Карачаганакское месторождение: газ в плюсе
Карачаганакское месторождение, открытое в 1979 году, является одним из крупнейших газоконденсатных месторождений в мире. Оно расположено на северо-западе Казахстана и занимает территорию более 280 квадратных километров. Его расчетные начальные балансовые запасы углеводородов составляют 9 миллиардов баррелей конденсата и 48 триллионов кубических футов газа, а общие оценочные запасы превышают 2.4 миллиарда баррелей конденсата и 16 триллионов кубических футов газа.
С тех пор, как в 1997 году партнеры по совместному предприятию и полномочный орган, представляющий правительство Республики Казахстан, учредили компанию в целях освоения Карачаганакского месторождения и было подписано Окончательное соглашение о разделе продукции (ОСРП), определившее условия совместного развития Карачаганака до 2038 года, в его освоение было инвестировано почти $14 миллиардов. Сегодня участниками Karachaganak Petroleum Operating B.V. (KPO) – оператора разработки Карачаганака – являются пять крупнейших компаний BG Group (29,25%), Eni (29,25%), Chevron (18%), ЛУКОЙЛ (13,5%) и «КазМунайГаз» (10%).
В ходе освоения Карачаганака, являющегося одним из самых сложных с технической точки зрения месторождений в мире, применяется самая передовая технология добычи углеводородов. Сегодня на Карачаганаке достигнут рекордный уровень добычи: показатели добычи составляют примерно 45% всей добычи газа в Казахстане и около 16% общего производства жидких углеводородов. Добыча здесь может возрасти, если правительство и партнеры по проекту одобрят концепцию его дальнейшей разработки, которая уже на протяжении нескольких лет ожидает своего часа.
Основные вехи развития Карачаганака
1979 — Открытие Карачаганакского месторождения.
1984 — Завершена первая установка по переработке газа (сегодня УКПГ- 3). Начата добыча газа.
1992 — Начало переговоров по Соглашению о разделе продукции между компаниями «Би Джи Груп», «Эни» и Правительством Республики Казахстан.
1995 — Подписание Соглашения о принципах раздела продукции.
1997 — Присоединение компаний «Шеврон» и «ЛУКОЙЛ» к международному совместному предприятию; подписание в ноябре Окончательного соглашения (ОСРП) сроком на 40 лет.
1998 — Вступление ОСРП в силу.
1999 — Начало строительных работ.
2000 — Заключен контракт на основные виды работ и высшее руководство переезжает в Аксай.
2001 — Завершение строительства 28-километровой железнодорожной ветки от г. Аксая до Карачаганакского месторождения; запуск новой электростанции на Карачаганакском перерабатывающем комплексе (КПК) Президентом Республики Казахстан Нурсултаном Назарбаевым.
2002 — Завершение строительства 635-километрового экспортного трубопровода, соединяющего месторождение с нефтепроводом Каспийского трубопроводного консорциума (КТК).
2003 — Официальное открытие производственных объектов Второго этапа Президентом Республики Казахстан Нурсултаном Назарбаевым.
2004 — Отправка первой партии сырой нефти на Новороссийский нефтеналивной терминал по системе КТК.
2005 — Ввод в эксплуатацию четвертого газотурбинного генератора на КПК.
2006 — На терминале КТК отгружен 100-миллионный баррель сырой нефти; отправка первой партии нефти по трубопроводу Атырау – Самара.
2007 — Подписание Соглашения о продаже газа сроком на 15 лет между КПО и «КазРосГаз».
2009 — Достижение производственного рекорда в 139.5 миллионов б.н.э.
2011 — Запуск 4-й технологической линии стабилизации конденсата на КПК.
2012 – АО НК «КазМунайГаз» официально входит в состав Карачаганакского совместного предприятия с 10-процентной долей.
Технологические объекты
Карачаганакский перерабатывающий комплекс (КПК) перерабатывает нефтяной конденсат, поступающий из 44 добывающих скважин и с УКПГ-2. Нефть и газ разделяются с помощью первичных сепараторов. Подача нефти осуществляется через четыре стабилизирующие линии и закачивается в экспортный трубопровод Атырау для продажи на международных рынках.
УКПГ-3, функционирующий с 1984 года, разделяет и частично стабилизирует конденсат газа и нефти из 28 скважин перед отправкой на экспорт по трубопроводу на Оренбургскоий газоперерабатывающий завод (ОГПЗ) в России. Нестабилизированный конденсат поставляется также на соседний частный перерабатывающий объект для технологической обработки.
УКПГ-2 является уникальным многофункциональным объектом с передовыми технологиями, введенным в эксплуатацию в 2003 году. Она является частью единой системы взаимосвязанных и взаимозависимых технологических установок, поддерживающих процесс добычи на Карачаганакском месторождении. Подача продукта на УКПГ-2 осуществляется из 21 добывающей скважины. УКПГ-2 связана с несколькими добывающими скважинами, от которых продукция поступает в нефтеконденсатоуловители, где скважинный флюид разделяется на три фазы. Газовая фаза поступает на линии осушки, в которых газ осушается перед компрессией. Система компрессии УКПГ-2 состоит из трех компрессоров обратной закачки общей производительностью 22 миллиона кубических метров сырого газа в день с давлением 70 бар на входе системы и с давлением нагнетания 550 бар на выходе, под которым газ возвращается обратно в пласт через систему нагнетательных скважин.
Доказано, что эта система закачки газа является успешной, так как она обеспечивает поддержание парциального давления, улучшает восстановление жидких углеводородов, а также устраняет необходимость извлечения серы, что обеспечивает важные преимущества для защиты окружающей среды.
Четвертая технологическая линия стабилизации и очистки жидких углеводородов включает дополнительную линию стабилизации и очистки конденсата, расширение нынешних входных сооружений КПК, около 13 скважин, дополнительный компрессор откачки сырого газа, дополнительный набор бустерных насосов конденсата и насосов откачки конденсата и два внутрипромысловых трубопровода с соответствующими врезками на УКПГ-3 и сателлит добычи ранней нефти.
Стадия переработки газа включает разделение на два потока. Один направлен на установку для очистки, обеспечивая подачу топливного газа на электростанцию месторождения и поставку очищенного газа на местный рынок. Второй поток направлен на УКПГ-2 для повторной закачки и/или УКПГ-3 для последующего экспорта в Оренбург.
