Кашаган входит в топ 10 самых крупных нефтегазовых месторождений. Кашаган месторождение нефти


Кашаган: о нефти, скважинах и сере

 

Продолжается разработка крупнейшего из открытых за последние десятилетия на земле нефтегазового месторождения Кашаган на шельфе Каспийского моря. И что не менее важно, самого сложного из действующих месторождений не только в Казахстане, но и также во всем мире. Что происходит сегодня на месторождении? Каковы планы консорциума по его дальнейшему обустройству и расширению мощностей? На эти и другие вопросы нашего корреспондента отвечает управляющий директор консорциума North Caspian Operating Company N.V. (NCOC) Бруно ЖАРДЕН.

– Господин Жарден, во-первых, хочу Вас поблагодарить за возможность задать   вопросы, ответы на которые наверняка интересуют не только наших читателей, но и тысячи и тысячи людей во всем мире, следящих за уникальным казахстанским месторождением Кашаган. Сколько нефти всего добыто за время эксплуатации месторождения? По каким маршрутам отправляется сырье на мировой рынок?

– С начала этого года мы произвели на месторождении Кашаган около 2,5 миллиона тонн нефти и около полутора миллиардов кубометров газа. Всего же с момента начала добычи в сентябре 2016 года с морского           месторождения экспортировано более 11,5 миллиона тонн сырой нефти. Также реализовано более 3,5 миллиарда кубических метров природного газа. Этот газ уходит в трубопроводную систему КазТрансГаз.

В настоящее время кашаганская нефть отправляется на экспорт по западному направлению через трубопровод КТК Атырау – Новороссийск, в северном направлении через трубопровод Атырау – Самара, соединенный с системой российской компании «Транснефть» и по восточному направлению по трубопроводу Атырау – Алашанькоу.

За сбыт продукции несут ответственность акционеры Консорциума, при этом каждый из них отвечает за сбыт своей доли.

– Не секрет, что одна из самых сложных программ на месторождении – это реализация проекта по закачке попутного сырого газа обратно в подземные пласты. На какой она сегодня стадии?

– В середине 2017 года началась первая закачка сырого газа в пласт на месторождении Кашаган. Это сложная комплексная инженерно-техническая задача, которая была выполнена без каких-либо происшествий. К настоящему времени весь процесс отработан. Закачка газа позволила компании нарастить добычу почти до 300 тысяч баррелей в сутки. В результате с начала года на Кашагане уже добыто 2,5 миллиона тонн нефти. Но это не предел. Мы стремимся наращивать объемы добычи постепенно, на основе последовательно применяемых плановых мер, направленных на обеспечение надежности нашего оборудования и процессов с учетом поведения коллектора.

– Как идет реализация программы буровых работ на месторождении? Сколько всего скважин пробурено? Где они расположены?

– На месторождении Кашаган мы ввели в эксплуатацию новые скважины и провели работу по пусконаладке дополнительных буровых центров морского комплекса. Всего на данном этапе проекта было пробурено сорок скважин. На искусственном острове А их 8, на острове D – 12, на трех небольших островах EPC в общей сложности 20. В настоящий момент буровые операции завершены.

– Господин Жарден, ранее шел разговор о том, что в Атырауской области на Каспийском море поблизости от Кашагана планируется начать разработку еще нескольких перспективных структур. Если это не коммерческая тайна, то как продвигается работа в этом направлении?

– Консорциум продолжает оценивать варианты развития будущих этапов освоения мес-торождения Кашаган.

Компания завершает значительные исследования по выбору концепции потенциального совместного освоения месторождений Каламкас-море и близлежащего месторождения Хазар, оператором которого является компания «КМОК». Уже определены несколько решений для сокращения затрат, чтобы обеспечить рентабельность проекта. Акционеры нашего проекта намерены продолжить предварительные инженерно-технические работы после одобрения Правительством. В то же время мы продолжаем изучать возможности синергии для разработки месторождений Актоты и Кайран, включая возможности их разработки совместно с будущими этапами освоения месторождения Кашаган.

– Морская нефть, как известно, содержит большую концентрацию сероводорода. Сероводород – это сера. Сколько серы за время эксплуатации месторождения получено консорциумом? Что вы с ней делаете? Надеюсь, не складируете как когда-то это делалось на Тенгизе, где выросли огромные серные горы, так долго волновавшие общественность региона?

– Сразу скажу, что из нефти месторождения Кашаган с момента пуска производства на сегодняшний день произведено 1,5 миллиона тонн серы. В                                                                    октябре 2017 года мы начали экспортировать кашаганскую серу железнодорожным транспортом. Производство гранулированной серы быстро возросло. К концу года экспорт серы составил уже более 100 тысяч тонн. На сегодняшний день на экспорт отправлено более 250 тысяч тонн пастеллированной серы.

