Перейти к основному содержанию

kursiv_in_telegram.JPG


3670 просмотров

Где хранится казахстанское черное золото

Журналист «Курсива» побывал на месторождении и увидел, как добывается основной экспортный продукт страны

Установка подготовки попутного нефтяного газа. Фото автора

Пожалуй, каждый казахстанец считает своим долгом время от времени интересоваться стоимостью барреля на мировом рынке и, переводя условные доллары в тенге, просчитывать, как они повлияют на цены на недвижимость, бензин и продукты питания. А для журналистов нефтянка чуть ли не основной источник информации. Если вы работаете в Атырау и временами освещаете нефтяные события, то вряд ли откажетесь побывать на месторождении и своими глазами увидеть, как добывается черное золото.

10 часов на колесах

Когда служба по связям с общественностью АО «Эмбамунайгаз» (ЭМГ) пригласила журналистов поехать в пресс-тур на Прорвинскую группу месторождений, расположенную в районе Тенгиза, я согласился не задумываясь. Тем более что на этом месторождении никогда не был и слышал, что компания связывает большие надежды с данным участком, ожидая обнаружить здесь крупные залежи углеводородов. Кстати, председатель правления АО «ЭМГ» Ануар Жаксыбеков во время встречи с журналистами за день до поездки на Прорву подтвердил это, сказав, что у предприятия есть участок рядом с Тенгизом, где планируется бурение скважин глубиной 7 тыс. м. Однако акционеры ЭМГ по экономическим соображениям сейчас приостановили финансирование.

«Но мы все-таки нацелены пробурить эту скважину», – отметил он и добавил, что в случае подтверждения перспективных ресурсов будет осуществлено дальнейшее расширение производства.

Прорвинская группа состоит из четырех месторождений: имени Сагидоллы Нуржанова, Актобе, Западная Прорва и Дос­мухамбетовское, входящих в состав нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Жылыоймунайгаз». Они расположены приблизительно в 400 км от города Атырау, если считать расстояние по автомобильной дороге. Чтобы как минимум после полудня мы смогли начать знакомство с производством, нам надо было выехать в 8 часов утра.

На легком микроавтобусе через Доссор по трассе Атырау – Актау, с парой остановок на перекур, оставив позади 230 км, мы добрались до поселка Кульсары, являющегося районным центром Жылыойского района. Заправив здесь транспорт, мы двинулись уже в сторону Прорвы. Предстояло проехать еще около 170 км.

Нужно ли рассказывать о том, что наша дорога пролегала по бескрайней степи, где пейзаж за окном представлял собой засушливую светло-коричневую землю, сгоревшую под палящим солнцем. И лишь убегающая лентой вдаль дорога разбивает раскинувшуюся до горизонта степь. Единственное развлечение в такой ситуации – смотреть и считать встречные и обгоняющие машины, которых, кстати, немало. Да и сама эта дорога пугает печальной статистикой. В ситуации, когда глазу не за что зацепиться, человек устает от однообразия, и здесь важно не дать заснуть водителю.

После Кульсары следующая наша точка – Тенгиз, который сегодня оброс многочисленными вахтовыми и производственными поселками. Со стороны кажется, будто ты едешь через большой город. Отметим, что на Тенгизе реализуется Проект будущего расширения, и сейчас здесь живут и работают свыше 50 тыс. человек. А количество различной техники на дороге было настолько велико, что нашему водителю приходилось совершать виртуозные маневры, чтобы обгонять другие авто.

gde-hranitsya-kazahstanskoe-chernoe-zoloto2.jpg

Нефтяная качалка

Прорва нефти

На самом деле есть мнение, что «прорва» – русифицированный вариант казахского словосочетания «бір арба», что в переводе с казахского означает «одна повозка», и якобы в этой местности таковой была мера при продаже рыбы. 

А вот первая промышленная разработка здешних залежей началась в 1966 году. И хотя сегодня выработанность запасов углеводородного сырья здесь дошла до 70%, а обводненность превышает 80%, в данной местности по-прежнему есть фонтанирующие скважины. В 2018 году «Жылыоймунайгаз» произвел более 1,1 млн т нефти, из них 70% было добыто на Прорвинской группе. Здесь расположены 300 из 600 действующих скважин нефтегазодобывающего управления. При этом компания ЭМГ всего за прошлый год добыла свыше 2,8 млн т нефти.