Экоцентр является очистным объектом мирового класса, который включает шесть установок, предназначенных для очистки производственных отходов после бурения и добычи нефти и газа:
Термомеханическую установку очистки шлама, которая способствует безопасной и эффективной очистке бурового шлама на нефтяной основе;
Установку для бурового раствора – перерабатывающая установка для смешивания и очистки бурового раствора на нефтяной основе;
Вращающуюся мусоросжигательную печь, используемую для переработки загрязненной нефтепродуктами почвы и материалов, за исключением бурового шлама;
Введенный в эксплуатацию в 2011 году полигон для захоронения отходов с общим количеством полигонных ячеек — 12, обеспечивающий безопасное устранение твердых отходов;
Установку очистки жидких отходов, которая позволяет производить очистку углеводородной загрязненной воды, переработку соляного раствора, используемого для работ по капитальному ремонту скважин, и восстановление бурового раствора на водной основе, используемого при проходке верхнего интервала скважин;
Новую печь общего назначения, введенную в эксплуатацию в 2012 году.
Производство углеводородов
KPO использует при разработке Карачаганака самые передовые, а в некоторых случаях, и новаторские технологии. Так, например, именно на этом месторождении впервые была разработана и применена инновационная схема обратной закачки в пласт сырого газа под высоким давлением. Эта схема доказала свою высокую эффективность в плане увеличения объемов добычи углеводородов и принесла немалую экономическую выгоду Казахстану. Помимо этого, компания пробурила самые глубокие и технологически очень сложные скважины в Казахстане, включая самые глубокие многоствольные скважины.
В 2012 году KPO добыл на Карачаганаке 139,5 миллионов баррелей нефтяного эквивалента.
Уже в первом полугодии 2013 года на Карачаганаке было добыто 66,934 миллионов баррелей в нефтяном эквиваленте стабилизированных и нестабилизированных жидких углеводородов, газа и топливного газа. В январе-июне текущего года объем обратной закачки газа для поддержания пластового давления составил 3 948 миллионов кубометров, что примерно соответствует 47% от общего объема добытого газа. Показатель утилизации газа на Карачаганаке по итогам первого полугодия составил 99,86%, что является достижением мирового уровня.
В течение прошедшего периода объем факельного сжигания газа составил 0,14% от общего объема добытого газа, или 0,82 тонн на 1 тысячу тонн добытого сырья. Это является показателем мирового класса, учитывая, что аналогичный среднемировой показатель превышает 15 тонн на тысячу тонн добытого сырья.
На сегодняшний день на Карачаганакском месторождении насчитывается 377 скважин различной категории, из которых 88 являются действующими эксплуатационными скважинами, а 16 используются для обратной закачки газа в пласт. Остальные скважины используются либо как наблюдательные, либо являются ликвидированными добывающими или разведочно-эксплуатационными.
В настоящее время в KPO работают две буровые установки и одна установка для капитального ремонта скважин. В случае необходимости специальная небольшая буровая установка используется для оказания технической поддержки при выполнении различных мероприятий по разработке месторождения в период продолжающегося Этапа IIM.
Высокое содержание сероводорода в добываемом углеводородном сырье и высокое давление закачиваемого газа требуют решения многих вопросов, связанных с безопасной эксплуатацией Карачаганакского месторождения.
Рост потребления углеводородного сырья, эффективное использование водных ресурсов, снижение выбросов загрязняющих веществ и образования опасных отходов, предотвращение разливов и утечек являются ключевыми пунктами Карачаганакской программы мер по охране окружающей среды. За последние шесть лет удалость достичь значительного сокращения объемов сжигаемого на факелах газа, о чем свидетельствуют следующие цифры: от приблизительно 69 миллионов кубических метров (мі) газа, сожженного в 2006 году, до 14,2 миллионов мі — в 2011 году.
Инновации
Отдел добычи и технического обслуживания KPO постоянно проводит оценку результатов использования новых технологий с целью улучшения безопасных условий труда, уменьшения вредного воздействия на окружающую среду и максимального повышения уровня добычи. По данным компании, за последние три года совместно с ведущими поставщиками услуг был реализован ряд инициатив, направленных на усовершенствование методов управления технологическими объектами и трубопроводами компании.
Одним из успешных достижений в области обеспечения целостности и безопасности трубопроводов можно назвать внедрение уникальной системы защиты трубопроводов от незаконных врезок. Данная система была установлена на трубопроводах системы Карачаганак-Атырау (KATS). Эта технология подразумевает использование волоконно-оптического кабеля связи для обнаружения колебаний грунта в непосредственной близости от трубопровода. После испытаний в 2008 году уже в следующем году данная система была усовершенствована с целью обеспечения большей безопасности трубопровода и снижения производственных затрат в 2010 году и в последующих периодах.
Вынужденный «простой» технологических установок из-за проведения планово-предупредительных ремонтов и обязательных проверок оборудования может повлиять на производительность, поэтому очень важно минимизировать объем подобных работ и проверок технологических емкостей и трубопроводов. С этой целью в KPO были разработаны и внедрены две отдельные базы данных по коррозии и проводимым инспекциям оборудования. В программное обеспечение включены алгоритмы рисков, и оно помогает оценивать скорость развития коррозии, отслеживать аномалии и определять периодичность проверок с учетом фактора риска. Кроме этого, внедрение передовых методик неразрушающего контроля, таких как ультразвуковая дефектоскопия дальнего радиуса действия с использованием технологии «направленной волны», поможет сократить количество земляных работ на трубопроводах и избежать снятия изоляции с технологических трубопроводов.
Также KPO тесно сотрудничает с компанией General Electric по модернизации трех компрессоров обратной закачки газа для обеспечения требуемой производительности в летние месяцы. Усовершенствование системы охлаждения конденсатора в верхней части ректификационной колонны позволило значительно улучшить работоспособность холодильных установок. В результате, к примеру, снижение производительности в летние месяцы 2009 года не было столь существенным, как в предыдущие годы.
С целью предотвращения потери фрикционного давления, которое происходит по всей трубе при прохождении по ней потока жидкости, и, соответственно, снижения расхода насоса и мощности потока применяются антифрикционные присадки (АФП). Они обычно являются высокомолекулярными длинноцепными полимерами, растворяются в сырой нефти и снижают энергетические потери, вызванные турбулентным потоком, что приводит к меньшему снижению давления. При меньших потерях давления тот же самый объем сырой нефти может быть перекачен при более низком давлении, или больший объем можно перекачать при том же самом давлении. АФП успешно применяется на трубопроводах «Карачаганак-Атырау» с 2005 года и трубопроводах «Карачаганак-Оренбург» с 2007 года. Эта антифрикционная присадка была специально разработана для использования в условиях особо холодного климата и до сих пор может закачиваться в систему казахстанской зимой, когда температура может снизиться до минус 40 градусов. При низкой скорости нагнетания газа в скважину использование этой присадки ведет к повышению производительности обеих систем, обеспечивая более высокий расход закачиваемой жидкости. Точно такая же антифрикционная присадка используется в трубопроводе КТК, идущем до Новороссийска. Она не влияет ни на качество сырой нефти, ни на процессы ее переработки на нефтезаводах.
