Расширение Тенгиза: в ожидании «большой» нефти

размер шрифта: Aa | Aa

На одном из крупнейших месторождений Казахстана - Тенгизе - уже в обозримой перспективе может начаться масштабный проект по расширению добывающих мощностей - Проект будущего расширения. он позволит увеличить добычу углеводородов более чем на 46% по сравнению с текущим уровнем.

Увеличение добычи на месторождениях Тенгиз и Королевское, оператором которых является Тенгизшевройл, за последние годы явилось одним из ключевых драйверов, которые способствовали росту как производственных, так и экспортных показателей нефтяной отрасли Казахстана.
К примеру, стартовав с 800 тыс. т в год в начале 1990-х, добыча нефти компанией Тенгизшевройл по итогам 2010 года составила 25,9 млн т (+13,1% по сравнению с 2009 годом). Это составило заметные 32,5% от общего производства нефти и газового конденсата по республике -79,7 млн т, зафиксированных в прошлом году. В то же время, в январе-сентябре текущего года компанией было добыто 19 млн т углеводородов.
При этом статистика демонстрирует, что динамика роста добычи на месторождениях Тенгиз и Королевское остается фактически одной из наиболее высоких по стране — в частности, по сравнению с 2003 годом (12,75 млн т) производство нефти увеличилось более чем вдвое. Напомним также, что Тенгиз является одним из крупнейших месторождений Казахстана — извлекаемые запасы нефти в его коллекторе составляют от 750 млн до 1,1 млрд т (6-9 млрд баррелей).
Большую роль в обеспечении подобных темпов сыграла реализация проектов Закачки сырого газа и Завода второго поколения (ЗСГ/ЗВП) совокупной стоимостью около $7,4 млрд, которые в свое время столкнулись с рядом задержек ввиду различного рода причин. Так или иначе, технологические наработки, апробированные в ходе их осуществления, лежат и в основе Проекта будущего расширения (ПБР) - именно с ним связываются ключевые ожидания по увеличению добычи и экспорта тенгизской нефти.
 
Так называемый Третий завод и другие эксплуатационные объекты ПБР планируется разместить в пределах существующей лицензионной территории месторождения, неподалеку от действующего завода второго поколения.
Проект будущего расширения мощностей включает размещение таких объектов как:
1)    система нефтесбора ПБР, включая добывающие скважины, замерные установки, сборные коллекторы;
2)    система повышения давления (входные сепараторы, насосная установка, компрессорная установка);
3)    завод ПБР по переработке нефти и подготовке газа для закачки в пласт, системы выработки электроэнергии;
4)    компрессорная станция обратной закачки сырого газа в пласт - коллектор (ЗСГ).
Потенциально, ввод ПБР в эксплуатацию может состояться уже в 3-м квартале 2016 года. Однако реальное увеличение добычи начнется, по всей видимости, в 2017 году.
При полной проектной мощности ПБР даст дополнительно 12 млн т нефти в год к основному уровню добычи Тенгизшевройл, - так что, принимая во внимание текущий объем производства (25,9 млн т), общая добыча составит 37 млн т. в год. Кроме того, по имеющимся данным, основная добыча нефти компанией Тенгизшевройл вплоть до планируемого завершения ПБР в 2016 году может вырасти как минимум на 1-1,5 млн т к существующему уровню. Это обуславливает ожидаемый реальный уровень добычи в объеме 38-38,5 млн.
В период реализации ПБР предполагается пробурить около 71 добывающих скважин, чтобы обеспечить достаточную продуктивность пласта и загрузить нефтеперерабатывающие установки ПБР во время пуска. В этот же период запланировано бурение приблизительно 21 нагнетательной скважины для обеспечения  достаточной приемистости коллектора ко времени пуска, в целях обратной закачки в пласт добытого газа (после переработки на установках ПБР). После запуска ПБР ожидается бурение еще примерно 114 добывающих скважин.
Для сравнения: в настоящее время в эксплуатации находятся 105 действующих добывающих скважин Тенгизского месторождения и 16 добывающих скважин Королевского месторождения.
Немаловажно также, что в результате реализации проекта ожидается и увеличение извлекаемых запасов по нефти как минимум на 100 млн т.
В основу производительности перерабатывающих объектов Проекта будущего расширения заложена установка компрессоров (две нитки компрессоров) закачки сырого газа с производительностью закачки 13,6 млн куб. м в сутки каждого. Фактический объем сырого газа для закачки составит 6,3 млрд куб. м в год, однако, пропускная способность ЗСГ ПБР позволит закачивать до 27,2 млн куб. м в сутки.
Отметим, что если раньше добыча на Тенгизе ориентировалась на фонтанирующие скважины с естественным притоком нефти, то сейчас ключевая задача - обеспечение поддержания давления внутри пласта. В результате, обращает на себя внимание, что ПБР подразумевает исключительно получение товарной нефти, в то время как попутный газ планируется закачивать в пласт.
Это свидетельствует о том, что объемы добычи природного газа на месторождении Тенгиз фактически останутся на прежнем уровне. Стоит напомнить, что в I полугодии 2011 года объем продаж Тенгизшевройл сжиженного нефтяного газа составил 664 тыс. т (снижение на 24 тыс. т с аналогичным периодом прошлого года), сухого газа - 3,4 млрд куб. м (снижение на 0,1 млрд куб. м соответственно).
Вызывает   некоторую   обеспокоенность то, что проект все еще не прошел согласование в уполномоченных государственных органах, процесс которого может затянуться как минимум на полтора-два года и ввиду nехнологической сложности ПБР. Из-за этого его ТЭО до сих пор позиционируется как предварительное, и существует  возможность внесения значительных изменений, в том числе и график работ. Вместе с тем, вероятность того, что проект будет целенаправленно тормозиться, фактически равна нулю — Казахстану представляется выгодным его ускоренный ввод в эксплуатацию как по финансовым, так и производственным причинам.

