Аналитика

Кашаган плывет. Крупнейший каспийский проект испытывает проблемы из-за технических неполадок и неоптимальной концепции разработки

06 апреля 2018, 14:40

Внимательный анализ кашаганских проблем может быть полезен для российских компаний ввиду освоения Арктики. Северо-восточный район Каспийского моря по климатическим характеристикам в холодный сезон с температурой до -40С сопоставим с арктическими морями, а беспрецедентность масштабов кашаганского проекта сравнима с масштабами будущей разработки месторождений на российском морском Севере.

Завершившийся 2017 год отчетливо показал, что разработка крупнейшего на территории бывшего СССР нефтегазоконденсатного месторождения Кашаган столкнулась со значительными проблемами. Прежняя геолого-техническая модель его эксплуатации требует пересмотра. Состояние оборудования, построенного и собранного почти 10 лет назад, далеко от идеального.

Непредсказуемый

North Caspian Operating Company (NCOC), международный оператор разработки гигантского по запасам нефти и газа, но чрезвычайно сложного для их извлечения морского месторождения Кашаган, все-таки добился получения первых доходов для своих акционеров. Это произошло после многих лет и неоднократных отсрочек начала добычи.

По предварительным подсчетам, выручка за 2017 год должна составить $180 млн при добыче 7,3 млн тонн нефти и среднегодовой цене на нефть Brent в Европе $60/баррель.

Лицензия на освоение Кашагана и еще четырех месторождений принадлежит Северо-Каспийскому консорциуму (СКК) на условиях СРП, заключенного в 1997 году сроком на 40 лет.

Участники Северо-Каспийского консорциума

Источник: NCOC

Геологические запасы нефти и конденсата крупнейшего из них Кашаганского месторождения оцениваются в 1755 млн тонн, извлекаемые – 761 млн тонн, газа – 1 трлн м3, а объем реально извлекаемых в данном случае будет зависеть от выбора схемы разработки. Запасы остальных месторождений СКК во много раз меньше.

Запасы нефти и конденсата месторождений Северо-Каспийского проекта

*Представители NCOC оценивают извлекаемые запасы Каламкас-море в 67 млн тонн.

Источник: Госкомиссия по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан

Полученные NCOC производственные результаты – это своего рода компромисс между осторожными и оптимистичными прогнозами, которые поочередно сменяли друг друга в течение всего года разработки Кашагана. Начиналось все с того, что скептики из Министерства энергетики Казахстана, наученные неудачей первого запуска разработки Кашагана в 2013 году, планировали получить в 2017 году всего 5 млн тонн. Но затем их прогнозы выросли до 9,114 млн тонн. В свою очередь, компании-акционеры, как сообщил Каспийский трубопроводный консорциум (КТК), подали заявку на прокачку в 2017 году кашаганской нефти в объеме 10,4 млн тонн. Кашаган, что в переводе с казахского означает «неуловимый, норовистый», продемонстрировал своими промежуточными показателями полное соответствие неосторожно данному названию месторождения.

Высока вероятность, что разработка Кашагана сохранит такую непредсказуемость еще в течение длительного времени. Размеры и глубина продуктивной толщи очень велики, а геологические характеристики и коллекторские свойства неоднородны. Геологам, промысловикам и экономистам NCOC предстоят сложные и продолжительные исследования и расчеты для обеспечения окупаемости инвестиций и получения прибыли.

Инфраструктура Фазы 1

Как известно, хрестоматийная модель разработки Кашагана предусматривает поэтапную реализацию. Фаза 1 включает в себя опытно-промышленную разработку (ОПР) восточной части месторождения, а ее продолжительность была установлена в 3 года. Конкретные сроки реализации Фазы 1 неоднократно переносились. План, принятый в 2011 году, предусматривал срок ОПР с 2013 по 2016 год, а в 2016 году NCOC согласовал с Казахстаном дополнительный план, согласно которому срок опытно-промышленной разработки устанавливался не на 3 года, а на 5 лет. Таким образом, с учетом 2017 года как первого полного года добычи этап ОПР должен продлиться до 2021 года.