Компания KPO пробурила в Казахстане несколько технически очень сложных скважин, включая скважины с двумя и тремя стволами. Самая глубокая многоствольная скважина имеет основной ствол и два боковых ствола, длина которых составляет 521, 591 и 471 метров соответственно. По причине неоднородности Карачаганакского коллектора бурение многоствольных скважин на Карачаганаке позволяет расширить площадь контакта с коллектором из одной скважины при относительно низких дополнительных затратах. За счет этого увеличивается производительность скважин. Освоение скважины выполняется по схеме как избирательного, так и неизбирательного заканчивания скважин. Схема избирательного заканчивания позволяет проводить эксплуатационные испытания каждого ствола многоствольной скважины по отдельности.
Испытание новых скважин является распространенной практикой с целью оценки их дебита перед подключением к наземным технологическим установкам. Это преследует несколько целей, а именно: измерение основных параметров, необходимых для моделирования первоначального поведения скважины, оценку эффективности бурения и сравнительный анализ фактической и прогнозируемой производительности. Испытания предполагают проверку дебита скважины в нескольких стабильных режимах с измерением параметров с помощью передвижного контрольного сепаратора, подключенного к скважине. В сепараторе отходящий поток из скважины испытывает большой перепад давления, что позволяет разделить его на отдельные фазы (на нефть и газ в случае Карачаганакского месторождения) для измерения расхода по каждой фазе. По предыдущей практике продукты, полученные в процессе сепарации, сжигались с помощью специальных высокоэффективных горелок, позволявших минимизировать выпадение жидких углеводородов вокруг скважины.
Принимая во внимание необходимость обеспечения экологической безопасности при разработке месторождения, компании-операторы совместно с ведущими сервисными компаниями разработали методики, позволяющие сократить количество отжигов при испытании скважин или совсем исключить их.
В рамках предпринимаемых KPO усилий по минимизации воздействий на окружающую среду в марте 2008 года на Карачаганакском месторождении был запущен в работу сепаратор Mega Flow, разработанный компанией Expro. Это уникальное оборудование позволяет проводить разделение фаз под высоким давлением, что дает возможность проводить замер дебитов по нефти и газу, заново смешивать эти потоки и направлять в эксплуатационный трубопровод. Такой метод позволяет не только отказаться от проведения отжигов, но и снизить затраты на использование такого оборудования благодаря сокращению потерь углеводородов.
С недавнего времени, после проведения многочисленных модификаций систем измерения сепараторов наземных технологических установок, такие испытания проводятся непосредственно на самих перерабатывающих установках после подключения выкидных линий к технологическому оборудованию.
Инновационная система обратной закачки газа под высоким давлением была впервые применена на УКПГ-2 Карачаганакского месторождения. Система предназначена для переработки и обратной закачки сырого газа (с содержанием сероводорода 4 процента) под давлением до 550 бар и подачи добытой нефти на Карачаганакский перерабатывающий комплекс. Нефть, газ и вода под давлением поступают из коллектора на поверхность для последующей переработки и продажи. Газовый фактор в коллекторе играет роль движущей силы, позволяющей извлекать жидкие углеводороды. Когда газ достигает поверхности и отделяется от жидкой фазы, его давление снижается. Для того, чтобы вернуть этот газ обратно в коллектор, необходимо поднять его давление до уровня, превышающего давление в коллекторе. Фактически, обратная закачка газа представляет собой серию технологических процессов, конечной целью которых является повышение давления газа и возврат его в коллектор. Использование технологии обратной закачки газа на Карачаганакском месторождении несет значительные выгоды. Во-первых, принимая во внимание обязательства KPO по охране окружающей среды, обратная закачка газа позволяет нам возвращать газ в коллектор в качестве альтернативы сжиганию или переработке этого газа по месту добычи. Это также помогает рационально управлять коллектором, поддерживать в нем необходимое давление и, тем самым, эффективно продлевать эксплуатационный срок службы месторождения. Обратная закачка газа в пласт позволяет осуществлять оптимальное извлечение углеводородов в течение всего срока эксплуатации месторождения, что свидетельствует о способности нашего предприятия добывать больше углеводородов и продавать их на мировом рынке по наиболее выгодной цене.
Проект Digital Oilfield (разработка нефтяных месторождений с использованием цифровых технологий), с инициативой создания которого выступила компания KPO, поможет создать единую комплексную платформу, на которой различные подразделения компании смогут виртуально взаимодействовать в вопросах, связанных с эксплуатацией Карачаганака. Персонал, вовлеченный в повседневную производственную деятельность, будет иметь доступ к оперативным данным в режиме реального времени, что позволит более эффективно и продуктивно эксплуатировать это месторождение.
Центр обеспечения буровых работ, открытый в апреле 2009 года, является ключевой составляющей проекта Digital Oilfield. Данный объект является автономным центром управления с рабочей средой для совместной работы инженеров технологического процесса и других заинтересованных сторон, участвующих в эксплуатации объектов месторождения. Усовершенствованная версия программного обеспечения, используемого в Центре, поможет осуществить оптимизацию буровых работ и контролировать рабочий процесс в режиме реального времени. Оперативные данные от каждого бурового станка передаются в Центр, обеспечивая интерактивную связь и эффективное управление производственным процессом.
Поставки продукции на мировые рынки
Первоначально вся продукция Карачаганака продавалась в Россию, но с июня 2004 года большая часть жидких углеводородов экспортируется на западные рынки, что составляет в настоящее время примерно 80% сырой нефти. Остальные объемы в виде нестабильного конденсата, а также сырой газ, продолжают поставляться в Россию, но часть нестабильного конденсата и весь сухой газ реализуются на внутреннем рынке.
Нефть в основном экспортируется по трубопроводу КТК, ведущему к порту «Южная Озереевка» на Черном море. Еще один маршрут для сбыта нефти – через трубопровод «Атырау-Самара», соединяющийся с транспортной системой российской компании «Транснефть», что обеспечивает доступ к порту Приморска и ряду европейских направлений.
Транспортная система «Карачаганак–Атырау» (ТСКА) является главным маршрутом транспортировки стабилизированных жидких углеводородов, добытых на Карачаганакском месторождении, и эксплуатируется с 2003 года. Трубопровод диаметром 24 дюйма соединяет КПК и терминал в Атырау на Каспийском море. Кроме этого, имеются две насосные станции – одна находится на КПК, а другая — в Большом Чагане, приемное оборудование и емкости для хранения продукции в Атырау. Эксплуатацией и обслуживанием этих объектов занимается непосредственно KPO. В Атырау трубопровод соединяется с системой Каспийского трубопроводного консорциума, по которой нефть транспортируется до Новороссийска, где грузится в танкеры и идет на экспорт.
