Кашаган месторождение нефти


Кашаган - Gpedia, Your Encyclopedia

Кашага́н — крупное шельфовое нефтегазовое месторождение Казахстана, расположено в 80 км от города Атырау, в северной части Каспийского моря. Глубина шельфа составляет 3—7 м.

Месторождение открыто 30 июня 2000 года скважиной «Восток-1». Является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море[прояснить].

Разработку месторождения ведёт международное совместное предприятие North Caspian Operating Company (NCOC) в соответствии с соглашением о разделе продукции по Северному Каспию от 18 ноября 1997 года (подробнее об участниках проекта см. ниже). Промышленная добыча на месторождении началась 11 сентября 2013 года.

Разработка месторождения ведётся с помощью искусственных островов.

Разработка месторождения ведётся в сложных условиях: шельфовая зона, неблагоприятное сочетание мелководных условий и ледообразования (около 5 месяцев в году), экочувствительная зона, большие глубины залегания месторождения (до 4800 м), высокое пластовое давление (80 МПа), высокое содержание сероводорода (до 19 %)[1].

Нефтегазоносность связана с пермским, каменноугольными и девонским отложениями. Месторождение характеризуется как рифогенное, когда углеводороды находятся под солевым куполом (высота соляного купола 1,5—2 км). Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Месторождение было обнаружено в год празднования 150-летия известного мангыстауского поэта-жырау XIX века — Кашагана Куржиманулы. Как и многие тюркские имена в казахском языке, слово қашаған имеет перевод и означает черту характера — «норовистый, неуловимый».

По мнению экспертов, в условиях резкого снижения мировых цен на нефть в 2014-2015 гг., проект утратил инвестиционную привлекательность[2] (См. ниже).

История разработки месторождения

Кашаган, как высокоамплитудное, рифогенное поднятие в подсолевом палеозойском комплексе Северного Каспия было обнаружено поисковыми сейсмическими работами советскими геофизиками в период 1988—1991 годы на морском продолжении Каратон-Тенгизской зоны поднятий.

Впоследствии оно было подтверждено исследованиями западных геофизических компаний, работавших по заказу правительства Казахстана. Первоначально выделенные в его составе 3 массива Кашаган, Кероглы и Нубар в период 1995—1999 годы получили названия Кашаган Восточный, Западный и Юго-Западный соответственно.

Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением до 850 атмосфер. Нефть высококачественная — 46° API, но с высоким газовым фактором, содержанием сероводорода и меркаптанoв.

О Кашагане было объявлено летом 2000 года по результатам бурения первой скважины Восток-1 (Восточный Кашаган-1). Её суточный дебит составил 600 м³ нефти и 200 тыс. м³ газа. Вторая скважина (Запад-1) была пробурена на Западном Кашагане в мае 2001 года в 40 км от первой. Она показала суточный дебит в 540 м³ нефти и 215 тыс. м³ газа.

Для освоения и оценки Кашагана построено 2 искусственных острова, пробурено 6 разведочно-оценочных скважин (Восток-1, Восток-2, Восток-3, Восток-4, Восток-5, Запад-1).

Запасы Кашагана

Запасы нефти Кашагана колеблются в широких пределах от 1,5 до 10,5 млрд тонн. Из них на Восточный приходится от 1,1 до 8 млрд тонн, на Западный — до 2,5 млрд тонн и на Юго-Западный — 150 млн тонн.

Геологические запасы Кашагана оцениваются в 4,8 млрд тонн нефти по данным казахстанских геологов.[3]

По данным оператора проекта общие нефтяные запасы составляют 38 млрд баррелей или 6 млрд тонн, из них извлекаемые — около 10 млрд баррелей. В Кашагане есть крупные запасы природного газа, более 1 трлн м³.[4]

Участники Северо-Каспийского проекта

Месторождение Кашаган входит в Северо-Каспийский проект и разрабатывает совместная операционная компания North Caspian Operating Company (NCOC) в форме соглашения о разделе продукции по Северному Каспию.

В неё входят: AgipCaspian Sea B.V. (16,807 %) (оператор проекта), KMG Kashagan B.V. (16,877 %), французская Total EP Kazakhstan (16,807%), американская ExxonMobil Kazakhstan Inc. (16,807 %), англо-голландская Shell Kazakhstan Development B.V. (16,807 %), китайская CNPC — 8,333 %, японская Inpex — 7,563 %.

Добыча нефти

Казахстанское правительство и международный консорциум по разработке Северо-Каспийского проекта (включая месторождение Кашаган) согласовали перенос начала добычи нефти с 2011 года на сентябрь 2016 года.[обновить данные]

В 2008 году для освоения Кашагана между Республикой Казахстан и участниками Северо-Каспийского консорциума подписан договор, согласно которому North Caspian Operating Company стала оператором работ в рамках Соглашения о разделе продукции по Северному Каспию. Производственные операции были поделены между участниками следующим образом: Eni отвечает за реализацию Этапа I (опытно-промышленная разработка, включая бурение), строительство объектов наземного комплекса на Этапе II; Royal Dutch Shell отвечает за планирование, работы по освоению и строительство морских объектов Этапа II; ExxonMobil — за выполнение буровых работ на Этапе II; «Казмунайгаз» и Royal Dutch Shell будет управлять эксплуатацией производства на всех последующих этапах.

Промышленная добыча на месторождении Кашаган началась 11 сентября 2013 года.

Добыча нефти на Кашагане была приостановлена в конце 2013 года из-за возникшей утечки газа на одном из трубопроводов[5].