Полученная сера по трубопроводам в жидком виде подается по двум направлениям – на серные блоки и на завод грануляции серы. При выходе на проектную мощность предполагается полностью отказаться от складирования в серных блоках – вся переработанная сера без остатка будет отправляться на экспорт. Также в планах компании растопить и переработать в гранулы уже накопленную серу в серных блоках.

Готовая гранулированная сера поступает на конвейерные ленты и загружается в железнодорожные вагоны напрямую. Состав следует до станции Карабатан, где компания НКОК передает его одной из своих компаний-акционеров, каждая из которых самостоятельно несет ответственность за сбыт серы и другой продукции Северо-Каспийского проекта. Потенциальными рынками сбыта являются Китай и страны западного Средиземноморья, где сера используется в качестве сырья для производства сельскохозяйственных удобрений.

– Спасибо за интервью!

Виктор СУТЯГИН

pricom.kz

Неуловимый Кашаган

19 Октября 2016 г.

Во второй декаде октября был осуществлен повторный ввод в строй месторождения Кашаган, одного из крупнейших углеводородных объектов в мире. Открытое в 2000 г., супергигантское месторождение, обладая объемом извлекаемых запасов нефти в 1,7 млрд тонн и газа – 1 трлн куб. м., имеет все шансы упрочить позиции Казахстана на рынке нефтеэкспортеров и даже вывести страну на новые рубежи добычи. Однако на протяжении каждой из стадий разработки Кашагана акционеры сталкивались со всеми возможными препятствиями, вследствие чего ввод проекта в эксплуатацию уже отодвинут на 11 лет от первоначальной даты – 2005 г. Каковы шансы, что на этот раз запуск станет окончательным и нефть крупнейшего месторождения Каспийского региона потечет как следует?

Однозначного и неоспоримого ответа на поставленный вопрос не существует, однако сейчас шансы существенно выше, чем на момент предыдущего ввода месторождения в строй в 2013 г.

Официальный запуск разработки месторождения состоялся в июне 2013 г., и казалось, что после долгих восьми лет ожидания и превышения изначально установленного инвестиционного бюджета, Кашаган готов к разработке. Однако спустя три месяца добыча была приостановлена из-за утечки газа на искусственно созданном островке «Д».

В октябре того же года была предпринята еще одна попытка запустить добычу, однако была выявлена еще одна утечка газа. С тех пор добыча на Кашагане не велась, и акционеры проекта – КазМунайГаз, Eni, Total, ExxonMobil и Shell – пытались выявить причину неполадок и заново отстроить поврежденную инфраструктуру месторождения.

Коррозия металла

Кашаган (переводится с казахского как «неуловимый», месторождение названо в честь поэта Кашагана Куржиманулы) находится в казахстанской части каспийского шельфа, примерно в 70 км от побережья – нефть залегает в подсолевых пластах на глубине в 4 км. 

Погодные условия в северной части Прикаспия характеризуются крайне сложными климатическими условиями, от +40°С летом до -40°С зимой. Таким образом, в случае применения конвенциональных методов добычи нефти и газа буровые установки сталкивались бы с серьезнейшими трудностями, так как Кашаган фактически расположен на мелководье, в рамках которого глубина воды не превышает 4 метра. Поэтому были построены четыре искусственных острова, взаимосвязанных трубопроводами, чтобы облегчить добычу на протяжении всего года.

Причина утечки газа из трубопроводов, и, как впоследствии оказалось, и нефти, скрывалась в сульфидном коррозивном растрескивании под напряжением. Попутный газ на месторождении Кашаган содержит порядка 17% сероводорода, нефть также демонстрирует высокий уровень меркаптановой серы, создавая в результате крайне коррозивную смесь.

Коррозивные свойства добываемых углеводородов способствовали появлению многочисленных микротрещин вдоль почти всей протяженности газо- и нефтепровода, соединяющего месторождение с материком. В случае малейшего нанесения вреда окружающей среде проект столкнулся бы с тяжелейшими последствиями, поэтому было принято решение разобраться и провести полную реконструкцию трубопроводов (прокладкой занималась итальянская Saipem, дочерняя компания Eni).

Следует отметить, что вся история разработки Кашагана неразрывно связана с проблемами. Ввод в эксплуатацию месторождения изначально планировался в 2005 г., однако после того, как построенное для рабочих жилье оказалось слишком близко к месторождению, подвергая их опасным токсическим испарениям, все пришлось перестраивать заново.