Как известно, участниками КТК являются несколько международных энергетических компаний, а также правительства России и Казахстана. Трубопровод, который эксплуатируется с 2001 года, протянулся от Тенгизского месторождения в Казахстане до Новороссийска на Черном море. Длина трубопровода составляет 1510 километров, а диаметр на разных участках равен 40 и 42 дюймам. Также имеется пять насосных станций, морской терминал и резервуарный парк. КТК обеспечивает жизненно важное связующее звено в системе транспортировки карачаганакских жидких углеводородов на мировые рынки.
Транспортная система «Карачаганак-Оренбург» (ТСКО) включает в себя пять трубопроводов протяженностью 140 километров для транспортировки углеводородов на Оренбургский газоперерабатывающий завод (OГПЗ) в Российской Федерации. Эти трубопроводы существовали до начала второго этапа развития Карачаганака. Два трубопровода диаметром 28 дюймов транспортируют сырой газ на ОГПЗ для дальнейшей переработки. Кроме этого, имеется три 14-дюймовых трубопровода, один из которых служит для экспорта жидких углеводородов, а два других являются трубопроводами двойного назначения и используются для транспортировки как сырого газа, так и нестабильного конденсата.
Трубопровод Атырау–Самара: в Большом Чагане трубопровод ТСКА соединяется также с трубопроводом компании «КазТрансОйл» (КТО), который идет до города Самара в Российской Федерации, обеспечивая дальнейший экспорт карачаганакскому углеводородному сырью по трубопроводным системам компании «Транснефть».
Инвестиционная деятельность
На сегодняшний день партнерами по Карачаганакскому проекту было инвестировано в разработку месторождения около $17 млрд, при этом сумма прямых выплат в бюджет РК составила около $9,4 млрд. В дополнение к этому, общая сумма заработной платы, выплаченной казахстанским сотрудникам KPO, составила примерно $0,81 млрд.
Программа развития отечественных поставщиков позволила задействовать в освоении Карачаганака более трех тысяч казахстанских предприятий, которые в целом получили от KPO заказов на сумму, превышающую $4 млрд.
За 2012 год доля казахстанского содержания в Карачаганакском проекте составила 56% или $335 миллионов. По итогам первого полугодия, доля казахстанского содержания в контрактах KPO на поставку товаров, работ и услуг составила 49,9% или $111,7 миллионов в денежном выражении.
Сумма инвестиций в природоохранную деятельность с 1998 года составила около $250 миллионов.
Также KPO ежегодно выделяет $20 миллионов на реализацию социально-инфраструктурных проектов в ЗКО. Причём в строительстве задействованы только казахстанские подрядчики. На сегодня общий объем инвестиций KPO в социальную сферу превысил $565 миллионов, включая строительство газопровода «Карачаганак-Уральск», который был введен в эксплуатацию в конце 2011 года. Он соединяет населенные пункты вдоль маршрута от Карачаганакского перерабатывающего комплекса в г. Аксай до г.Уральск. Этот газопровод является значимым социальным проектом по развитию инфраструктуры, который обеспечит стабильныу поставку экологически чистого топлива более чем 100 тысячам жителей пяти районов Западно-Казахстанской области. Объем инвестиций проекта строительства трубопровода общей протяженностью более 300 км составил около $300 миллионов.
В 2012 году компания завершила несколько проектов социальной инфраструктуры, а именно строительство и капитальный ремонт школ в Западно-Казахстанской области и ряд работ по ремонту одной из центральных улиц и центральной котельной в г. Аксай. Общий бюджет реализованных проектов составил около $33,6 млн.
Будущее развитие
В настоящее время консорциум KPO и Центральная комиссия по разработке Комитета геологии Казахстана планируют пересчитать запасы гигантского Карачаганакского месторождения с целью подготовки технологической схемы его дальнейшей разработки, называемая фазой 3. И если сейчас KPO добывает на Карачаганакске 16 млрд кубометров газа и 11 млн тонн жидких углеводородов, то в соответствии с рассматриваемой новой схемой предполагается увеличение объема добычи газа. Что касается жидких углеводородов, добываемых на месторождении, эти объемы будут стабилизированы.
Следующий этап развития Карачаганака станет важным проектом в плане того, что он принесет Западно-Казахстанской области и Республики Казахстан. Более широкое применение передовых технологий добычи и обратной закачки, уже используемых в Казахстане, поможет наращивать объемы извлекаемых жидких углеводородов и увеличивать их экспорт с целью получения более высоких прибылей на благо республики.
Кроме роста доходов, данный проект также сулит значительные социально-экономические выгоды, включая создание новых рабочих мест, расширение местной производственной базы, передачу опыта и технологий и развитие соответствующей инфраструктуры. Этот этап дает прекрасную возможность существенного увеличения конкурентноспособного производственного потенциала Казахстана.
Как сказал недавно министр нефти и газа Казахстана Узакбай Карабалин, не исключается, что концепция дальнейшего расширения проекта Карачаганак будет представлена уже до конца текущего года.
«Мы думаем, что до конца этого года, возможно, уже будет сформировано видение и концепция дальнейшего расширения. Если эта концепция будет обсуждена и приемлема как для инвесторов, так и для Казахстана, то тогда уже в дальнейшем должно пойти в установленном порядке развитие дальнейшее этого месторождения», — заявил он.
По оценке министра, состояние проекта на сегодняшний день «прекрасное».
«Это один из лучших проектов. Это проект, по которому инвесторы могут очень четко убедиться, что, вкладывая большие инвестиции в крупные месторождения нефти в Казахстане, можно, во-первых, вернуть инвестиции, что уже произошло, а также можно получать хорошие прибыли от проекта», — подчеркнул У.Карабалин.
Он напомнил, что согласно СРП, «поскольку сегодня инвестиции, затраченные инвесторами на этот проект, уже возвращены, (…) начинает формула разделения прибыли, которая переворачивается в сторону Казахстана».
Ранее консорциум завершил два первых этапа разработки месторождения, как было предусмотрено Окончательным соглашением о разделе продукции (ОСРП). Этап II включал в себя модернизацию существующих производственных мощностей, строительство нового газо- и нефтеперерабатывающего завода, установки обратной закачки газа, электростанции мощностью 120 МВт, проведение капитального ремонта более 100 скважин, прокладку нового 650-километрового трубопровода для выхода к транспортной системе Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) в Атырау.
Фаза 3 должна была начаться через некоторое время после завершения в 2004-ом Фазы 2, однако партнеры по проекту не согласились так скоро пойти на очередные затраты. Вскоре начались хозяйственные споры между KPO и властями Казахстана, приведшие в 2012 году к вхождению в KPO на правах акционера с 10-процетной долей участия «КазМунайГаза». После этого переговоры по реализации Фазы 3 активизировались.