В рамках 1-го этапа разработки месторождения добычи нефти должна составить 25 млн тонн в год. Казахстан войдёт в топ-10 нефтедобытчиков в мире с суммарной добычей нефти более 100 млн тонн. В рамках 2-го этапа разработки добыча должна составить 50 млн тонн в год, пиковая добыча должна составить 75 млн тонн в год, Казахстан войдёт в топ-5 нефтедобытчиков в мире.

В целях повышения нефтеотдачи и уменьшения содержания h3S консорциум готовится задействовать несколько сухопутных и морских установок в Карабатане для закачки природного газа в продуктивный пласт, будет построен нефтепровод и газопровод с Карабатаном.

Добыча нефти в 2016 году на месторождении Кашаган составила 1,2 млн. тонн.

Добыча нефти в 2017 году на месторождении Кашаган составила 10,3 млн. тонн.

В 2018 году ожидают добычу нефти на месторождении Кашаган примерно 15-18 млн. тонн.

Производственные объекты для освоения Северо-Каспийского проекта

В освоении месторождения Кашаган будут использоваться искусственные производственные острова: небольшие «буровые» острова без персонала и большие «острова с технологическими комплексами» с обслуживающим персоналом (остров Д).

Добытые углеводороды будут перекачиваться по трубопроводам с буровых островов на производственный остров Д. На острове Д будут находиться технологические установки для извлечения жидкой фазы (нефти и воды) из сырого газа и установки для закачки газа.

На Этапе I примерно половина всего объёма добытого газа будет закачиваться обратно в пласт. Извлечённые флюиды и сырой газ будут подаваться по морскому трубопроводу на Карабатан, где планируется осуществлять подготовку нефти до товарного качества.

Экология

24 сентября 2013 года недалеко от установки комплексной переработки нефти и газа (наземный комплекс завода "Болашак") вследствие разрыва газопровода произошла утечка сероводорода (попутно-пластовый газ). В результате аварии остаточный газ был направлен и сожжен на факельных установках наземного и морского комплексов месторождения Кашаган. В результате Департаментом экологии по Атырауской области компании NCOC направлено предписание о возмещении ущерба на 134,2 миллиарда тенге, нанесенного в результате загрязнения атмосферного воздуха выбросами загрязняющих веществ, возникшего вследствие сжигания кислого газа на факельных установках перерабатывающих комплексов. Согласно акту о результатах проверки, общий объем сверхнормативно сожженного кислого (сырого) газа составил 2 миллиона 795,149 тысячи кубометров. NCOC и Agip KCO оспаривали в судах законность предписания Атырауского областного департамента экологии о возмещении экологического ущерба, но суд оставил в силе решение о штрафе в 134 миллиарда тенге[6]. По факту было выплачено всего 222 млн тенге, а также несколько административных штрафов в результате разнообразных начислений на общую сумму свыше 10 млрд тенге. Затем в 13 декабря 2014 года было подписано соглашение между Министерством энергетики Республики Казахстан, NCOC и участниками СРПСК по которому были урегулированы ряд производственных, финансовых и экологических вопросов, возникавших на протяжении последних нескольких лет. По соглашению штрафы в общей сумме 10 млрд 287 млн тенге, уже выплаченные консорциумом за последствия сентябрьской аварии 2013 года, были зачтены казахстанской стороной как «полное возмещение экологического ущерба в связи с любыми случаями сжигания газа на факелах и связанных с этим выбросов в период с 11.12.2012 по 28.01.2014»[7]. Также, министерство энергетики РК обязалось консультироваться с NCOC по поводу возможных изменений в законодательстве, касающихся сжигания газа и выбросов – «учитывая особые экологические условия Каспийского моря и различия между регулятивными базами республики и других стран». В свою очередь консорциум согласился профинансировать всемирную выставку EXPO-2017 на 50 млн долларов[8].

Проблемы

Лондонская Times высказывает мнение об ошибочности прогнозов, связанных с разработкой месторождения:

Кашаганское месторождение неожиданно превратилось в самую дорогостоящую «черную дыру» в истории нефтедобывающей отрасли.

— «Колоссальная ошибка», Би-Би-Си, 21.09.2015

Причинами неудачи газета называет сложные климатические условия разработки и падение мировых цен на нефть. За 15 лет Total, Eni, ExxonMobil и China National Petroleum Corp. вложили в месторождение суммарно около 50 млрд долларов США. Если при ценах выше 100 долларов за баррель проект был рентабельным, то падение цен в 2014 году кардинально поменяло ситуацию. По мнению издания, в новых условиях Кашаган потерял инвестиционную привлекательность[2][9].

Примечания

  1. ↑ Johnston Daniel. Chapter 12. Kashagan and Tengiz — Castor and Pollux // International exploration economics, risk, and contract analysis. — Tulsa, Oklahoma: PennWell Corporation, 2003. — P. 201—203. — 416 p. — ISBN 978-0-87814-887-5.
  2. ↑ 1 2 «Колоссальная ошибка», Би-Би-Си, 21.09.2015
  3. ↑ http://www.kmg.kz/index.cfm?tid=24
  4. ↑ Казахстан/KIOGE
  5. ↑ Кашаганская нефть. Вопросы, вопросы… Токтамыс Мендебаев, Oil&Gas Journal Russia, Сентябрь 2014
  6. ↑ NCOC и Agip не удалось оспорить штраф за аварию на Кашагане. «Tengrinews.kz». Проверено 18 февраля 2014. Архивировано 18 февраля 2015 года.
  7. ↑ Многомиллиардный штраф за аварию на Кашагане "простили" в обмен на инвестиции в EXPO. «Nur.kz». Проверено 18 февраля 2014. Архивировано 18 февраля 2015 года.
  8. ↑ Казахстан фактически «списал» NCOC многомиллиардный экологический штраф. «Zakon.kz». Проверено 18 февраля 2014. Архивировано 18 февраля 2015 года.
  9. ↑ Иностранные инвесторы нашли Кашагану созвучное название Кэшолгон (от англ. Cash-All-Gone — все деньги пропали) («Колоссальная ошибка», Би-Би-Си, 21.09.2015)

Литература

  • Глумов И. Ф., Маловицкий Я. П., Новиков А. А., Сенин Б. В. Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.

