 0,14 2 11,2 4,4 7,23
АО «Эмбамунайгаз» (100%) 0,27 32,03 0,62 33 11,1 3,8 7,30
ТОО «КазГПЗ» (конденсат) (100%) 0,14 57,05 - 4 - 0,8 -
АО «Каражанбасмунай» (50%) 0,30 19,81 1,55 1 2,9 2,2 6,68
ТОО «СП «Казгермунай» (50%) 0,26 39,95 0,1 5 21,2 26,0 7,38
«ПетроКазахстан Инк.»(33%) 0,25–27 41,9–66,9 0,03–0,43 23 10,5–17,0 3,53–8,70 7,75
ТОО «Амангельды Газ» (конденсат) (100%) 0,10–0,24 0 3 0,15 1,04
АО «Мангистаумунайгаз» (50%) 0,14 30,77 0,2 15 12,7 6,0 7,23
ТОО «Казахойл Актобе» (50%) 0,10 36,12 1 2 17,1 7,50
ТОО «Казахтуркмунай» (100%) 0,14 36,12 3,17 6 32,9 7,21
Oil production at operating assets