В целом же проект разработки Карачаганака включает четыре фазы. Третий этап освоения месторождения предполагает увеличение добычи жидких углеводородов до 15 млн тонн в год, газа — до 38 млрд кубометров в год, - сообщает http://oilnews.kz.
С тех пор, как в 1997 году партнеры по совместному предприятию и полномочный орган, представляющий правительство Республики Казахстан, учредили компанию в целях освоения Карачаганакского месторождения и было подписано Окончательное соглашение о разделе продукции (ОСРП), определившее условия совместного развития Карачаганака до 2038 года, в его освоение было инвестировано почти $14 миллиардов. Сегодня участниками Karachaganak Petroleum Operating B.V. (KPO) – оператора разработки Карачаганака – являются пять крупнейших компаний BG Group (29,25%), Eni (29,25%), Chevron (18%), ЛУКОЙЛ (13,5%) и «КазМунайГаз» (10%).
В ходе освоения Карачаганака, являющегося одним из самых сложных с технической точки зрения месторождений в мире, применяется самая передовая технология добычи углеводородов. Сегодня на Карачаганаке достигнут рекордный уровень добычи: показатели добычи составляют примерно 45% всей добычи газа в Казахстане и около 16% общего производства жидких углеводородов. Добыча здесь может возрасти, если правительство и партнеры по проекту одобрят концепцию его дальнейшей разработки, которая уже на протяжении нескольких лет ожидает своего часа.
Основные вехи развития Карачаганака
1979 — Открытие Карачаганакского месторождения.
1984 — Завершена первая установка по переработке газа (сегодня УКПГ- 3). Начата добыча газа.
1992 — Начало переговоров по Соглашению о разделе продукции между компаниями «Би Джи Груп», «Эни» и Правительством Республики Казахстан.
1995 — Подписание Соглашения о принципах раздела продукции.
1997 — Присоединение компаний «Шеврон» и «ЛУКОЙЛ» к международному совместному предприятию; подписание в ноябре Окончательного соглашения (ОСРП) сроком на 40 лет.
1998 — Вступление ОСРП в силу.
1999 — Начало строительных работ.
2000 — Заключен контракт на основные виды работ и высшее руководство переезжает в Аксай.
2001 — Завершение строительства 28-километровой железнодорожной ветки от г. Аксая до Карачаганакского месторождения; запуск новой электростанции на Карачаганакском перерабатывающем комплексе (КПК) Президентом Республики Казахстан Нурсултаном Назарбаевым.
2002 — Завершение строительства 635-километрового экспортного трубопровода, соединяющего месторождение с нефтепроводом Каспийского трубопроводного консорциума (КТК).
2003 — Официальное открытие производственных объектов Второго этапа Президентом Республики Казахстан Нурсултаном Назарбаевым.
2004 — Отправка первой партии сырой нефти на Новороссийский нефтеналивной терминал по системе КТК.
2005 — Ввод в эксплуатацию четвертого газотурбинного генератора на КПК.
2006 — На терминале КТК отгружен 100-миллионный баррель сырой нефти; отправка первой партии нефти по трубопроводу Атырау – Самара.
2007 — Подписание Соглашения о продаже газа сроком на 15 лет между КПО и «КазРосГаз».
2009 — Достижение производственного рекорда в 139.5 миллионов б.н.э.
2011 — Запуск 4-й технологической линии стабилизации конденсата на КПК.
2012 – АО НК «КазМунайГаз» официально входит в состав Карачаганакского совместного предприятия с 10-процентной долей.
Технологические объекты
Карачаганакский перерабатывающий комплекс (КПК) перерабатывает нефтяной конденсат, поступающий из 44 добывающих скважин и с УКПГ-2. Нефть и газ разделяются с помощью первичных сепараторов. Подача нефти осуществляется через четыре стабилизирующие линии и закачивается в экспортный трубопровод Атырау для продажи на международных рынках.
УКПГ-3, функционирующий с 1984 года, разделяет и частично стабилизирует конденсат газа и нефти из 28 скважин перед отправкой на экспорт по трубопроводу на Оренбургскоий газоперерабатывающий завод (ОГПЗ) в России. Нестабилизированный конденсат поставляется также на соседний частный перерабатывающий объект для технологической обработки.
УКПГ-2 является уникальным многофункциональным объектом с передовыми технологиями, введенным в эксплуатацию в 2003 году. Она является частью единой системы взаимосвязанных и взаимозависимых технологических установок, поддерживающих процесс добычи на Карачаганакском месторождении. Подача продукта на УКПГ-2 осуществляется из 21 добывающей скважины. УКПГ-2 связана с несколькими добывающими скважинами, от которых продукция поступает в нефтеконденсатоуловители, где скважинный флюид разделяется на три фазы. Газовая фаза поступает на линии осушки, в которых газ осушается перед компрессией. Система компрессии УКПГ-2 состоит из трех компрессоров обратной закачки общей производительностью 22 миллиона кубических метров сырого газа в день с давлением 70 бар на входе системы и с давлением нагнетания 550 бар на выходе, под которым газ возвращается обратно в пласт через систему нагнетательных скважин.
Доказано, что эта система закачки газа является успешной, так как она обеспечивает поддержание парциального давления, улучшает восстановление жидких углеводородов, а также устраняет необходимость извлечения серы, что обеспечивает важные преимущества для защиты окружающей среды.
Четвертая технологическая линия стабилизации и очистки жидких углеводородов включает дополнительную линию стабилизации и очистки конденсата, расширение нынешних входных сооружений КПК, около 13 скважин, дополнительный компрессор откачки сырого газа, дополнительный набор бустерных насосов конденсата и насосов откачки конденсата и два внутрипромысловых трубопровода с соответствующими врезками на УКПГ-3 и сателлит добычи ранней нефти.
Стадия переработки газа включает разделение на два потока. Один направлен на установку для очистки, обеспечивая подачу топливного газа на электростанцию месторождения и поставку очищенного газа на местный рынок. Второй поток направлен на УКПГ-2 для повторной закачки и/или УКПГ-3 для последующего экспорта в Оренбург.
Экоцентр является очистным объектом мирового класса, который включает шесть установок, предназначенных для очистки производственных отходов после бурения и добычи нефти и газа:
Термомеханическую установку очистки шлама, которая способствует безопасной и эффективной очистке бурового шлама на нефтяной основе;
Установку для бурового раствора – перерабатывающая установка для смешивания и очистки бурового раствора на нефтяной основе;
Вращающуюся мусоросжигательную печь, используемую для переработки загрязненной нефтепродуктами почвы и материалов, за исключением бурового шлама;
Введенный в эксплуатацию в 2011 году полигон для захоронения отходов с общим количеством полигонных ячеек — 12, обеспечивающий безопасное устранение твердых отходов;
Установку очистки жидких отходов, которая позволяет производить очистку углеводородной загрязненной воды, переработку соляного раствора, используемого для работ по капитальному ремонту скважин, и восстановление бурового раствора на водной основе, используемого при проходке верхнего интервала скважин;
Новую печь общего назначения, введенную в эксплуатацию в 2012 году.