Ссылки

www.gpedia.com

Кашаган - Википедия

Кашага́н — крупное шельфовое нефтегазовое месторождение Казахстана, расположено в 80 км от города Атырау, в северной части Каспийского моря. Глубина шельфа составляет 3—7 м.

Месторождение открыто 30 июня 2000 года скважиной «Восток-1». Является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море[прояснить].

Разработку месторождения ведёт международное совместное предприятие North Caspian Operating Company (NCOC) в соответствии с соглашением о разделе продукции по Северному Каспию от 18 ноября 1997 года (подробнее об участниках проекта см. ниже). Промышленная добыча на месторождении началась 11 сентября 2013 года.

Разработка месторождения ведётся с помощью искусственных островов.

Разработка месторождения ведётся в сложных условиях: шельфовая зона, неблагоприятное сочетание мелководных условий и ледообразования (около 5 месяцев в году), экочувствительная зона, большие глубины залегания месторождения (до 4800 м), высокое (80 МПа), высокое содержание сероводорода (до 19 %)[1].

Нефтегазоносность связана с пермским, каменноугольными и девонским отложениями. Месторождение характеризуется как рифогенное, когда углеводороды находятся под солевым куполом (высота соляного купола 1,5—2 км). Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Месторождение было обнаружено в год празднования 150-летия известного мангыстауского поэта-жырау XIX века — Кашагана Куржиманулы. Как и многие тюркские имена в казахском языке, слово қашаған имеет перевод и означает черту характера — «норовистый, неуловимый».

По мнению экспертов, в условиях резкого снижения мировых цен на нефть в 2014-2015 гг., проект утратил инвестиционную привлекательность[2] (См. ниже).

История разработки месторождения[ | ]

Кашаган, как высокоамплитудное, в подсолевом палеозойском комплексе Северного Каспия было обнаружено поисковыми сейсмическими работами советскими геофизиками в период 1988—1991 годы на морском продолжении Каратон-Тенгизской зоны поднятий.

Впоследствии оно было подтверждено исследованиями западных геофизических компаний, работавших по заказу правительства Казахстана. Первоначально выделенные в его составе 3 массива Кашаган, Кероглы и Нубар в период 1995—1999 годы получили названия Кашаган Восточный, Западный и Юго-Западный соответственно.

Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением до 850 атмосфер. Нефть высококачественная — 46° API, но с высоким газовым фактором, содержанием сероводорода и меркаптанoв.

О Кашагане было объявлено летом 2000 года по результатам бурения первой скважины Восток-1 (Восточный Кашаган-1). Её суточный дебит составил 600 м³ нефти и 200 тыс. м³ газа. Вторая скважина (Запад-1) была пробурена на Западном Кашагане в мае 2001 года в 40 км от первой. Она показала суточный дебит в 540 м³ нефти и 215 тыс. м³ газа.

Для освоения и оценки Кашагана построено 2 искусственных острова, пробурено 6 разведочно-оценочных скважин (Восток-1, Восток-2, Восток-3, Восток-4, Восток-5, Запад-1).

Запасы Кашагана[ | ]

Запасы нефти Кашагана колеблются в широких пределах от 1,5 до 10,5 млрд тонн. Из них на Восточный приходится от 1,1 до 8 млрд тонн, на Западный — до 2,5 млрд тонн и на Юго-Западный — 150 млн тонн.

Геологические запасы Кашагана оцениваются в 4,8 млрд тонн нефти по данным казахстанских геологов.[3]

По данным оператора проекта общие нефтяные запасы составляют 38 млрд баррелей или 6 млрд тонн, из них извлекаемые — около 10 млрд баррелей. В Кашагане есть крупные запасы природного газа, более 1 трлн куб. метров.[4]

Участники Северо-Каспийского проекта[ | ]

Месторождение Кашаган входит в Северо-Каспийский проект и разрабатывает совместная операционная компания (NCOC) в форме соглашения о разделе продукции по Северному Каспию.

В неё входят: AgipCaspian Sea B.V. (16,807 %) (оператор проекта), KMG Kashagan B.V. (16,877 %), французская Total EP Kazakhstan (16,807%), американская ExxonMobil Kazakhstan Inc. (16,807 %), англо-голландская Shell Kazakhstan Development B.V. (16,807 %), китайская CNPC — 8,333 %, японская  — 7,563 %.

Добыча нефти[ | ]

Казахстанское правительство и международный консорциум по разработке Северо-Каспийского проекта (включая месторождение Кашаган) согласовали перенос начала добычи нефти с 2011 года на сентябрь 2016 года.[обновить данные]

В 2008 году для освоения Кашагана между Республикой Казахстан и участниками Северо-Каспийского консорциума подписан договор, согласно которому стала оператором работ в рамках Соглашения о разделе продукции по Северному Каспию. Производственные операции были поделены между участниками следующим образом: Eni отвечает за реализацию Этапа I (опытно-промышленная разработка, включая бурение), строительство объектов наземного комплекса на Этапе II; Royal Dutch Shell отвечает за планирование, работы по освоению и строительство морских объектов Этапа II; ExxonMobil — за выполнение буровых работ на Этапе II; «Казмунайгаз» и Royal Dutch Shell будет управлять эксплуатацией производства на всех последующих этапах.

Промышленная добыча на месторождении Кашаган началась 11 сентября 2013 года.