В рамках подготовки к вводу в эксплуатацию происходили регулярные конфликты между рабочими и западными менеджерами из компаний-операторов проекта. К тому же целевой бюджет в рамках Северокаспийского соглашения о разделе продукции (North Caspian Production Sharing Agreement) был превышен примерно на $30 млрд, достигнув более $50 млрд.

Несмотря на внушительный перечень проблем, которые уже пришлось разрешить акционерам проекта, будущее сулит Кашагану еще не один вызов.

Осторожно все cделать можно

Компания North Caspian Operating Company (NCOC), формально являющаяся оператором проекта, будет весьма осторожно подходить к выходу на предельные мощности добычи Кашагана.

Так как ввод в эксплуатацию происходит лишь за месяц до того, как поверхность северного Каспия обычно покрывается льдом, 2016 г. не будет ознаменован какими бы то ни было прорывами в добыче.

В 2017 г. NCOC тоже рисковать не будет, и, по всей видимости, будет добиваться достижения консервативного показателя в 300 000 баррелей в день к концу года. 

Предполагается, что в рамках первой стадии разработки месторождения Кашаган к 2021 г. будет достигнут уровень добычи в 370 000 баррелей в день (порядка 18 млн тонн). Принимая во внимание тот факт, что Кашаган обладает потенциалом добычи в 1 млн баррелей в день, акционеры намерены не повторять ошибок прошлого и не торопить события.

Добыча нефти в Казахстане с 2010 г. колеблется примерно на одном же уровне – 80 млн тонн в год. Благодаря вводу в строй Кашагана, а также повышению добычи на месторождениях Тенгиз и Карачаганак, являющихся на данный момент основой казахстанского нефтяного сектора, Астана сможет в следующем десятилетии стабилизировать добычу cвыше 100 млн тонн в год.

В основном нефть Кашагана будет транспортироваться через Каспийский трубопроводный консорциум (КТК). КТК – единственный нефтяной трубопровод в России, гарантирующий посредством банка качества надлежащие характеристики транспортируемого ресурса.

До определенной степени это проблема для КТК, так как качество нефти из Кашагана немногим хуже, чем установленный трубопроводным консорциумом стандарт. На данный момент нефть сорта КТК (CPC) обладает плотностью в градусах API 46,5° и серностью на уровне 0,5% - в случае Кашагана те же показатели достигают 45° API и 1% серы.

В случае успешного и бесперебойного развития первой фазы разработки Кашаган можно будет рассмотреть и следующие меры по добыче несметных запасов месторождения.

Если правительство Казахстана и разрабатывающие месторождение компании смогут договориться об условиях ввода второй фазы разработки, им удастся удвоить добычу до 35-36 млн тонн нефти в год, обеспечивая таким образом более трети всей нефтедобычи страны.

В этой связи важно, чтобы правительство избежало каких-либо внутренних конфликтов или раскола на фоне неизбежного перехода власти от Нурсултана Назарбаева к преемнику, будь то члену семьи или одному из ближайших соратников.

Виктор Катона, cпециалист по закупкам нефти MOL Group (Венгрия)

eurasia.expert

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

Месторождение Кашаган

Месторождение Кашаган расположено в казахстанском секторе Каспийского моря и занимает площадь на поверхности примерно 75 х 45 километров. Коллектор залегает на глубине порядка 4 200 метров ниже дна моря на Северной части Каспийского моря.

42203.png

Освоение месторождения Кашаган в суровых морских условиях Северного Каспия представляет собой уникальное сочетание технологических сложностей и трудностей в системе снабжения. Эти сложности сопряжены с обеспечением безопасности производства, решением инженерно-технических, логистических и экологических задач, что делает данный проект одним из самых крупных и самых сложных отраслевых проектов в мире.

Стратегия развития

Из-за мелководья и холодной зимы на Северном Каспии использование традиционных технологий бурения и добычи, таких как железобетонные конструкции или самоподъемные платформы, устанавливаемые на дне моря, не представляется возможным.

Для обеспечения защиты от суровых зимних условий и подвижек льда морские сооружения устанавливаются на искусственных островах. Предусматриваются два типа островов: небольшие «буровые» острова без персонала и большие «острова с технологическими комплексами» (ЭТК) с обслуживающим персоналом.

Углеводороды будут перекачиваться по трубопроводам с буровых островов на ЭТК. На островах ЭТК будут находиться технологические установки для извлечения жидкой фазы (нефти и воды) из сырого газа, установки для закачки газа и энергетические системы.