Производство углеводородов
KPO использует при разработке Карачаганака самые передовые, а в некоторых случаях, и новаторские технологии. Так, например, именно на этом месторождении впервые была разработана и применена инновационная схема обратной закачки в пласт сырого газа под высоким давлением. Эта схема доказала свою высокую эффективность в плане увеличения объемов добычи углеводородов и принесла немалую экономическую выгоду Казахстану. Помимо этого, компания пробурила самые глубокие и технологически очень сложные скважины в Казахстане, включая самые глубокие многоствольные скважины.
В 2012 году KPO добыл на Карачаганаке 139,5 миллионов баррелей нефтяного эквивалента.
Уже в первом полугодии 2013 года на Карачаганаке было добыто 66,934 миллионов баррелей в нефтяном эквиваленте стабилизированных и нестабилизированных жидких углеводородов, газа и топливного газа. В январе-июне текущего года объем обратной закачки газа для поддержания пластового давления составил 3 948 миллионов кубометров, что примерно соответствует 47% от общего объема добытого газа. Показатель утилизации газа на Карачаганаке по итогам первого полугодия составил 99,86%, что является достижением мирового уровня.
В течение прошедшего периода объем факельного сжигания газа составил 0,14% от общего объема добытого газа, или 0,82 тонн на 1 тысячу тонн добытого сырья. Это является показателем мирового класса, учитывая, что аналогичный среднемировой показатель превышает 15 тонн на тысячу тонн добытого сырья.
На сегодняшний день на Карачаганакском месторождении насчитывается 377 скважин различной категории, из которых 88 являются действующими эксплуатационными скважинами, а 16 используются для обратной закачки газа в пласт. Остальные скважины используются либо как наблюдательные, либо являются ликвидированными добывающими или разведочно-эксплуатационными.
В настоящее время в KPO работают две буровые установки и одна установка для капитального ремонта скважин. В случае необходимости специальная небольшая буровая установка используется для оказания технической поддержки при выполнении различных мероприятий по разработке месторождения в период продолжающегося Этапа IIM.
Высокое содержание сероводорода в добываемом углеводородном сырье и высокое давление закачиваемого газа требуют решения многих вопросов, связанных с безопасной эксплуатацией Карачаганакского месторождения.
Рост потребления углеводородного сырья, эффективное использование водных ресурсов, снижение выбросов загрязняющих веществ и образования опасных отходов, предотвращение разливов и утечек являются ключевыми пунктами Карачаганакской программы мер по охране окружающей среды. За последние шесть лет удалость достичь значительного сокращения объемов сжигаемого на факелах газа, о чем свидетельствуют следующие цифры: от приблизительно 69 миллионов кубических метров (мі) газа, сожженного в 2006 году, до 14,2 миллионов мі — в 2011 году.
Инновации
Отдел добычи и технического обслуживания KPO постоянно проводит оценку результатов использования новых технологий с целью улучшения безопасных условий труда, уменьшения вредного воздействия на окружающую среду и максимального повышения уровня добычи. По данным компании, за последние три года совместно с ведущими поставщиками услуг был реализован ряд инициатив, направленных на усовершенствование методов управления технологическими объектами и трубопроводами компании.
Одним из успешных достижений в области обеспечения целостности и безопасности трубопроводов можно назвать внедрение уникальной системы защиты трубопроводов от незаконных врезок. Данная система была установлена на трубопроводах системы Карачаганак-Атырау (KATS). Эта технология подразумевает использование волоконно-оптического кабеля связи для обнаружения колебаний грунта в непосредственной близости от трубопровода. После испытаний в 2008 году уже в следующем году данная система была усовершенствована с целью обеспечения большей безопасности трубопровода и снижения производственных затрат в 2010 году и в последующих периодах.
Вынужденный «простой» технологических установок из-за проведения планово-предупредительных ремонтов и обязательных проверок оборудования может повлиять на производительность, поэтому очень важно минимизировать объем подобных работ и проверок технологических емкостей и трубопроводов. С этой целью в KPO были разработаны и внедрены две отдельные базы данных по коррозии и проводимым инспекциям оборудования. В программное обеспечение включены алгоритмы рисков, и оно помогает оценивать скорость развития коррозии, отслеживать аномалии и определять периодичность проверок с учетом фактора риска. Кроме этого, внедрение передовых методик неразрушающего контроля, таких как ультразвуковая дефектоскопия дальнего радиуса действия с использованием технологии «направленной волны», поможет сократить количество земляных работ на трубопроводах и избежать снятия изоляции с технологических трубопроводов.
Также KPO тесно сотрудничает с компанией General Electric по модернизации трех компрессоров обратной закачки газа для обеспечения требуемой производительности в летние месяцы. Усовершенствование системы охлаждения конденсатора в верхней части ректификационной колонны позволило значительно улучшить работоспособность холодильных установок. В результате, к примеру, снижение производительности в летние месяцы 2009 года не было столь существенным, как в предыдущие годы.
С целью предотвращения потери фрикционного давления, которое происходит по всей трубе при прохождении по ней потока жидкости, и, соответственно, снижения расхода насоса и мощности потока применяются антифрикционные присадки (АФП). Они обычно являются высокомолекулярными длинноцепными полимерами, растворяются в сырой нефти и снижают энергетические потери, вызванные турбулентным потоком, что приводит к меньшему снижению давления. При меньших потерях давления тот же самый объем сырой нефти может быть перекачен при более низком давлении, или больший объем можно перекачать при том же самом давлении. АФП успешно применяется на трубопроводах «Карачаганак-Атырау» с 2005 года и трубопроводах «Карачаганак-Оренбург» с 2007 года. Эта антифрикционная присадка была специально разработана для использования в условиях особо холодного климата и до сих пор может закачиваться в систему казахстанской зимой, когда температура может снизиться до минус 40 градусов. При низкой скорости нагнетания газа в скважину использование этой присадки ведет к повышению производительности обеих систем, обеспечивая более высокий расход закачиваемой жидкости. Точно такая же антифрикционная присадка используется в трубопроводе КТК, идущем до Новороссийска. Она не влияет ни на качество сырой нефти, ни на процессы ее переработки на нефтезаводах.