Основу Фазы 1 составляют пять искусственных островов. Три из них представляют собой объекты автоматической добычи (Exploration & Production Centre): на ЕРС 02 и ЕРС 04 построено по 7 скважин, на ЕРС 03 – шесть. Острова А и D – это и комплекс скважин, и инфраструктурные узлы. В частности, на D сооружен комплекс установок по осушке газа и пробурены 12 скважин, на А их 8. Всего подготовлено 40 скважин глубиной более 4000 м, из которых 28 эксплуатационные, 12 – нагнетательные, но они взаимозаменяемы в зависимости от производственной необходимости. Пробурена также 1 разведочная скважина и 1 скважина для закачки бурового шлама.

С острова D на сушу проложены нефтепровод и газопровод для сепарации и очистки сырья, которые проводятся на заводе «Болашак» в поселке Карабатан. Мощность предприятия составляет 22,5 млн тонн нефти и 6,2 млрд м3 газа в год, что по плану соответствует потребностям нынешней Фазы 1. Операции на заводе включают в себя подготовку нефти, обезвоживание и стабилизацию нефтеконденсатной смеси, удаление меркаптана, хранение и отправку на экспорт. Система подготовки газа – обессеривание, регулирование точки росы, извлечение фракций для получения СУГ, а также извлечение серы и хранение, очистку остаточного газа. Кроме того, здесь расположена газовая электростанция, другие энергетические и многочисленные прочие технологические объекты, узлы и установки.

Из Карабатана специально построен соединительный нефтепровод до перекачивающей станции Атырау, связанной с трубопроводной системой КТК, с трубопроводами Атырау – Самара и Атырау – Алашанькоу (в Китай). Соединительный газопровод позволяет через казахстанскую газотранспортную систему отправлять метан и на экспорт, и на внутренний рынок Казахстана.

 

Эффект домино

Добыча на Кашагане была начата с острова А, затем в эксплуатацию были введены скважины на острове D. Индикатором успешности выполнения Фазы 1 является вывод добычи жидких углеводородов на уровень 450 тыс. баррелей в сутки (б/с). Прошлой осенью министр энергетики Казахстана Канат Бозумбаев прогнозировал, что к концу года возможно достижение 300 тыс. б/с. По оценкам же Даурена Карабалина, финансового директора национальной компании «КазМунайГаз», крупнейшего акционера СКК, – и до 380 тыс. б/с. Оптимизм внушали темпы роста производства на Кашагане и в 2016 году, и в первой половине 2017-го. Бруно Жарден, управляющий директор NCOC, указывал, что добыча нефти ограничивается объемом сернистого газа, который он может переработать. Что подразумевает – только мощностями завода «Болашак».

Но летом в разработке месторождения возникли первые сбои. Оперативные ежедневные сводки Министерства энергетики начали сообщать о снижении добычи из-за ремонта то одной, то другой установки. Осенью ситуация еще более осложнилась: сначала вышли из строя подстанции в электрическом хозяйстве NCOC, а потом и сама электростанция, обеспечивающая энергией весь кашаганский проект.

Причина, с одной стороны, решаемая, но с другой – концептуальная для технического состояния проекта. Разнообразное оборудование, построенное 7-8 лет назад, простаивало, отчасти состарилось и износилось, а кроме того, оказалось неподходящим для работы с агрессивным кашаганским сырьем и суровым климатом с перепадами температур от +40 0С до –40 0С.

Наиболее драматичным примером стало растрескивание «всмятку» газопровода с острова D на завод «Болашак» осенью 2013 года. Для устранений последствий аварии консорциум был вынужден отложить запуск Кашагана на 3 года и потратить еще около $4 млрд на замену труб и другого прежнего оборудования. Аварии в электрическом хозяйстве также свидетельствуют: в техническом состоянии кашаганского проекта продолжается выявление слабых звеньев, негативно влияющих и на промысловый график, и на бюджет – из-за необходимости дополнительных трат на ремонт и замену оборудования.

Из-за этих проблем Казахстан снизил прогноз суточной добычи нефти на Кашагане в конце 2017 года до 270 тыс. б/c с ранее ожидавшихся 370 тыс.

Изменения оценок и прогнозов по проекту освоения Кашагана

Источник: документы Северо-Каспийского консорциума, заявления официальных лиц СКК и Республики Казахстан

Нужна другая модель

Однако перечисленные выше проблемы решаемы. Более сложной представляется необходимость пересмотра прежней геолого-технической модели разработки Кашаганского месторождения. В ее основе – обратная закачка в пласт сырого высокосернистого газа для вытеснения в устья скважин как можно больших объемов нефти, одновременно это поможет избежать затрат на очистку метана.