На Этапе I примерно половина всего объема добытого газа будет закачиваться обратно в пласт. Извлеченные флюиды и сырой газ будут подаваться по трубопроводу на берег на УКПНиГ «Болашак» в Атырауской области, где планируется осуществлять подготовку нефти до товарного качества. Некоторые объемы газа будут отправляться обратно на морской комплекс для использования при производстве электроэнергии, в то же время часть газа будет удовлетворять аналогичные нужды наземного комплекса.

Технические сложности

Коллектор Кашаган залегает на глубине порядка 4 200 метров ниже дна моря и имеет высокое давление (исходное пластовое давление 770 бар). Коллектор характеризуется повышенным содержанием высокосернистого газа.

Низкий уровень минерализации, вызванный притоком пресной воды из Волги, в сочетании с мелководьем и температурой зимой до – 30С, приводит к тому, что Северный Каспий покрыт льдом примерно пять месяцев в году. Подвижки льда и образование борозд от движения льда на дне моря представляют собой серьезные ограничения для строительных работ.

Северный Каспий является очень чувствительной экологической зоной и средой обитания для разнообразной флоры и фауны, включая некоторые редкие виды. НКОК считает ответственное отношение к окружающей среде своей первоочередной задачей. Мы неуклонно и напряженно работаем над тем, чтобы максимально предупредить и минимизировать любые воздействия на окружающую среду, которые могут возникнуть от проводимых нами операций.

Район Северного Каспия – это участок, куда поставки важного для проекта оборудования сопряжены с определенными трудностями. Логистические сложности усугубляются ограничениями в доступе по водным транспортным маршрутам, таким как Волго-Донской канал и водно-транспортная система «Балтийское море - Волга», которые из-за мощного ледяного покрова открыты для навигации примерно лишь шесть месяцев в году.

Экспортная стратегия

Существующий план по экспорту продукции, добываемой после ввода месторождения в эксплуатацию, предусматривает использование существующих систем трубопроводов и железнодорожных путей .

Западный маршрут трубопровода КТК (трубопровод из Атырау до Новороссийска вдоль побережья Черного моря), северный маршрут от Атырау до Самары (подключение к российской системе Транснефть) и восточный маршрут (Атырау до Алашанькоу) обеспечивают подключение к существующим системам экспортной транспортировки.

Возможный юго-восточный маршрут зависит от разработки Казахстанской каспийской системы транспортировки (ККСТ), по которой можно было бы перекачивать нефть с Западного Ескене, где расположен завод «Болашак», до нового терминала Курык. Затем нефть можно перевозить танкером на новый терминал недалеко от Баку, где она закачивалась бы в трубопроводную систему Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД) или другие трубопроводы для выхода на международные рынки.

42202.jpg

В настоящее время изучаются все возможные экспортные маршруты.

energybase.ru

Кашаган входит в топ 10 самых крупных нефтегазовых месторождений | Курсив

В данном топе мы расскажем вам о самых крупных и уникальных нефтяных и газоконденсатных месторождениях в мире, их геологические запасы и другую интересную информацию.

1. Чиконтепек

Супергигантское нефтегазовое месторождение в Мексике, находится на восточном побережье страны. Открыто в 1926 году. Площадь Чиконтепека 4 тыс. км². Нефть расположена не в одном крупном месторождении, а во множестве мелких.

Общие геологические запасы нефти оцениваются в 18,96 млрд тонн, извлекаемые — 2,6 млрд тонн, природного газа — 1,1 трлн м³.

2. Гавар

Крупнейшее по запасам нефти нефтегазовое месторождение-гигант в Саудовской Аравии, раположено в бассейне Персидского залива.

Размер 280 км на 30 км, является крупнейшим разрабатываемым месторождением нефти. Открыто в 1948 году.

Доказанные и извлекаемые запасы нефти 8,1 – 9,6 млрд тонн, а по некоторым данным до 12 млрд тонн. Детальные и общие данные показателей производства скрываются компанией Saudi Aramco и правительством.

3. Большой Бурган

Группа нефтяных месторождений в Кувейте, в которой сосредоточено более 5% разведанных извлекаемых запасов нефти в мире. Включает в себя три месторождения – Бурган, Ахмади, Магва. Расположено в пустыне, на юге Кувейта.

Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 9,14 – 10,7 млрд тонн нефти.

Площадь месторождения 920 км².

В 1991 году иракские войска подожгли все нефтепромыслы месторождения, дымовой хвост с Большого Бургана толщиной в 2,5 км растянулся на 50 км.

4. Кариока-Сахарная Голова

Нефтяное месторождение в Бразилии. Расположено в Атлантическом океане в 200 километрах к югу от Рио-де-Жанейро.

Открыто 17 июля 2008 года. Кариока-Пан-Ди-Аскуар является самым крупным месторождением из открытых за последние 30 лет на Американском континенте.

