Добыча нефти и газа

Добыча нефти и газоконденсата

КМГ осуществляет добычу через свои операционные активы, а также участвует в крупных нефтегазовых проектах страны (мегапроекты) мирового масштаба, где выполняет роль акционера без непосредственного управления производственными процессами.

Компания успешно интегрирована в глобальную экосистему нефтегазовой индустрии, сотрудничает с признанными мировыми лидерами. Это позволяет внедрять лучшие практики, современные технологии и высокие стандарты в добыче, обеспечивая устойчивое развитие отрасли.

Объем добычи нефти и газового конденсата КМГ за 2024 год составил 23 837 тыс. тонн (490 тыс. барр. в сутки), увеличившись на 1,3 %.

• Добыча нефти АО «Озенмунайгаз» выросла на 4,5 %, составив 5 098 тыс. тонн, добыча газа увеличилась на 2,7 %, составив 612 млн м³. Добыча нефти АО «Эмбамунайгаз» выросла на 2,5 %, составив 2 790 тыс. тонн, добыча газа сократилась на 5,5 %, составив 205 млн м³. Добыча нефти АО «Мангистаумунайгаз» выросла на 0,3 %, составив 3 085 тыс. тонн, добыча газа увеличилась на 3,7 %, составив 443 млн м³. Рост добычи на вышеуказанных операционных активах связан с уменьшением аварийных отключений электроэнергии со ­стороны Мангистауского атомного энергокомбината в отчетном году по сравнению с 2023 годом, а также с дополнительными геолого-техническими мероприятиями, применяемыми операционными активами для увеличения объема добычи.
• Добыча на прочих операционных активах увеличилась на 15,1 % и составила 3 321 тыс. тонн. Увеличение связано преимущественно с объемами добычи на месторождении Дунга, приобретенного в конце 2023 года, а также с введением в разработку месторождения Рожковское (ТОО «Урал Ойл энд Газ») в декабре 2023 года наряду с введением в эксплуатацию новых скважин на месторождении Урихтау. При этом объем добычи продолжил свое снижение на зрелых месторождениях Кумкольской группы (ТОО «СП «Казгермунай», ПетроКазахстан Инк.) в связи с естественным истощением запасов.
• Добыча нефти на Тенгизе на долю КМГ уменьшилась на 3,7 % и составила 5 562 тыс. тонн (121 тыс. барр. в сутки). Уменьшение показателей связано преимущественно с проведением капитальных ремонтов на производственных установках.
• Добыча нефти на Кашагане на долю КМГ составила 2 885 тыс. тонн (62 тыс. барр. в сутки), показав снижение на 7,2 %. Снижение связано с проведенным плановым капитальным ремонтом ­установки слаг-кэтчер в октябре отчетного года. ­Добыча нефти и конденсата на Карачаганаке на долю КМГ увеличилась на 1,0 %, составив 1 097 тыс. тонн (24 тыс. барр. в сутки). Росту объемов добычи жидких углеводородов способствовало увеличение обратной закачки сырого газа в пласт на производственных установках Карачаганака.

Параметры активов КМГ по направлению Добыча

Качество добываемой нефти в активах КМГ варьи­руется в зависимости от региона. Самая ­тяжелая нефть с коэффициентом баррелизации 6,68 барр. на тонну добывается на месторождении ­Каражанбасмунай, а самая легкая — на месторождениях «Урал Ойл энд Газ», где этот показатель дости­гает 8,27 барр. на тонну.

Основные параметры, определяющие качество сырой нефти, — это плотность в градусах API и содержание серы. Нефть марки CPC Blend, добываемая в рамках мегапроектов КМГ, характеризуется низким содержанием серы (0,56 %) и высокой плотностью (45,3° API), что делает ее одной из самых качественных в мире.

Добыча нефти на операционных активах КМГ

КМГ уделяет особое внимание эффективному управлению зрелыми месторождениями, которые составляют основную часть портфеля. Около 85 % добычи нефти на операционных активах приходится на семь ключевых месторождений: Узень и Карамандыбас (Озенмунайгаз), Каламкас и Жетыбай (Мангистаумунайгаз), С. Нуржанов и Восточный Молдабек (Эмбамунайгаз), Каражанбасмунай.

Приоритеты и инициативы

КМГ сосредоточен на оптимизации и повышении эффективности добычи нефти, что является важной ­частью стратегии Компании. Основные направления:

• обеспечение энергобезопасности;
• увеличение межремонтного периода;
• оптимизация затрат;
• проект реабилитаций месторождений Озенмунайгаза;
• инвестиционные проекты Эмбамунайгаза;
• мероприятия по обновлению автотранспорта и спецтехники;
• автоматизация производства и цифровизация.

Этапы реализации

• Фаза 1 (2000—2012 годы): разбурены 26 скважин, включая горизонтальные, с производительностью до 1 тыс. тонн нефти в сутки.
• Фаза 2 (2012—2019 годы): добавлено 109 скважин, расширена система подготовки нефти, газа и воды до 2,2 тыс. тонн нефти в сутки.
• Фаза 3 (с 2019 года по наст.): расширение инфраструктуры и подключение оставшихся скважин к центральному пункту сбора (ЦПС).

