Мега проекты

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

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.

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.

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

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.

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).