5. Сафания-Хафиджи

Газонефтяное месторождение в Саудовской Аравии и Кувейте. Открыто в 1951 году.

Геологические запасы нефти оцениваются в 10,35 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы нефти оценивается 6,6 млрд т, газа 327 млрд м3.

Добыча нефти составляет 1,2 млн баррелей в сутки.

6. Шельф Боливар

Группа нефтяных месторождений в Венесуэле. Включает месторождения – Лагунильяс, Тип-Хуана, Бочакеро и др.

Открыты в 1917 году, разрабатываются с 1922 года. Добыча 2,6 млн баррелей в день.

Запасы нефти шельфа Боливар составляет 8,3 млрд тонн, из них Боливар – 4,3, Тихуана – 2,0, Бочакеро – 1,6, Лагунльяс – 1.

7. Аль-Закум

Супергиганское нефтяное месторождение ОАЭ, находящиеся в Персидском заливе.

В 1965 году открыт Нижний Закум, в 1967 году – Верхний Закум. Вместе Нижний и Верхний Закум входят в тройку крупнейших в мире после Аль-Гавара и Бургана.

Геологические запасы месторождения оцениваются в 65,6 млрд баррелей или 10,7 млрд тонн нефти. Из них в Верхнем — 8,2 млрд тонн, в Нижнем — 2,5 млрд тонн.

8. Самотлорское

Самотлор является крупнейшим нефтяным месторождением в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Нижневартовска, в районе озера Самотлор.

Геологические запасы оцениваются в 7,1 млрд тонн. Доказанные извлекаемые запасы оцениваются в 2,7 млрд тонн.

Открыто в 1965 году. На сегодняшний день степень выработанности запасов составляет более 70%. Местоположение месторождения, в силу его стратегического характера, даже в начале XXI века тщательно скрывалось на выходящих в России картах.

9. Северное/Южный Парс

Супергиганское нефтегазовое месторождение, крупнейшее в мире.

Находится в центральной части Персидского залива в территориальных водах Катара и Ирана. Северное и Южный Парс разделены тектоническим разломом. Оба они являются самостоятельными разновозрастными залежами: Северное – поздним мелом (Меловой период), а Южный Парс – триасового (Триасовый период) возраста.

Запасы месторождения оцениваются в 28 трлн м³ газа и 7 млрд тонн нефти.

«Северное» было открыто в 1971 году с помощью нефтяной компании Shell. «Южный» был открыт в 1990 году и является одним из самых дешевых месторождений по себестоимости добычи.

10. Кашаган

Крупное шельфовое нефтегазовое месторождение Казахстана, расположено в 80 км от города Атырау, в северной части Каспийского моря.

Открыто 30 июня 2000 года. Является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море.

Запасы нефти Кашагана колеблются в широких пределах от 1,5 до 10,5 млрд тонн. Геологические запасы оцениваются в 4,8 млрд тонн нефти. 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.

www.kursiv.kz

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 сни

ru-wiki.ru

Месторождение Кашаган. О битве за последний нефтяной «супергигант» мира

Недавно была запущена добыча нефти на казахстанском месторождении Кашаган. Это — вероятно последнее из оставшихся в мире супергигантских нефтяных месторождений. Но помимо того что месторождение супергигантское, оно ещё и «суперсложное» в разработке. Достаточно сказать, что дата запуска добычи несколько раз переносилась в течение 8 лет, и всё равно, сразу после начала пуска (в октябре прошлого года) возникли проблемы, а добыча была временно остановлена. Суммарно в проект, как ожидается, будут инвестированы сотни миллиардов долларов.

Кашаган разрабатывается Консорциумом компаний в форме СРП (Соглашение о разделе продукции). Поэтому второй интересный сюжет — коллизии, связанные с взаимоотношением государства и Консорциума, состоящего в основном из зарубежных нефтегазовых «мейджорс». Как описывает автор, Казахстан оказался достаточно жёстким переговорщиком при отстаивании собственных интересов. В результате даже при такой неоднозначной форме разработки месторождения как СРП — Казахстан сумел добиться для себя как достаточных финансовых отчислений (в том числе и в виде штрафов за срыв сроков), так и получить выгодные переговорные позиции для обсуждения следующего этапа разработки месторождения.

Проект добычи нефти на месторождении Кашаган с технологических позиций (сложнейшие геолого-технические условия строительства скважин, относительно большие глубины залегания нефтеносных отложений, аномально-высокие пластовые давления, наличие в нефти большого количества растворённого газа, а в нём сероводорода, мелководье Каспия, замерзающее в зимний период) является самым сложным в мире. К этому добавляются большие экологические, политические, финансовые, юридические и социальные риски его реализации. Каковы перспективы развития проекта? Для ответа на вопрос нужно рассмотреть этапы его становления.