Добыча нефти на Кашагане была приостановлена в конце 2013 года из-за возникшей утечки газа на одном из трубопроводов[5].

Добыча нефти на месторождении Кашаган может быть возобновлена не раньше, чем в первой половине 2016 года. Об этом сообщил сегодня (30.07.2014) на пресс-конференции министр нефти и газа Казахстана Узакбай Карабалин. Министр указал, что проведенные исследовательские работы по установлению причин утечки показали необходимость полной замены и газопровода и нефтепровода на месторождении. «Это означает, что необходимо закупать 200 километров труб для полной замены обоих трубопроводов», — сказал Карабалин.[6]

В рамках 1-го этапа разработки месторождения добычи нефти должна составить 25 млн тонн в год. Казахстан войдёт в топ-10 нефтедобытчиков в мире с суммарной добычей нефти более 100 млн тонн. В рамках 2-го этапа разработки добыча должна составить 50 млн тонн в год, пиковая добыча должна составить 75 млн тонн в год, Казахстан войдёт в топ-5 нефтедобытчиков в мире.

В целях повышения нефтеотдачи и уменьшения содержания h3S консорциум готовится задействовать несколько для закачки природного газа в продуктивный пласт, будет построен нефтепровод и газопровод с Карабатаном.

Производственные объекты для освоения Северо-Каспийского проекта[ | ]

В освоении месторождения Кашаган будут использоваться искусственные производственные острова: небольшие «буровые» острова без персонала и большие «острова с технологическими комплексами» с обслуживающим персоналом (остров Д).

Добытые углеводороды будут перекачиваться по трубопроводам с буровых островов на производственный остров Д. На острове Д будут находиться технологические установки для извлечения жидкой фазы (нефти и воды) из сырого газа и установки для закачки газа.

На Этапе I примерно половина всего объёма добытого газа будет закачиваться обратно в пласт. Извлечённые флюиды и сырой газ будут подаваться по морскому трубопроводу на , где планируется осуществлять подготовку нефти до товарного качества.

Экология[ | ]

24 сентября 2013 года недалеко от установки комплексной переработки нефти и газа (наземный комплекс завода "Болашак") вследствие разрыва газопровода произошла утечка сероводорода (попутно-пластовый газ). В результате аварии остаточный газ был направлен и сожжен на факельных установках наземного и морского комплексов месторождения Кашаган. В результате Департаментом экологии по Атырауской области компании NCOC направлено предписание о возмещении ущерба на 134,2 миллиарда тенге, нанесенного в результате загрязнения атмосферного воздуха выбросами загрязняющих веществ, возникшего вследствие сжигания кислого газа на факельных установках перерабатывающих комплексов. Согласно акту о результатах проверки, общий объем сверхнормативно сожженного кислого (сырого) газа составил 2 миллиона 795,149 тысячи кубометров. NCOC и Agip KCO оспаривали в судах законность предписания Атырауского областного департамента экологии о возмещении экологического ущерба, но суд оставил в силе решение о штрафе в 134 миллиарда тенге[7]. По факту было выплачено всего 222 млн тенге, а также несколько административных штрафов в результате разнообразных начислений на общую сумму свыше 10 млрд тенге. Затем в 13 декабря 2014 года было подписано соглашение между Министерством энергетики Республики Казахстан, NCOC и участниками СРПСК по которому были урегулированы ряд производственных, финансовых и экологических вопросов, возникавших на протяжении последних нескольких лет. По соглашению штрафы в общей сумме 10 млрд 287 млн тенге, уже выплаченные консорциумом за последствия сентябрьской аварии 2013 года, были зачтены казахстанской стороной как «полное возмещение экологического ущерба в связи с любыми случаями сжигания газа на факелах и связанных с этим выбросов в период с 11.12.2012 по 28.01.2014»[8]. Также, министерство энергетики РК обязалось консультироваться с NCOC по поводу возможных изменений в законодательстве, касающихся сжигания газа и выбросов – «учитывая особые экологические условия Каспийского моря и различия между регулятивными базами республики и других стран». В свою очередь консорциум согласился профинансировать всемирную выставку EXPO-2017 на 50 млн долларов[9].

Проблемы[ | ]

Лондонская Times высказывает мнение об ошибочности прогнозов, связанных с разработкой месторождения:

Кашаганское месторождение неожиданно превратилось в самую дорогостоящую «черную дыру» в истории нефтедобывающей отрасли.

— «Колоссальная ошибка», Би-Би-Си, 21.09.2015

Причинами неудачи газета называет сложные климатические условия разработки и падение мировых цен на нефть. За 15 лет Total, Eni, ExxonMobil и China National Petroleum Corp. вложили в месторождение суммарно около 50 млрд долларов США. Если при ценах выше 100 долларов за баррель проект был рентабельным, то падение цен в 2014 году кардинально поменяло ситуацию. По мнению издания, в новых условиях Кашаган потерял инвестиционную привлекательность[2][10].