Возрастут закупки казахстанских товаров и услуг, увеличатся отчисления в бюджет. В результате, окончательное согласование позиций может завершаться уже непосредственно в процессе реализации проекта. 

По имеющимся данным, которые фигурировали в кулуарах компании Тенгизшевройл, стоимость проекта может составить $16 млрд (инвестиции в течение 4-5 лет) – это достаточно много даже для столь крупного консорциума. Однако, по всей видимости, значительных проблем с обеспечением финансирования у компании-оператора месторождения Тенгиз возникнуть не должно, принимая во внимание наличие механизмов привлечения заемного финансирования. В частности, о возможности привлечения последнего заявляли и представители Тенгизшевройл.

В данном контексте показательно и то, что агентство Fitch несколько ранее подтвердило в целом высокий потенциал компании в отношении обеспечения своих долговых обязательств. Одна из важных причин — это отсутствие чистого воздействия на денежные потоки компании со стороны ЭТП на нефть, которая фактически компенсируется в рамках платежей роялти. 

Вместе с тем, существует вероятность увеличения сметной стоимости ПБР – к примеру, летом 2011 года представителями консорциума озвучивалась сумма уже в $15-20 млрд, где наиболее реально именно верхнее стоимостное значение. Возможно, что окончательная ясность в отношении стоимости проекта будет внесена уже после его согласования с правительством.

Куда пойдет тенгизская нефть?

Значительный прирост добычи в рамках ПБР означает необходимость задействования дополнительных экспортных мощностей. На данный момент основной объем нефти и газового конденсата с месторождения Тенгиз экспортируется по Тенгиз-Кульсары-Атырау-Новоросийск (КТК) — указанный нефтепровод позиционируется компанией как наиболее эффективное и рентабельное направление поставок нефти на внешние рынки. По данным за 2010 год, объем поставок по этой системе составил 16 млн т. Остальной объем поставок осуществляется по железной дороге в порт Актау (далее, в Батуми и Кулеви), Одессу, Феодосию.

Учитывая все обстоятельства, ключевым маршрутом экспорта после расширения производства углеводородов на месторождении удет оставаться нефтепровод КТК. Напомним, что реализация ПБР в целом совпадает со сроками завершения проекта расширения пропускной мощности КТК до 67 млн т.

В частности, после 2016 года транзит нефти с месторождений Тенгиз и Королевское по системе КТК может составить до 30,5 млн т в год. Здесь важным фактором является транспортировка нефти по КТК после расширения нефтепровода на принципах ship-or-pay, которые обуславливают для Тенгизшевройл необходимость приоритетной загрузки рассматриваемого  направления.

Остающийся объем нефти, в соответствии с нашими оценками, компания будет транспортировать по магистральным нефтепроводам – Атырау-Самара и Казахстан-Китай. В данном контексте стоит обратить внимание на планирующееся расширение пропускной способности казахстанско-китайского нефтепровода — с 11 млн т в 2011 году до 20 млн т к 2020 году.

По всей видимости, после завершения проекта расширения нефтепровода Тенгиз-Кульсары-Атырау-Новоросийск компания Тенгизшевройл может отказаться от железнодорожных поставок нефти, прежде всего по причинам более низкой рентабельности. Однако вплоть до 2014 года значительная доля экспорта компании продолжит зависеть от железнодорожных перевозок.

Вместе с тем, согласно кулуарной информации, в случае осуществления проекта ККСТ компания Тенгизшевройл может переориентировать на этот маршрут часть поставок нефти с КТК и Атырау-Самара. По имеющимся данным, в обозримой перспективе компания Тенгизшевройл не намерена возобновлять поставки сырья по магистральному нефтепроводу БТД. Напомним, что в начале 2010 года компания прекратила поставки нефти по БТД в связи с завышенным, по ее мнению, транзитным тарифом. На сегодняшний день важным сдерживающим фактором является и отсутствие достаточных пропускных мощностей в системе БТД, прежде всего в связи с увеличением добычи на азербайджанском блоке Азери-Чираг-Гюнешли .

alt

PDFПечатьE-mail