Советские запасы

Крупная рифовая постройка в акватории Каспия — Кашаган — выявлена в 1988–1991 годах по результатам поисковых сейсморазведочных работ. Является элементом Каратон-Тенгизской зоны поднятий.

Соглашение на основе СРП между Консорциумом Offshore Kazakhstan International Operating Company (OKIOC) и правительством Казахстан подписано в 1997 году. В соответствии с ним Консорциум (Eni, Shell, ExxonMobil, Total, BG Group, ConocoPhillips, Inpex) имеет право проводить поисковые работы на лицензионном участке в акватории Каспийского моря площадью 5600 кв. км и добывать нефть из открытых им месторождений. В пределах участка находилось четыре крупных нефтегазоперспективных объекта — Кашаган, Каламкас-море, Актоты и Кайран. В соответствии с соглашением вложения в проект должны были составить 7,0 млрд долл., а добыча нефти была намечена на 2005 год. Этот проект назван Северо-Каспийским.

Месторождение нефти Кашаган открыто в 2000 году. В 2001 году создана компания-оператор Северо-Каспийского проекта — Agip KCO, дочка итальянской Eni. Несколько позднее в его рамках обособилось два подпроекта: Фаза-1 — опытно-промышленная разработка, и Фаза-2 — собственно разработка месторождения Кашаган.

В 2002–2003 годах на лицензионном участке открыто ещё четыре месторождения: Каламкас-море, Юго-Западный Кашаган, Актоты, Кайран (см. примечание 1).

В конце 2003 года Agip KCO объявила об увеличении стоимости проекта до 10,0 млрд долл. и сдвиге начала добычи нефти на 2006 год. Позднее в этом же году было объявлено, что добыча нефти начнётся в 2007 году.

История разработки — история конфликтов

Изменение сроков добычи привело к первому конфликту (11.09.2003–25.02.2004) Консорциума с правительством Казахстана. По его результатам составлено дополнительное соглашение к СРП. Добыча нефти должна была начаться в 2007–2008 годах. Запланированные объёмы: 2010 год — 21 млн т, 2013 год — 42 млн т, 2015 год — до 56 млн т. За срыв сроков начала добычи (перенос с 2005 на 2007 год) Консорциум оштрафован на 150 млн долл. Объявлены уточнённые объёмы вложений в Северо-Каспийский проект — 29,0 млрд долл.

В 2005 году из проекта вышла BG Group. Купив половину (8,335% за 630 млн долл.) её доли, в проект вошла государственная нефтегазовая компания Казахстана «КазМунайГаз». Исходя из цены покупки, рыночная стоимость проекта на дату сделки составила 7,6 млрд долл.

В период со второй половины 2006 года до начала 2007 года оператор Agip KCO «намекал» (в СМИ) на то, что добыча в 2007–2008 годах не начнётся. Это привело ко второму конфликту (24.04.2007–14.01.2008), весьма драматичному, с участием политиков ЕС и США. На этот раз правительство Казахстана применило к Консорциуму очень серьёзные санкции. На него наложен штраф в размере 5 млрд долл. Кроме того, компании Eni, Shell, ExxonMobil и Total, владеющие по 18,5%, должны были продать часть своей доли (всего 8,475%) «КазМунайГаз» за 1780 млн долл. Причём взаимные платежи осуществятся после начала добычи нефти (Второе дополнительное соглашение к СРП). Добыча нефти на Фазе-1 была запланирована на 2011 год. Доля «КазМунайГаз» доведена до 16,81%. В начале 2007 года озвучена и новая стоимость Фазы-1 — 19,0 млрд долл. В середине года объявлено об увеличении стоимости всего Северо-Каспийского проекта с 57,0 до 136 млрд долл. (примечание 2)

В начале мая 2008 года Agip KCO снова «намекнула» на то, что добыча нефти не начнётся и в 2011 году. Это привело к третьему конфликту (12.05.2008–31.10.2008), который прошёл за «закрытыми дверями». Условия нового соглашения супержёсткие: «невозмещение затрат Консорциума, в случае если начало коммерческой добычи нефти не будет достигнуто до 1 октября 2013 года». Это СРП будет действовать до 2041 года.

В конце 2008 года создана новая операционная компания North Caspian Operating Company (NCOC). У Agip KCO остались только операторские функции по реализации промысловой (морской) части Фазы-1. В 2009–2012 годах сметная стоимость Фазы-1 увеличилась с 31,0 до 46,0 млрд долл. В мае 2012 года сообщено, что участники Консорциума профинансируют долю инвестиций «КазМунайГаз» в проект Кашаган в 2012–2013 годах в объёме 986 млн долл.