Примечания[ | ]

  1. ↑ Johnston Daniel. Chapter 12. Kashagan and Tengiz — Castor and Pollux // International exploration economics, risk, and contract analysis. — Tulsa, Oklahoma: PennWell Corporation, 2003. — P. 201—203. — 416 p. — ISBN 978-0-87814-887-5.
  2. ↑ 1 2 «Колоссальная ошибка», Би-Би-Си, 21.09.2015
  3. ↑ http://www.kmg.kz/index.cfm?tid=24
  4. ↑ Казахстан/KIOGE
  5. ↑ Кашаганская нефть. Вопросы, вопросы… Токтамыс Мендебаев, Oil&Gas Journal Russia, Сентябрь 2014
  6. ↑ ИТАР-ТАСС. Начало добычи нефти на Кашагане вновь переносится еще на год. ИТАР-ТАСС (30.07.2014).
  7. ↑ NCOC и Agip не удалось оспорить штраф за аварию на Кашагане. «Tengrinews.kz». Проверено 18 февраля 2014. Архивировано 2015-18-02.
  8. ↑ Многомиллиардный штраф за аварию на Кашагане "простили" в обмен на инвестиции в EXPO. «Nur.kz». Проверено 18 февраля 2014. Архивировано 2015-18-02.
  9. ↑ Казахстан фактически «списал» NCOC многомиллиардный экологический штраф. «Zakon.kz». Проверено 18 февраля 2014. Архивировано 2015-18-02.
  10. ↑ Иностранные инвесторы нашли Кашагану созвучное название Кэшолгон (от англ. Cash-All-Gone — все деньги пропали) («Колоссальная ошибка», Би-Би-Си, 21.09.2015)

Литература[ | ]

  • Глумов И. Ф., Маловицкий Я. П., Новиков А. А., Сенин Б. В. Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.

Ссылки[ | ]

encyclopaedia.bid

Кашаган Википедия

Кашага́н — крупное шельфовое нефтегазовое месторождение Казахстана, расположено в 80 км от города Атырау, в северной части Каспийского моря. Глубина шельфа составляет 3—7 м.

Месторождение открыто 30 июня 2000 года скважиной «Восток-1». Является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море[прояснить].

Разработку месторождения ведёт международное совместное предприятие North Caspian Operating Company (NCOC) в соответствии с соглашением о разделе продукции по Северному Каспию от 18 ноября 1997 года (подробнее об участниках проекта см. ниже). Промышленная добыча на месторождении началась 11 сентября 2013 года.

Разработка месторождения ведётся с помощью искусственных островов.

Разработка месторождения ведётся в сложных условиях: шельфовая зона, неблагоприятное сочетание мелководных условий и ледообразования (около 5 месяцев в году), экочувствительная зона, большие глубины залегания месторождения (до 4800 м), высокое пластовое давление (80 МПа), высокое содержание сероводорода (до 19 %)[1].

Нефтегазоносность связана с пермским, каменноугольными и девонским отложениями. Месторождение характеризуется как рифогенное, когда углеводороды находятся под солевым куполом (высота соляного купола 1,5—2 км). Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Месторождение было обнаружено в год празднования 150-летия известного мангыстауского поэта-жырау XIX века — Кашагана Куржиманулы. Как и многие тюркские имена в казахском языке, слово қашаған имеет перевод и означает черту характера — «норовистый, неуловимый».

По мнению экспертов, в условиях резкого снижения мировых цен на нефть в 2014-2015 гг., проект утратил инвестиционную привлекательность[2] (См. ниже).

История разработки месторождения[ | код]

Кашаган, как высокоамплитудное, рифогенное поднятие в подсолевом палеозойском комплексе Северного Каспия было обнаружено поисковыми сейсмическими работами советскими геофизиками в период 1988—1991 годы на морском продолжении Каратон-Тенгизской зоны поднятий.

Впоследствии оно было подтверждено исследованиями западных геофизических компаний, работавших по заказу правительства Казахстана. Первоначально выделенные в его составе 3 массива Кашаган, Кероглы и Нубар в период 1995—1999 годы получили названия Кашаган Восточный, Западный и Юго-Западный соответственно.

Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением до 850 атмосфер. Нефть высококачественная — 46° API, но с высоким газовым фактором, содержанием сероводорода и меркаптанoв.

О Кашагане было объявлено летом 2000 года по результатам бурения первой скважины Восток-1 (Восточный Кашаган-1). Её суточный дебит составил 600 м³ нефти и 200 тыс. м³ газа. Вторая скважина (Запад-1) была пробурена на Западном Кашагане в мае 2001 года в 40 км от первой. Она показала суточный дебит в 540 м³ нефти и 215 тыс. м³ газа.

Для освоения и оценки Кашагана построено 2 искусственных острова, пробурено 6 разведочно-оценочных скважин (Восток-1, Восток-2, Восток-3, Восток-4, Восток-5, Запад-1).

Запасы Кашагана[ | код]

Запасы нефти Кашагана колеблются в широких пределах от 1,5 до 10,5 млрд тонн. Из них на Восточный приходится от 1,1 до 8 млрд тонн, на Западный — до 2,5 млрд тонн и на Юго-Западный — 150 млн тонн.

Геологические запасы Кашагана оцениваются в 4,8 млрд тонн нефти по данным казахстанских геологов.[3]

По данным оператора проекта общие нефтяные запасы составляют 38 млрд баррелей или 6 млрд тонн, из них извлекаемые — около 10 млрд баррелей. В Кашагане есть крупные запасы природного газа, более 1 трлн м³.[4]

Участники Северо-Каспийского проекта[ | код]

Месторождение Кашаган входит в Северо-Каспийский проект и разрабатывает совместная операционная компания North Caspian Operating Company (NCOC) в форме соглашения о разделе продукции по Северному Каспию.

В неё входят: AgipCaspian Sea B.V. (16,807 %) (оператор проекта), KMG Kashagan B.V. (16,877 %), французская Total EP Kazakhstan (16,807%), американская ExxonMobil Kazakhstan Inc. (16,807 %), англо-голландская Shell Kazakhstan Development B.V. (16,807 %), китайская CNPC — 8,333 %, японская Inpex — 7,563 %.