Текущие работы (Дунга Фаза 3)

В настоящий момент осуществляется модернизация Центрального пункта сбора (ЦПС) для увеличения пропускной способности добычи нефти и газа с 17,5 до 20,6 тыс. барр. в сутки, что обеспечит работу месторождения до 2039 года.

Ключевые результаты

• Подключение 61 скважины завершено:
  • линии D, C (11 скважин);
  • линии N, O (32 скважины);
  • линии F-H (18 скважин).
• Завершено строительство 8-дюймового трубопровода морской воды.
• Завершено проектирование нового 8-дюймового экспортного нефтепровода; строительство начнется в 2025 году.
• Завершена оптимизация систем переработки нефти, воды, газа и вспомогательных систем.
• Установка новой системы компримирования газа (включая главный компрессор) завершится в 1 квартале 2025 года.

Прогресс реализации: 97 %

Стоимость проекта: 289 млн долл. США

Значимость проекта

Проект Дунга Фаза 3 обеспечивает увеличение объемов добычи, поддержку долгосрочной эксплуатации месторождения и улучшение инфраструктуры.

Мероприятия по повышению эффективности добычи

Увеличение нефтеотдачи и внедрение новых технологий

В 2023 году КМГ разработал Дорожные карты технологических вызовов, направленные на решение задач по разработке трудноизвлекаемых запасов. Они включают внедрение технологий на этапе лабораторных исследований, опытно-промышленных испытаний (ОПИ) и промышленного применения. В 2024 году утверждены Правила технико-экономической оценки технологий, которые стандартизируют подходы к выбору и внедрению методов увеличения нефтеотдачи.

Для упрощения внедрения технологий с 2023 года функционирует интернет-портал «Центр ОПИ», кото­рый позволяет эффективно обрабатывать заявки и проводить ОПИ. Эти мероприятия помогут поддерживать стабильный уровень добычи нефти и газа.

Разработка истощающихся месторождений

На зрелых месторождениях, таких как С. Балгимбаев, Ботахан, Кошкар и другие, наблюдаются высокая обводненность и истощение запасов. Ведутся работы по оптимизации: отключение низкодебитных скважин, передача в сервисное управление и реализация иных мер.

Проект реабилитации месторождений Узень и Карамандыбас

В 2023 году начат масштабный проект по реабилитации месторождений Узень и Карамандыбас. В 2024 году план добычи составил 173 тыс. тонн. Ключевые мероприятия:

• бурение новых и нагнетательных скважин;
• внедрение технологий выравнивания профиля приемистости;
• модернизация системы поддержания пластового давления и инфраструктуры;
• внедрение полимерного заводнения;
• продолжится перевод скважин на установки электро­приводного центробежного насоса (УЭЦН).

В 2025 году продолжатся работы по совершенствованию систем заводнения и цифровизации.

Решение проблемы с энергообеспечением объектов КМГ

В 2024 году значительно снизились систематические аварийные отключения электроэнергии энерговырабатывающих и энергопередающих организаций.

Проекты по строительству энергомощностей и повышению энергоэффективности

Гибридная электростанция в Мангистауской области

В 2024 году начато строительство гибридной электростанции мощностью 247 МВт совместно с компанией Eni. Проект направлен на обеспечение энерго­безопасности региона и снижение зависимости от внешних источников электроэнергии.

Газопоршневые электростанции (ГПЭС)

Для покрытия собственных нужд АО «Каражанбасмунай» и АО «Мангистаумунайгаз» реализуют проекты по переработке газа в электроэнергию:

• Каражанбас (Каражанбасмунай): ГПЭС мощностью 4,9 МВт, переработка газа (11,1 млн м³/год), запуск в течение десяти месяцев после закупок в декабре 2024 года.
• Жетыбай (Мангистаумунайгаз): ГПЭС мощностью 25 МВт, переработка газа (58,4 млн м³/год).
• Каламкас (Мангистаумунайгаз): ГПЭС мощностью 10 МВт, переработка газа (27,5 млн м³/год).

Проекты для Жетыбая и Каламкаса завершатся до конца 2025 года. Электростанции будут переданы в аренду Мангистаумунайгазу на 15 лет.

Повышение работоспособности фонда скважин

Для восстановления работоспособности скважин в ДЗО КМГ реализуются программы:

• геолого-технические мероприятия (ГТМ);
• подземный ремонт скважин. Эти меры способст­вуют увеличению межремонтного периода, что подтверждается положительной динамикой в отчетном периоде.

Общий фонд скважин под операционным управлением в 2024 году составил 17 914 ед., из них 13 830 ед. приходятся на действующий добывающий фонд скважин. Большая часть объема добычи нефти и конденсата приходится на добычу от переходящего фонда скважин.

Количество вовлеченных буровых установок — 48 ед.