На острове D построены два компрессора мощностью 35 МВт каждый и пробурены нагнетательные скважины. Собственно говоря, именно закачка газа призвана довести нефтяную добычу на Фазе 1 сначала до 370 тыс. б/с, а затем до 450 тыс.

Надежды на интенсификацию отбора нефти за счет таких методов были столь велики, что NCOC разработал, а Казахстан принял в 2013 году проект второго этапа Фазы 1. Он предусматривает строительство в период 2019-2024 гг. Центра компримирования (СС-01). Должен был быть построен специальный остров, а на нем установлены два новых компрессора такой же мощности, как и на острове D. К ним планировалось подключить по 2 эксплуатационные скважины с островных кластеров ЕРС 02 и ЕРС 03, которые преобразуют в нагнетательные. СС-01 должен был обеспечить получение дополнительной нефти в объеме 80 тыс. б/с.

Специалисты NCOC прогнозируют, что снижение пластового давления на 5% обусловит сокращение добычи к моменту окончания Фазы 1 до 300 тыс. б/с (с 370 тыс., которые еще должны быть достигнуты). Поэтому недропользователь предполагал дальнейшее расширение нагнетательных мощностей на следующих фазах и строительство еще 3 компрессоров. При этом необходимый объем инвестиций в СС-01 первоначально оценивался в $5 млрд.

С началом добычи, получением и изучением фактических данных о реагировании месторождения на эксплуатацию NCOC поначалу пришел к выводу, что проект СС-01 необходимо осуществить в кратчайшие сроки. Возможно, хотя эта причина не артикулировалась, результаты работы скважин показали компании, что эксплуатация Кашагана требует применения не только современных насосов, но и других геолого-технических мероприятий и методов увеличения нефтеотдачи.

Но сегодня геологи и разработчики в NCOC находятся в определенном замешательстве. Дело в том, что обратная закачка газа, начатая в средине августа 2017 года, не дала ожидаемых результатов. Другим средством повышения добычи является ввод все новых скважин, оборудования и технологических узлов. В частности, NCOC ежемесячно вводит в эксплуатацию по одной ранее пробуренной скважине. Когда все оборудование будет запущено в полном объеме, NCOC выйдет на уровень добычи в 370 тыс. б/с, полагает Бруно Жарден. По нынешним планам это должно произойти до конца 2018 года.

В то же время уже ясно, что скважинные дебиты не одинаковы и можно ожидать их неоднородности и в будущем. Это подразумевает, что прогнозы и планы добычи на Кашагане будут существенно корректироваться фактическими показателями нефтеотдачи. NCOC в начале февраля заявил, что станет наращивать объем добычи постепенно и на основе мер, направленных на обеспечение надежности оборудования и процессов с учетом поведения коллектора. Да и в других материалах оператора продление Фазы 1 объясняется тем, что это необходимо «для подготовки качественного документа на полномасштабное освоение месторождения».

Пойдет с остановками?

Сейчас прогноз характера возможных поправок в кашаганские планы будет спекулятивной оценкой. Поэтому сосредоточимся на том, что уже согласовали правительство Казахстана и СКК. Это отказ от принципа обязательного перехода от фазы к фазе: от ОПР к полному освоению месторождения (ПОМ, Фаза 2), предусматривающему уровень добычи не менее 40 млн тонн нефти в год, и далее к Фазе 3 с доведением добычи до 60 млн. Партнеры договорились, что могут остановить развитие проекта на любой стадии. В том числе и на Фазе 1.

Скорее всего, такой подход обусловлен не только желанием дождаться устойчиво высоких цен на нефть. Хотя данный фактор имеет значение, поскольку казахстанские эксперты говорят, что рубежом для получения прибыли от добычи на Кашагане является среднеевропейская рыночная стоимость нефти в $70/баррель. Но для NCOC действительно важнее накопить опыт эксплуатации кашаганского коллектора и найти эффективно работающие решения.

Расширение недропользования

Пока же компания хочет расширить масштабы проекта за счет вовлечения в освоение других морских месторождений, геологически менее сложных и более прибыльных для разработки. Бруно Жарден в интервью региональной газете «Ак жайык» объясняет это тем, что «инвесторы (акционеры СКК) рассчитывают финансовые показатели по Фазе 1, смотрят экономические аспекты и, возможно, не настолько счастливы от того, что сейчас видят».