Компания KPO пробурила в Казахстане несколько технически очень сложных скважин, включая скважины с двумя и тремя стволами. Самая глубокая многоствольная скважина имеет основной ствол и два боковых ствола, длина которых составляет 521, 591 и 471 метров соответственно. По причине неоднородности Карачаганакского коллектора бурение многоствольных скважин на Карачаганаке позволяет расширить площадь контакта с коллектором из одной скважины при относительно низких дополнительных затратах. За счет этого увеличивается производительность скважин. Освоение скважины выполняется по схеме как избирательного, так и неизбирательного заканчивания скважин. Схема избирательного заканчивания позволяет проводить эксплуатационные испытания каждого ствола многоствольной скважины по отдельности.
Испытание новых скважин является распространенной практикой с целью оценки их дебита перед подключением к наземным технологическим установкам. Это преследует несколько целей, а именно: измерение основных параметров, необходимых для моделирования первоначального поведения скважины, оценку эффективности бурения и сравнительный анализ фактической и прогнозируемой производительности. Испытания предполагают проверку дебита скважины в нескольких стабильных режимах с измерением параметров с помощью передвижного контрольного сепаратора, подключенного к скважине. В сепараторе отходящий поток из скважины испытывает большой перепад давления, что позволяет разделить его на отдельные фазы (на нефть и газ в случае Карачаганакского месторождения) для измерения расхода по каждой фазе. По предыдущей практике продукты, полученные в процессе сепарации, сжигались с помощью специальных высокоэффективных горелок, позволявших минимизировать выпадение жидких углеводородов вокруг скважины.
Принимая во внимание необходимость обеспечения экологической безопасности при разработке месторождения, компании-операторы совместно с ведущими сервисными компаниями разработали методики, позволяющие сократить количество отжигов при испытании скважин или совсем исключить их.
В рамках предпринимаемых KPO усилий по минимизации воздействий на окружающую среду в марте 2008 года на Карачаганакском месторождении был запущен в работу сепаратор Mega Flow, разработанный компанией Expro. Это уникальное оборудование позволяет проводить разделение фаз под высоким давлением, что дает возможность проводить замер дебитов по нефти и газу, заново смешивать эти потоки и направлять в эксплуатационный трубопровод. Такой метод позволяет не только отказаться от проведения отжигов, но и снизить затраты на использование такого оборудования благодаря сокращению потерь углеводородов.
С недавнего времени, после проведения многочисленных модификаций систем измерения сепараторов наземных технологических установок, такие испытания проводятся непосредственно на самих перерабатывающих установках после подключения выкидных линий к технологическому оборудованию.
Инновационная система обратной закачки газа под высоким давлением была впервые применена на УКПГ-2 Карачаганакского месторождения. Система предназначена для переработки и обратной закачки сырого газа (с содержанием сероводорода 4 процента) под давлением до 550 бар и подачи добытой нефти на Карачаганакский перерабатывающий комплекс. Нефть, газ и вода под давлением поступают из коллектора на поверхность для последующей переработки и продажи. Газовый фактор в коллекторе играет роль движущей силы, позволяющей извлекать жидкие углеводороды. Когда газ достигает поверхности и отделяется от жидкой фазы, его давление снижается. Для того, чтобы вернуть этот газ обратно в коллектор, необходимо поднять его давление до уровня, превышающего давление в коллекторе. Фактически, обратная закачка газа представляет собой серию технологических процессов, конечной целью которых является повышение давления газа и возврат его в коллектор. Использование технологии обратной закачки газа на Карачаганакском месторождении несет значительные выгоды. Во-первых, принимая во внимание обязательства KPO по охране окружающей среды, обратная закачка газа позволяет нам возвращать газ в коллектор в качестве альтернативы сжиганию или переработке этого газа по месту добычи. Это также помогает рационально управлять коллектором, поддерживать в нем необходимое давление и, тем самым, эффективно продлевать эксплуатационный срок службы месторождения. Обратная закачка газа в пласт позволяет осуществлять оптимальное извлечение углеводородов в течение всего срока эксплуатации месторождения, что свидетельствует о способности нашего предприятия добывать больше углеводородов и продавать их на мировом рынке по наиболее выгодной цене.
Проект Digital Oilfield (разработка нефтяных месторождений с использованием цифровых технологий), с инициативой создания которого выступила компания KPO, поможет создать единую комплексную платформу, на которой различные подразделения компании смогут виртуально взаимодействовать в вопросах, связанных с эксплуатацией Карачаганака. Персонал, вовлеченный в повседневную производственную деятельность, будет иметь доступ к оперативным данным в режиме реального времени, что позволит более эффективно и продуктивно эксплуатировать это месторождение.
Центр обеспечения буровых работ, открытый в апреле 2009 года, является ключевой составляющей проекта Digital Oilfield. Данный объект является автономным центром управления с рабочей средой для совместной работы инженеров технологического процесса и других заинтересованных сторон, участвующих в эксплуатации объектов месторождения. Усовершенствованная версия программного обеспечения, используемого в Центре, поможет осуществить оптимизацию буровых работ и контролировать рабочий процесс в режиме реального времени. Оперативные данные от каждого бурового станка передаются в Центр, обеспечивая интерактивную связь и эффективное управление производственным процессом.
Поставки продукции на мировые рынки
Первоначально вся продукция Карачаганака продавалась в Россию, но с июня 2004 года большая часть жидких углеводородов экспортируется на западные рынки, что составляет в настоящее время примерно 80% сырой нефти. Остальные объемы в виде нестабильного конденсата, а также сырой газ, продолжают поставляться в Россию, но часть нестабильного конденсата и весь сухой газ реализуются на внутреннем рынке.
Нефть в основном экспортируется по трубопроводу КТК, ведущему к порту «Южная Озереевка» на Черном море. Еще один маршрут для сбыта нефти – через трубопровод «Атырау-Самара», соединяющийся с транспортной системой российской компании «Транснефть», что обеспечивает доступ к порту Приморска и ряду европейских направлений.
Транспортная система «Карачаганак–Атырау» (ТСКА) является главным маршрутом транспортировки стабилизированных жидких углеводородов, добытых на Карачаганакском месторождении, и эксплуатируется с 2003 года. Трубопровод диаметром 24 дюйма соединяет КПК и терминал в Атырау на Каспийском море. Кроме этого, имеются две насосные станции – одна находится на КПК, а другая — в Большом Чагане, приемное оборудование и емкости для хранения продукции в Атырау. Эксплуатацией и обслуживанием этих объектов занимается непосредственно KPO. В Атырау трубопровод соединяется с системой Каспийского трубопроводного консорциума, по которой нефть транспортируется до Новороссийска, где грузится в танкеры и идет на экспорт.