Добыча нефти[ | код]

Казахстанское правительство и международный консорциум по разработке Северо-Каспийского проекта (включая месторождение Кашаган) согласовали перенос начала добычи нефти с 2011 года на сентябрь 2016 года.[обновить данные]

В 2008 году для освоения Кашагана между Республикой Казахстан и участниками Северо-Каспийского консорциума подписан договор, согласно которому North Caspian Operating Company стала оператором работ в рамках Соглашения о разделе продукции по Северному Каспию. Производственные операции были поделены между участниками следующим образом: Eni отвечает за реализацию Этапа I (опытно-промышленная разработка, включая бурение), строительство объектов наземного комплекса на Этапе II; Royal Dutch Shell отвечает за планирование, работы по освоению и строительство морских объектов Этапа II; ExxonMobil — за выполнение буровых работ на Этапе II; «Казмунайгаз» и Royal Dutch Shell будет управлять эксплуатацией производства на всех последующих этапах.

Промышленная добыча на месторождении Кашаган началась 11 сентября 2013 года.

Добыча нефти на Кашагане была приостановлена в конце 2013 года из-за возникшей утечки газа на одном из трубопроводов[5].

В рамках 1-го этапа разработки месторождения добычи нефти должна составить 25 млн тонн в год. Казахстан войдёт в топ-10 нефтедобытчиков в мире с суммарной добычей нефти более 100 млн тонн. В рамках 2-го этапа разработки добыча должна составить 50 млн тонн в год, пиковая добыча должна составить 75 млн тонн в год, Казахстан войдёт в топ-5 нефтедобытчиков в мире.

В целях повышения нефтеотдачи и уменьшения содержания h3S консорциум готовится задействовать несколько сухопутных и морских установок в Карабатане для закачки природного газа в продуктивный пласт, будет построен нефтепровод и газопровод с Карабатаном.

Добыча нефти в 2016 году на месторождении Кашаган составила 1,2 млн. тонн.

Добыча нефти в 2017 году на месторождении Кашаган составила 10,3 млн. тонн.

В 2018 году ожидают добычу нефти на месторождении Кашаган примерно 15-18 млн. тонн.

Производственные объекты для освоения Северо-Каспийского проекта[ | код]

В освоении месторождения Кашаган будут использоваться искусственные производственные острова: небольшие «буровые» острова без персонала и большие «острова с технологическими комплексами» с обслуживающим персоналом (остров Д).

Добытые углеводороды будут перекачиваться по трубопроводам с буровых островов на производственный остров Д. На острове Д будут находиться технологические установки для извлечения жидкой фазы (нефти и воды) из сырого газа и установки для закачки газа.

На Этапе I примерно половина всего объёма добытого газа будет закачиваться обратно в пласт. Извлечённые флюиды и сырой газ будут подаваться по морскому трубопроводу на Карабатан, где планируется осуществлять подготовку нефти до товарного качества.

Экология[ | код]

24 сентября 2013 года недалеко от установки комплексной переработки нефти и газа (наземный комплекс завода "Болашак") вследствие разрыва газопровода произошла утечка сероводорода (попутно-пластовый газ). В результате аварии остаточный газ был направлен и сожжен на факельных установках наземного и морского комплексов месторождения Кашаган. В результате Департаментом экологии по Атырауской области компании NCOC направлено предписание о возмещении ущерба на 134,2 миллиарда тенге, нанесенного в результате загрязнения атмосферного воздуха выбросами загрязняющих веществ, возникшего вследствие сжигания кислого газа на факельных установках перерабатывающих комплексов. Согласно акту о результатах проверки, общий объем сверхнормативно сожженного кислого (сырого) газа составил 2 миллиона 795,149 тысячи кубометров. NCOC и Agip KCO оспаривали в судах законность предписания Атырауского областного департамента экологии о возмещении экологического ущерба, но суд оставил в силе решение о штрафе в 134 миллиарда тенге[6]. По факту было выплачено всего 222 млн тенге, а также несколько административных штрафов в результате разнообразных начислений на общую сумму свыше 10 млрд тенге. Затем в 13 декабря 2014 года было подписано соглашение между Министерством энергетики Республики Казахстан, NCOC и участниками СРПСК по которому были урегулированы ряд производственных, финансовых и экологических вопросов, возникавших на протяжении последних нескольких лет. По соглашению штрафы в общей сумме 10 млрд 287 млн тенге, уже выплаченные консорциумом за последствия сентябрьской аварии 2013 года, были зачтены казахстанской стороной как «полное возмещение экологического ущерба в связи с любыми случаями сжигания газа на факелах и связанных с этим выбросов в период с 11.12.2012 по 28.01.2014»[7]. Также, министерство энергетики РК обязалось консультироваться с NCOC по поводу возможных изменений в законодательстве, касающихся сжигания газа и выбросов – «учитывая особые экологические условия Каспийского моря и различия между регулятивными базами республики и других стран». В свою очередь консорциум согласился профинансировать всемирную выставку EXPO-2017 на 50 млн долларов[8].

Проблемы[ | код]

Лондонская Times высказывает мнение об ошибочности прогнозов, связанных с разработкой месторождения:

Кашаганское месторождение неожиданно превратилось в самую дорогостоящую «черную дыру» в истории нефтедобывающей отрасли.

— «Колоссальная ошибка», Би-Би-Си, 21.09.2015

Причинами неудачи газета называет сложные климатические условия разработки и падение мировых цен на нефть. За 15 лет Total, Eni, ExxonMobil и China National Petroleum Corp. вложили в месторождение суммарно около 50 млрд долларов США. Если при ценах выше 100 долларов за баррель проект был рентабельным, то падение цен в 2014 году кардинально поменяло ситуацию. По мнению издания, в новых условиях Кашаган потерял инвестиционную привлекательность[2][9].