Поэтому NCOC как оператор выдвинул идею интеграции разработки нефтяного месторождения Каламкас-море, принадлежащего СКК, и газового месторождения Хазар, недропользователем которого является «Каспий Меруерты Оперейтинг Компани Б.В.» (КМОК). Совокупные извлекаемые запасы этих двух месторождений составляют 67 млн тонн нефти и 9 млрд м3 газа. Идея заключается в том, чтобы хазарский газ закачивать в коллектор Каламкас-моря и за счет этого увеличивать производительность нефтяного месторождения и генерировать доходы. Shell и «КазМунайГаз», акционеры каждого из этих недропользователей (СКК и в КМОК), равно заинтересованы в увеличении доходов на наиболее перспективном направлении бизнеса.

В поисках прибылей

Экономика и рентабельность – очень уязвимые стороны Кашаганского проекта. Строительство объектов для ОПР месторождения начиналось на фоне цунами нефтяных цен и было поддержано «политикой смягчения» американского ФРС, когда доллары выпускались быстрее, чем пекутся пирожки, а инвесторам требовалось как можно скорее вкладывать их в любые материальные ресурсы. Возникший в результате прекращения эмиссионной политики в 2014-2015 годах кризис цен на сырьевые товары почти в 3 раза ухудшил экономику освоения Кашагана. Рентабельность также снизилась из-за продолжения роста затрат на подготовку к разработке месторождения. Если на 2013 год инвестиции в Фазу 1 оценивались меньше чем в $50 млрд, то в 2016-м они выросли до $55 млрд. Инвестиции, необходимые для реализации Фазы 2, точно пока не оценены.

Канат Бозумбаев, министр энергетики Казахстана, говорит, что NCOC пока не осуществил Фазу 1 в полном объеме, поэтому оценивать затраты на Фазу 2 еще рано. Но на одном из брифингов он прозрачно намекнул на вероятный бюджет ПОМ, сказав, что при стоимости проекта около $200 млрд никто из инвесторов в полномасштабное освоение собственные средства вложить не сможет. Им придется занимать у банков. «Поэтому, когда цена нефти на рынке составляет $56/баррель, нет смысла говорить об этом проекте, но если она вырастет до $75 – наверное, о нем можно будет начать разговаривать», – рассудил министр.

Пока же один из жителей областного центра Атырау посоветовал NCOC на состоявшихся зимой 2016 года общественных слушаниях по проекту… изменить несчастливое название месторождения. Он аргументировал свое предложение тем, что казахи употребляют его в разговорной традиции с негативным значением. «Если из табуна какая-то лошадь каждый раз убегает и на ее возврат всегда теряется много сил, времени и нервов, то такую скотину обзывают «кашаган». И в человеческом обществе, если какая-то идея и ее дело не поддается исполнению и контролю, создает новые проблемы, хлопоты и затраты, то подобная ситуация тоже называется и обозначается как «кашаган», – пояснил инициатор идеи переименования.

Недропользователь обязался рассмотреть это предложение и ответить письменно.

Кашаган предупреждает

В числе главных уроков Кашаганского проекта можно назвать опасность конкуренции между участниками консорциума за место монопольного оператора. Акционеры потратили значительное время и усилия, чтобы прийти к модели коллективного NCOC. С другой стороны, изначальная недооценка сложности освоения морского проекта привела к неоднократному переносу даты начала добычи на месторождении и еще более частому пересмотру суммы необходимых инвестиций (из-за чего инвесторам пришлось помимо вложений дополнительно выплачивать компенсации стране-хозяйке).

В свою очередь, стремление сдержать рост стоимости освоения Кашагана обусловило применение менее дорогого и менее качественного оборудования, что стало причиной новых потерь времени и денег.

Очевидно, что и российским лицензиарам перспективных участков в Арктике, и федеральному правительству России следует рассматривать этот край не только как сокровищницу новых ресурсов углеводородов, но и как зону с повышенными геолого-техническими и инвестиционными рисками. Необоснованно форсировать процесс освоения данного региона крайне опасно.

oilcapital.ru

Вам также будет интересно:

Санкции на нефть: России нечем бурить

Распечатать / отправить по email / добавить в избранное

Комментарии

ООО Информационные системы
Телефон: (495) 926-82-94Тех. поддержка: support@eoil.ru