В конце 2013 года ConocoPhillips вышла из проекта, продав свою долю (8,4%) «КазМунайГаз» за 5,4 млрд долл. Рыночная стоимость проекта на дату сделки составила 64,3 млрд долл. Позднее «КазМунайГаз» переуступил эту покупку CNPC.

11 сентября 2013 года на месторождении Кашаган (примечание 3) начата добыча нефти. Но она была остановлена 25 сентября из-за выявленных неполадок на газопроводе (утечки газа). 6 октября добыча возобновлена. 8 октября добыча достигла коммерческих объёмов, оговорённых соглашением, — 75 тысяч барр. нефти в сутки. Напомним, что на этот показатель Консорциум должен был выйти до 1 октября. 9 октября добыча нефти вновь приостановлена из-за неполадок на газопроводе. По сообщению нового оператора месторождения NCOC, добыча возобновится в конце января — начале февраля этого года.

Справку по состоянию Северо-Каспийского проекта на конец 2013 года дал директор Центра макроэкономических исследований Олжас Худайбергенов. Плановый бюджет Северо-Каспийского проекта — 136 млрд долл. В Фазу-1 вложено 43 млрд долл. Но работы ещё не закончены. Фаза-1 обеспечит добычу 370–450 тыс. барр. в сутки. Основные работы по Фазе-2 Кашагана пока не начаты.

В 2014 году на Кашагане планировалось добыть 8 млн т нефти, в 2015 году — 12 млн т, в 2022 году — 15 млн т. Но в планах добычи нефти в Казахстане на 2014 год заложено всего 2 млн т кашаганской нефти. Добыча нефти на планке Фазы-1 — 17,2–21,0 млн т.

Экономические риски: в пределах разумного

Для того чтобы оценить срок окупаемости Фазы-1, нужно рассчитать дисконтированные денежные потоки, как это ранее сделано нами для «Стадии-2» разработки газоконденсатного месторождения Шах-Дениз. Во Втором дополнительном соглашении к СРП при расчёте будущих взаимных платежей принята ставка дисконтирования 10%. Представляется, что это максимально возможный уровень. В своих расчётах мы возьмём также более «выгодную» для экономики проекта ставку в 6%. Цену нефти примем равной 110 долл. за баррель. При этом 20 долл. «спишем» на операционные и транспортные расходы. Итого, 1 т нефти даст 700 долл. прибыли (для нефти Кашагана 7,84 барр. = 1 т). Оценённая нами динамика инвестиций в Фазу-1 и планируемые уровни добычи нефти (рассчитаны по ключевым цифрам), а также рассчитанные дисконтированные денежные потоки приведены на рисунке. Чётко обозначились три сценария развития Фазы-1.

Оптимистичный сценарий: объёмы добычи нефти близки к максимальным плановым показателям, макроэкономическая ситуация соответствует ставке дисконта 6%. Вложения в Фазу-1 окупятся в 2022 году, на 9-м году добычи. После окупаемости проекта до 2041 года будет добыто 370 млн т нефти.

Пессимистичный сценарий: макроэкономическая ситуация соответствует ставке дисконта 10%. Вложения в Фазу-1 окупятся в 2028 году, на 15-м году добычи. После окупаемости проекта будет добыто 260 млн т нефти.

Провальный сценарий: объёмы добычи нефти в первые годы существенно меньше плановых показателей, а макроэкономическая ситуация соответствует ставке дисконта 10%. Эту ситуацию можно проиллюстрировать примером. Если добыча нефти будет близка к максимальным плановым показателям, но «сдвинется» на 1 год, то вложения в Фазу-1 окупятся на 3 года позднее. То есть низкие объёмы добычи нефти в следующие 5–8 лет могут привести к тому, что вложения в Стадию-1 до 2041 года вообще не окупятся.

В целом экономические риски Фазы-1 не выходят за рамки разумных. Для участников Консорциума ситуация немного сложней. До компенсации их вложений доля прибыльной нефти Казахстана составляет 10%. То есть для них окупаемость Фазы-1 наступит позднее. Тем не менее представляется, что экономические риски участников тоже не выходят за рамки разумных. Имеется большая вероятность того, что они окупят свои вложения и получат умеренную прибыль. Получение сверхприбыли практически исключается.