Примечания[ | код]

  1. ↑ Johnston Daniel. Chapter 12. Kashagan and Tengiz — Castor and Pollux // International exploration economics, risk, and contract analysis. — Tulsa, Oklahoma: PennWell Corporation, 2003. — P. 201—203. — 416 p. — ISBN 978-0-87814-887-5.
  2. ↑ 1 2 «Колоссальная ошибка», Би-Би-Си, 21.09.2015
  3. ↑ http://www.kmg.kz/index.cfm?tid=24
  4. ↑ Казахстан/KIOGE
  5. ↑ Кашаганская нефть. Вопросы, вопросы… Токтамыс Мендебаев, Oil&Gas Journal Russia, Сентябрь 2014
  6. ↑ NCOC и Agip не удалось оспорить штраф за аварию на Кашагане. «Tengrinews.kz». Проверено 18 февраля 2014. Архивировано 18 февраля 2015 года.
  7. ↑ Многомиллиардный штраф за аварию на Кашагане "простили" в обмен на инвестиции в EXPO. «Nur.kz». Проверено 18 февраля 2014. Архивировано 18 февраля 2015 года.
  8. ↑ Казахстан фактически «списал» NCOC многомиллиардный экологический штраф. «Zakon.kz». Проверено 18 февраля 2014. Архивировано 18 февраля 2015 года.
  9. ↑ Иностранные инвесторы нашли Кашагану созвучное название Кэшолгон (от англ. Cash-All-Gone — все деньги пропали) («Колоссальная ошибка», Би-Би-Си, 21.09.2015)

Литература[ | код]

  • Глумов И. Ф., Маловицкий Я. П., Новиков А. А., Сенин Б. В. Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.

Ссылки[ | код]

ru-wiki.ru

Названное в честь казахского поэта 19 века, родившегося в Мангистауской области, месторождение Кашаган является одним из крупнейших мировых открытий за последние 40 лет.

     
На территории подрядного участка СРПСК находятся месторождения Кашаган, Каламкас, Юго-восточный Кашаган, Актоты и Кайран. Из-за размеров месторождения и технических сложностей проекта освоение Кашагана будет осуществляться поэтапно. На Этапе I, известном как Программа опытно-промышленной разработки или ОПР, в данное время проводятся строительные работы.
ТЕХНИЧЕСКИЕ СЛОЖНОСТИ
ЭКСПОРТНАЯ СТРАТЕГИЯ
 
Проект освоения месторождения Кашаган является одним из самых сложных реализованных когда-либо в истории проектов. Транспортировка Кашаганской нефти на рынки сбыта потребует сочетания различных методов экспортирования, некоторые из которых сейчас имеются, другие, возможно, предстоит разработать.
БЕЗОПАСНОСТЬ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
УТИЛИЗАЦИЯ СЕРЫ
 
НКОК придает огромную важность обеспечению безопасности и защите окружающей среды. Консорциум ставит своей целью осуществление проекта мирового уровня, разработанного и эксплуатируемого с соблюдением высочайших экологических требований и стандартов по безопасности. Кашаган является месторождением с высоким пластовым давлением и высоким содержанием высокосернистого газа.

©  North Caspian Operating Company

www.ncoc.kz

Кашаган - это... Что такое Кашаган?

Кашага́н — супергигантское нефтегазовое месторождение Казахстана, расположенное на севере Каспийского моря. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Разработку месторождения ведет международная совместная операционная компания North Caspian Operating Company (NCOC) в форме соглашения о разделе продукции по Северному Каспию.

Месторождение Кашаган открыта 30 июня 2000 года скважиной «Восток-1». Является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море. Западная часть Кашаган (западный Кашаган) открыт в 2001 году, Юго-Западный Кашаган — в 2003 году.

Начало промышленной добычи неоднократно переносилось, в настоящий момент она объявлена на конец 2012 года, к дню независимости Казахстана.

Разработка месторождения ведется в сложных геологических условиях: шельфовая зона, большие глубины залегания (до 4800 м), высокое пластовое давление (80 МПа), высокое содержание сероводорода (до 19 %).

Название

Месторождение было обнаружено в год празднования 150-летия известного мангыстауского поэта-жырау XIX века — Кашагана Куржиманулы. Слово қашаған имеет перевод и означает черту характера — «норовистый, неуловимый» (чаще всего о животном).

История

Кашаган, как высокоамплитудное, рифогенное поднятие в подсолевом палеозойском комплексе Северного Каспия было обнаружено поисковыми сейсмическими работами советскими геофизиками в период 1988—1991 гг. на морском продолжении Каратон-Тенгизской зоны поднятий.

Впоследствии оно было подтверждено исследованиями западных геофизических компаний, работавших по заказу правительства Казахстан. Первоначально выделенные в его составе массивы Кашаган, Кероглы и Нубар в период 1995—1999 гг. получили названия Кашаган Восточный, Западный и Юго-Западный соответственно.

Характеристика

Месторождение Кашаган

Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением до 850 атмосфер. Нефть высококачественная —46° API, но с высоким газовым фактором, содержанием сероводорода и меркаптанoв.

О Кашагане было объявлено летом 2000 года по результатам бурения первой скважины Восток-1 (Восточный Кашаган-1). Её суточный дебит составил 600 м³ нефти и 200 тыс. м³ газа. Вторая скважина (Запад-1) была пробурена на Западном Кашагане в мае 2001 года в 40 км от первой. Она показала суточный дебит в 540 м3 нефти и 215 тыс. м³ газа.

Для освоения и оценки Кашагана построено 2 искусственных острова, пробурено 6 разведочных, 6 оценочных скважин (Восток-1, Восток-2, Восток-3, Восток-4, Восток-5, Запад-1).

Восточный Кашаган

Размеры Восточного Кашагана по замкнутой изогипсе — 5000 м составляют 40 (10/25) км, площадь — 930 км², амплитуда поднятия — 1300 м. Прогнозируемый ВНК проводится на абсолютной отметке 4800 м, высота массивного трещинного резервуара достигает 1100 м, площадь нефтеносности — 650 км², средняя нефтенасыщенная толщина — 550 м.