Как известно, участниками КТК являются несколько международных энергетических компаний, а также правительства России и Казахстана. Трубопровод, который эксплуатируется с 2001 года, протянулся от Тенгизского месторождения в Казахстане до Новороссийска на Черном море. Длина трубопровода составляет 1510 километров, а диаметр на разных участках равен 40 и 42 дюймам. Также имеется пять насосных станций, морской терминал и резервуарный парк. КТК обеспечивает жизненно важное связующее звено в системе транспортировки карачаганакских жидких углеводородов на мировые рынки.
Транспортная система «Карачаганак-Оренбург» (ТСКО) включает в себя пять трубопроводов протяженностью 140 километров для транспортировки углеводородов на Оренбургский газоперерабатывающий завод (OГПЗ) в Российской Федерации. Эти трубопроводы существовали до начала второго этапа развития Карачаганака. Два трубопровода диаметром 28 дюймов транспортируют сырой газ на ОГПЗ для дальнейшей переработки. Кроме этого, имеется три 14-дюймовых трубопровода, один из которых служит для экспорта жидких углеводородов, а два других являются трубопроводами двойного назначения и используются для транспортировки как сырого газа, так и нестабильного конденсата.
Трубопровод Атырау–Самара: в Большом Чагане трубопровод ТСКА соединяется также с трубопроводом компании «КазТрансОйл» (КТО), который идет до города Самара в Российской Федерации, обеспечивая дальнейший экспорт карачаганакскому углеводородному сырью по трубопроводным системам компании «Транснефть».
Инвестиционная деятельность
На сегодняшний день партнерами по Карачаганакскому проекту было инвестировано в разработку месторождения около $17 млрд, при этом сумма прямых выплат в бюджет РК составила около $9,4 млрд. В дополнение к этому, общая сумма заработной платы, выплаченной казахстанским сотрудникам KPO, составила примерно $0,81 млрд.
Программа развития отечественных поставщиков позволила задействовать в освоении Карачаганака более трех тысяч казахстанских предприятий, которые в целом получили от KPO заказов на сумму, превышающую $4 млрд.
За 2012 год доля казахстанского содержания в Карачаганакском проекте составила 56% или $335 миллионов. По итогам первого полугодия, доля казахстанского содержания в контрактах KPO на поставку товаров, работ и услуг составила 49,9% или $111,7 миллионов в денежном выражении.
Сумма инвестиций в природоохранную деятельность с 1998 года составила около $250 миллионов.
Также KPO ежегодно выделяет $20 миллионов на реализацию социально-инфраструктурных проектов в ЗКО. Причём в строительстве задействованы только казахстанские подрядчики. На сегодня общий объем инвестиций KPO в социальную сферу превысил $565 миллионов, включая строительство газопровода «Карачаганак-Уральск», который был введен в эксплуатацию в конце 2011 года. Он соединяет населенные пункты вдоль маршрута от Карачаганакского перерабатывающего комплекса в г. Аксай до г.Уральск. Этот газопровод является значимым социальным проектом по развитию инфраструктуры, который обеспечит стабильныу поставку экологически чистого топлива более чем 100 тысячам жителей пяти районов Западно-Казахстанской области. Объем инвестиций проекта строительства трубопровода общей протяженностью более 300 км составил около $300 миллионов.
В 2012 году компания завершила несколько проектов социальной инфраструктуры, а именно строительство и капитальный ремонт школ в Западно-Казахстанской области и ряд работ по ремонту одной из центральных улиц и центральной котельной в г. Аксай. Общий бюджет реализованных проектов составил около $33,6 млн.
Будущее развитие
В настоящее время консорциум KPO и Центральная комиссия по разработке Комитета геологии Казахстана планируют пересчитать запасы гигантского Карачаганакского месторождения с целью подготовки технологической схемы его дальнейшей разработки, называемая фазой 3. И если сейчас KPO добывает на Карачаганакске 16 млрд кубометров газа и 11 млн тонн жидких углеводородов, то в соответствии с рассматриваемой новой схемой предполагается увеличение объема добычи газа. Что касается жидких углеводородов, добываемых на месторождении, эти объемы будут стабилизированы.
Следующий этап развития Карачаганака станет важным проектом в плане того, что он принесет Западно-Казахстанской области и Республики Казахстан. Более широкое применение передовых технологий добычи и обратной закачки, уже используемых в Казахстане, поможет наращивать объемы извлекаемых жидких углеводородов и увеличивать их экспорт с целью получения более высоких прибылей на благо республики.
Кроме роста доходов, данный проект также сулит значительные социально-экономические выгоды, включая создание новых рабочих мест, расширение местной производственной базы, передачу опыта и технологий и развитие соответствующей инфраструктуры. Этот этап дает прекрасную возможность существенного увеличения конкурентноспособного производственного потенциала Казахстана.
Как сказал недавно министр нефти и газа Казахстана Узакбай Карабалин, не исключается, что концепция дальнейшего расширения проекта Карачаганак будет представлена уже до конца текущего года.
«Мы думаем, что до конца этого года, возможно, уже будет сформировано видение и концепция дальнейшего расширения. Если эта концепция будет обсуждена и приемлема как для инвесторов, так и для Казахстана, то тогда уже в дальнейшем должно пойти в установленном порядке развитие дальнейшее этого месторождения», — заявил он.
По оценке министра, состояние проекта на сегодняшний день «прекрасное».
«Это один из лучших проектов. Это проект, по которому инвесторы могут очень четко убедиться, что, вкладывая большие инвестиции в крупные месторождения нефти в Казахстане, можно, во-первых, вернуть инвестиции, что уже произошло, а также можно получать хорошие прибыли от проекта», — подчеркнул У.Карабалин.
Он напомнил, что согласно СРП, «поскольку сегодня инвестиции, затраченные инвесторами на этот проект, уже возвращены, (…) начинает формула разделения прибыли, которая переворачивается в сторону Казахстана».
Ранее консорциум завершил два первых этапа разработки месторождения, как было предусмотрено Окончательным соглашением о разделе продукции (ОСРП). Этап II включал в себя модернизацию существующих производственных мощностей, строительство нового газо- и нефтеперерабатывающего завода, установки обратной закачки газа, электростанции мощностью 120 МВт, проведение капитального ремонта более 100 скважин, прокладку нового 650-километрового трубопровода для выхода к транспортной системе Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) в Атырау.
Фаза 3 должна была начаться через некоторое время после завершения в 2004-ом Фазы 2, однако партнеры по проекту не согласились так скоро пойти на очередные затраты. Вскоре начались хозяйственные споры между KPO и властями Казахстана, приведшие в 2012 году к вхождению в KPO на правах акционера с 10-процетной долей участия «КазМунайГаза». После этого переговоры по реализации Фазы 3 активизировались.
В целом же проект разработки Карачаганака включает четыре фазы. Третий этап освоения месторождения предполагает увеличение добычи жидких углеводородов до 15 млн тонн в год, газа — до 38 млрд кубометров в год, - сообщает http://oilnews.kz.