Развитие проекта: Казахстан переиграл Консорциум

Дальнейшее развитие Северо-Каспийского проекта предсказать легко. Напомним, что Фаза-1 является опытно-промышленной разработкой. На первом этапе её реализации (примерно 5 лет) должны быть изучены основные геолого-промысловые характеристики месторождения Кашаган. На их основе будет выполнено проектирование (примерно 1 год) Фазы-2 с уровнем добычи 17,2 млн т. Обустройство промысла займёт минимум 5 лет. Ещё минимум пять лет понадобится на достижение планируемого уровня добычи. Это произойдёт в 2030 году. А в 2041 году истекает срок действия СРП. То есть в рамках существующего СРП Консорциуму не имеет смысла начинать вложения в Фазу-2. Но, с другой стороны, он обязан это делать.

Коллизию СРП прекрасно понимают участники Консорциума. Две самые авторитетные компании — Shell и ExxonMobil — добиваются продления СРП по Кашагану на 20 лет именно для того, чтобы можно было окупить расходы и получить прибыль по Фазе-2. Заявляют о своём возможном выходе из проекта, если это условие не будет выполнено. Как говорится, вольному — воля. Во время второго конфликта Казахстан выдержал жёсткое давление Запада. Сегодня Запад на такие акции уже не способен. Тогда же озвучена позиция Казахстана: любое изменение существующего СРП — это новое СРП. Переговоры по нему начнутся с вопроса о распределении прибыльной нефти в первые годы её добычи. Во время второго конфликта желаемый объём озвучен — 40% в пользу Казахстана. Напомним также, что Казахстан имеет юридически безупречный повод «простить» участникам Консорциума их вложения. Они не смогли выйти на коммерческую добычу нефти до 1 октября 2013 года. А впереди необходимость выхода на оговорённые объёмы добычи нефти на Фазе-1. Сможет ли Консорциум сделать это?

Участникам Консорциума (примечание 4) по Северо-Каспийскому проекту нужно готовиться к драматическим изменениям, которые произойдут в обозримом будущем в рамках их четвёртого конфликта с правительством Казахстана. Сроки окупаемости вложений в проект и получение прибыли будут сдвинуты в «туманное» будущее. Это в лучшем случае. В худшем — они безвозвратно потеряют часть вложений. Для Казахстана же Северо-Каспийский проект окажется чрезвычайно выгодным. Сделав минимальные вложения, он получит полный контроль над Фазой-1 и свободу в реализации Фазы-2 добычи нефти на Кашагане, а также в реализации проектов разработки других месторождений, открытых Консорциумом. Четвёртый конфликт может случиться в 2014 году, но может и «тлеть» несколько лет. Это не принципиально. Принципиально то, что Консорциум находится в безвыходном положении, в полной зависимости от Казахстана.

Примечания

Примечание 1. Запасы нефти и конденсата лицензионного участка Консорциума утверждены Государственным комитетом: Кашаган — 1755/761 млн т (геологические/извлекаемые), Актоты (конденсат) — 30/15 млн т, Каламкас-море — 19/7 млн т, Кайран — 44/14 млн т, Юго-Западный Кашаган (конденсат) — 20/6 млн т. Всего 1868/803 млн т. Другие цифры запасов месторождений приведены представителем профильного министерства Казахстана: Кашаган — 4850/2023 млн т, Актоты (конденсат) — 269/100 млн т, Каламкас-море — 159/57 млн т, Кайран — 150/56 млн т, Юго-Западный Кашаган (конденсат) — 20/6 млн т. Всего 5448/2242 млн т.

Примечание 2. С 2012 года в СМИ со ссылкой на CNN Money «гуляет» информация: в Кашаган уже вложено 116 млрд долл. Это не соответствует действительности. CNN Money опубликовала рейтинг «10 наиболее дорогих энергетических проектов в мире» и в нём сообщила «1 — Кашаган — 116 млрд долл.». Там нет слов «уже вложено». Приведена одна из «промежуточных» цифр планируемых вложений в Северо-Каспийский проект.

Примечание 3. Центральное место в морской инфраструктуре промысла Фазы-1 занимает большой остров — D-island. С него пробурены эксплуатационные скважины. Эксплуатационные скважины имеются и на «буровых» островах. На D-island находится технологический комплекс первичной обработки добытого флюида (состоит из нефти, воды и газа). Примерно половина добытого газа будет закачиваться в разрабатываемые пласты. Продукция с D-island по трубопроводам транспортируется на берег на УКПНиГ «Болашак», где осуществляется подготовка нефти и газа до товарного качества.

Примечание 4. Состав Консорциума на начало 2014 года: Eni (16,81%), Shell (16,81%), ExxonMobil (16,81%), Total (16,81%), «КазМунайГаз» (16,81%), CNPC (8,40%), INPEX (7,56%).

www.nalin.ru