Западный Кашаган

Кашаган Западный граничит с Восточным Кашаганом по субмеридиональному структурному уступу, который возможно, связан с тектоническим нарушением. Размеры рифогенного поднятия по замкнутой стратоизогипсе — 5000 м составляют 40 × 10 км, площадь — 490 км², амплитуда — 900 м. ВНК принимается общим для обоих поднятий и проведен на абсолютной отметке 4800 м, высота ловушки — 700 м, площадь нефтености — 340 км², средняя нефтенасыщенная толщина — 350 м.

Юго-Западный Кашаган

Юго-Западный Кашаган расположен несколько в стороне (к югу) от основного массива. Поднятие по замкнутой стратоизогипсе — 5400 м имеет размеры 97 км, площадь — 47 км², амплитуда — 500 м. ВНК прогнозируется на абсолютной отметке 5300 м, площадь нефтеносности — 33 км², средняя нефтенасыщенная толщина — 200 м.

Запасы Кашагана

Запасы нефти Кашагана колеблются в широких пределах 1,5—10,5 млрд тонн. Из них на Восточный приходится от 1,1 до 8 млрд тонн, на Западный — до 2,5 млрд тонн и на Юго-Западный — 150 млн тонн.

Геологические запасы Кашагана оцениваются в 4,8 млрд тонн нефти по данным казахстанских геологов.[1]

По данным оператора проекта общие нефтяные запасы составляют 38 млрд баррелей или 6 млрд тонн, из них извлекаемые — около 10 млрд баррелей. В Кашагане есть крупные запасы природного газа, более 1 трлн куб. метров.[2]

Участники проекта Кашаган

Разработку месторождения ведет совместная операционная компания North Caspian Operating Company (NCOC) в форме соглашения о разделе продукции по Северному Каспию, туда входит: KMG Kashagan B.V.(дочернее предприятие Казмунайгаза), Eni, Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell имеют по 16,81 % доли участия, ConocoPhillips — 8,4 %, Inpex — 7,56 %.

Добыча нефти

Казахстанское правительство и международный консорциум по разработке Северо-Каспийского проекта (включая месторождение Кашаган) согласовали перенос начала добычи нефти с 2011 г. на конец 2012 г., к дню независимости Казахстана.

По 1-му этапу разработки месторождении Кашаган добычи нефти должно составить 25 млн тонн в год. Казахстан войдет в Тор-10 нефтедобытчиков в мире и добыча нефти превысит более 100 млн тонн.

По 2-му этапу разработки должно составить 50 млн тонн в год, пиковая добыча должно составить 75 млн тонн в год, Казахстан войдет в Тор-5 нефтедобытчиков в мире.

В целях повышения нефтеотдачи и уменьшения содержания h3S консорциум готовится задействовать несколько сухопутных и морских установок в Карабатане для закачки природного газа в продуктивный пласт, будет построен нефтепровод и газопровод с Карабатаном.

Транспортировка нефти

Транспортировка частично стабилизированной кашаганской нефти будет осуществляться с морским нефтепроводом Кашаган-Ескине. После получения товарной нефти , Ескене (завод Болашак) кашаганская нефть будет транспортироваться в разных направлениях:

Транспортировка кашаганского газа будет осуществляться морским газопроводом Кашаган-Карабатан. Дальше из Карабатана кашаганский газ будет транспортироваться в разных направлениях:

Литература

  • Глумов И.Ф., Маловицкий Я.П., Новиков А.А., Сенин Б.В Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.

Примечания

Ссылки

dic.academic.ru

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.

«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.

Кашаган был выявлен как рифогенное поднятие в подсолевом палеозойском комплексе в пределах морской части Каратон-Тенгизской зоны поднятий с глубинами от трех до семи метров. Сейсморазведка, проведенная советскими геофизиками в 1988-1991 гг., выявила три структуры, называемые сегодня Кашаган Восточный, Западный и Юго-Западный. Наиболее крупный по запасам массив коллекторов – Восточный. Продуктивные горизонты месторождения на глубине до 4,8 км под соляным куполом высотой 1,5-2 км. Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением – до 850 атм. Кашаганская нефть легкая – 46° API, однако с высоким содержанием сероводорода и меркаптанов – до 19%. Затрудняют разработку не только большие глубины и необходимость проходки через соляной слой, но и неудобные климатические и географические условия. Продолжительность ледостава достигает 5 месяцев, что затрудняет доставку грузов по мелководью, а насыщенный биоценоз создает повышенные экологические риски.

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

Центры добычи

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

oilcapital.ru

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.

«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.

Кашаган был выявлен как рифогенное поднятие в подсолевом палеозойском комплексе в пределах морской части Каратон-Тенгизской зоны поднятий с глубинами от трех до семи метров. Сейсморазведка, проведенная советскими геофизиками в 1988-1991 гг., выявила три структуры, называемые сегодня Кашаган Восточный, Западный и Юго-Западный. Наиболее крупный по запасам массив коллекторов – Восточный. Продуктивные горизонты месторождения на глубине до 4,8 км под соляным куполом высотой 1,5-2 км. Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением – до 850 атм. Кашаганская нефть легкая – 46° API, однако с высоким содержанием сероводорода и меркаптанов – до 19%. Затрудняют разработку не только большие глубины и необходимость проходки через соляной слой, но и неудобные климатические и географические условия. Продолжительность ледостава достигает 5 месяцев, что затрудняет доставку грузов по мелководью, а насыщенный биоценоз создает повышенные экологические риски.

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

Центры добычи

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

oilcapital.ru


Смотрите также