Елена БУТЫРИНА, "Панорама", 28 декабря

Международный консорциум Karachaganak Petroleum Operating B.V. (KPO) подготовил предварительные расчеты возможных конфигураций этапа №3 проекта освоения крупнейшего Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (Западно-Казахстанская область). Об этом говорится в Стратегии развития АО "НК "КазМунайГаз" на 2012-2022 годы, утвержденной советом директоров национальной нефтегазовой компании 10 декабря 2012 года и устанавливающей количественные и качественные показатели ее деятельности на ближайшие 10 лет. Согласно этому документу, имеющемуся в распоряжении Панорамы, предварительные расчеты по этапу №3 разработки Карачаганака были представлены в компетентный орган еще 7 сентября 2012 года.
В презентации стратегии говорится, что данный этап предполагает увеличение добычи газа на месторождении к 2022 году до 27,9 млрд кубометров в год. В 2011 году KPO добыл на Карачаганаке свыше 12 млн тонн жидких углеводородов и порядка 17 млрд кубометров газа, что больше показателей 2010 года в среднем на 6% и 9% соответственно. Данные на 2012 год свидетельствуют о планах добыть 16,36 млрд кубометров газа и 10,13 млн тонн конденсата и нефти, при этом плановый объем закачки газа должен составить в этом году 7,75 млрд кубометров.
Участники консорциума и правительство Казахстана уже давно обсуждают возможность реализации этапа №3 освоения месторождения, который предусмотрен в 40-летнем Окончательном соглашении о разделе продукции, подписанном 15 лет назад с целью наращивания уровня добычи жидких углеводородов, газа и решения вопроса об утилизации его избыточных объемов. Так, в 2005 году подрядчиком были начаты работы по проектированию вариантов реализации этапа №3 освоения Карачаганака, однако в четвертом квартале 2008-го KPO приостановил их из-за серии негативных факторов: высокой стоимости, потребности в ресурсах, инфляции и мирового финансового кризиса. В стратегии развития "КазМунайГаза" говорится, что в 2011 году подготовка этапа №3 была возобновлена и в настоящее время ведется работа по выбору и оценке вариантов будущего развития Карачаганакского проекта.
Как отмечают в нацкомпании, выбор концепции этапа №3 зависит от согласования объемов поставок сырого газа и нестабильного конденсата на Оренбургский ГПЗ, контролируемый российским газовым монополистом АО "Газпром" (согласно межправительственному соглашению от 3 октября 2006 года, туда в случае реализации нового этапа предусмотрена поставка не менее чем 15 млрд кубометров газа), а также от решения вопроса строительства вблизи месторождения ГПЗ для переработки 5 млрд кубометров карачаганакского газа.
В "КазМунайГазе" необходимость развития этапа №3 освоения месторождения поддерживают и в этой связи ведут совместные работы со всеми участниками проекта. Уже имеется технико-экономическое обоснование проекта, разработанное компаниями "Техномаре" и АО "Казахский институт нефти и газа".
По планам "КазМунайГаза", в течение 2014-2021 годов на Kарачаганаке поэтапно должен быть построен современный газоперерабатывающий завод с мощностью переработки 5 млрд кубометров природного газа, производством 3,9 млрд кубометров товарного газа, 410 тыс. тонн серы, а также 4042 тыс. баррелей широкой фракции легких углеводородов в год.
На сегодняшний день в компетентном органе рассматриваются два сценария проекта – разработанные итальянской Eni, которая еще в 2009 году подписала с "КазМунайГазом" соглашение о сотрудничестве, и британской Petrofac. Согласно варианту, предложенному Eni, стоимость ГПЗ может составить $3,4 млрд, его первая очередь должна быть возведена в течение 2014-2017 годов. При этом период разработки проектно-сметной документации (ПСД) с учетом согласования в госорганах и госэкспертизе, по предположению итальянцев, составит 24 месяца, а ее стоимость – $90,4 млн, включая авторский, технический надзор и экспертизу. Petrofac предложила реализовать проект строительства газоперерабатывающих мощностей на Карачаганаке в 2013-2016 годах, инвестировав в них $2,55 млрд. На разработку ПСД британцы запланировали затратить 9 месяцев и $15 млн. Компетентному органу предстоит выбрать один из двух предложенных сценариев.
В Казахстане подсчитали, что за счет реализации этапа №3 разработки Карачаганака возрастут поставки газа на внутренний рынок. Кроме того, в рамках swap-операций увеличенные объемы карачаганакского газа на западе будут отправляться в Россию, которая в свою очередь будет предоставлять эквивалентный объем своего газа на севере для газификации центральных и северных районов Казахстана. Для газообеспечения севера РК предстоит лишь построить газопровод Карталы (Челябинская область РФ) – Астана. Одновременно возрастут и поставки карачаганакского сырья на экспорт: для этого правительство предложило KPO использовать дополнительные квоты на прокачку нефти по нефтепроводу Тенгиз – Новороссийск Каспийского трубопроводного консорциума.
Как известно, в 1998-2003 годах в рамках осуществления этапа №2 освоения Карачаганакского месторождения были построены и введены в строй комплекс переработки жидких углеводородов, предназначенных для последующего экспорта по нефтетранспортной системе КТК, 635-километровый экспортный трубопровод Карачаганак – Большой Чаган – Атырау, соединивший месторождение с КТК, установка обратной закачки газа в пласт с тремя компрессорами ГП-2. Кроме того, порядка 100 скважин было введено в эксплуатацию после проведения капитального ремонта. С вводом новых объектов KPO получил возможность увеличить добычу жидких углеводородов более чем до 10-10,5 млн тонн в год с прежних 5,2 млн тонн, газа – до 10-13 млрд кубометров с 4,7 млрд кубометров соответственно, а также ежегодно транспортировать на мировые рынки по системе КТК до 7 млн тонн сырья в год. Год назад был презентован проект 4-й технологической линии стабилизации жидких углеводородов на Карачаганакском перерабатывающем комплексе, который позволил увеличить производство жидких углеводородов еще на 2,57 млн тонн в год.
Согласно стратегии развития "КазМунайГаза" до 2022 года, накопленная добыча газа с начала эксплуатации Карачаганака по 2011 год составила 175,2 млрд кубометров, жидких углеводородов – 149,4 млн тонн, накопленная обратная закачка кислого газа – 43,8 млрд кубометров. За период 2005-2011 годов эксплуатационные расходы составили $4,94 млрд, капитальные затраты – $4,59 млн. Объем извлеченного на сегодняшний день сырья составляет приблизительно 10% от общих расчетных геологических запасов месторождения.