Обслуживают месторождения около 500 работников. Представителям СМИ продемонстрировали работу центра подготовки нефти, куда поступает сырье со всех четырех месторождений и где оно доводится до кондиции: из него убираются газ, сера, вода и другие примеси. Практически весь производственный процесс автоматизирован.

С 2017 года на Прорве введена в эксплуатацию «Установка подготовки попутного нефтяного газа» мощностью 150 млн куб. м в год. На ее строительство, включая прокладку 63 км газопровода, подстанции и другие необходимые объекты, компания потратила 39,5 млрд тенге (с НДС).

«Если бы мы не наладили утилизацию попутного газа, то вынуждены были бы остановить добычу нефти. Потому что сжигать его запрещено. А останавливать производство здесь, на Прорвинской группе, означает оставить без работы почти 500 человек», – отмечает управляющий директор по энергетическому обеспечению и газовому хозяйству АО «Эмбамунайгаз» Бауыржан Сейтказиев.

Из 150 млн куб. м попутного газа завод производит более 2,7 тыс. т гранулированной серы, 4,2 тыс. т стабильного газового канденсата и 144 млн куб. м товарного газа. Из них 51 млн куб. м предприятие использует для собственных нужд, а остальные 92 млн закачивает в систему АО «КазТрансГаз Аймак».

Как отметил Сейтказиев, КТГА закупает у них товарный газ по 1,9 тенге за 1 куб. м. Такую цену установило правительство.

Аналогичные газоустановки есть на месторождениях Восточный Макат и им. Салтаната Балгимбаева – мощностью 40 и 20 млн куб. м в год соответственно. И они работают с 2014 года.

В целом представитель ЭМГ не отрицает, что производство товарного газа – перспективное направление для компании. Но все зависит от результатов разведки и обнаружения больших запасов нефти.

gde-hranitsya-kazahstanskoe-chernoe-zoloto1.jpg

Нефтяные резервуары

Эмба: первая... нефть

Вечером того же дня часть участников пресс-тура вернулась в город. Оставшиеся должны были переночевать на промысле и на следующий день поехать на месторождение Карашунгил, где, согласно историческим данным, была добыта первая казахстанская нефть. В этом году, кстати, исполнилось 120 лет со дня начала нефтедобычи в республике.

Согласно легенде, урочище Қарашүнгіл, где в 1899 году была обнаружена первая казахстанская нефть, считалось «киелі жер», что в переводе с казахского означает «священная земля», имеющая духов-покровителей. Поэтому, несмотря на обилие фонтанирующей нефти, разработчики месторождения – некто российский штабс-капитан Леман и компания – не смогли наладить здесь добычу, провалили бизнес и были вынуждены продать дело братьям Нобель. При этом слово «провалили» подходит как нельзя лучше, поскольку буровое оборудование постоянно проваливалось под землю. Местные жители считали, что так «духи защищали свою территорию». Поэтому самыми первыми крупными нефтяными месторождениями, которые принесли известность Казахстану, считаются запущенные гораздо позже месторождения Доссор, Макат и Искене. Все они в советское время осваивались образованным в 1922 году государственным трестом «Эмбанефть», наследником которого сегодня является АО «Эмбамунайгаз».

Напомним, в настоящее время старейшее нефтедобывающее предприятие страны, входящее в состав национальной компании «КазМунайГаз», разрабатывает в основном старые, пережившие пик добычи месторождения. Извлекать сырье из них становится все сложнее, несмотря на применение различных технологий.

gde-hranitsya-kazahstanskoe-chernoe-zoloto3.jpg

Гранулированная сера

gde-hranitsya-kazahstanskoe-chernoe-zoloto4.jpg

Загрузка серы в мешки

 


4009 просмотров

Низкие цены на комуслуги в Казахстане препятствуют производству природного газа

Как повысить цены, не рассердив население?

Фото: Oil and Gas Photographer

Правительство Казахстана озадачено сложным вопросом. С одной стороны, республике нужно обеспечить население недорогим голубым топливом, с другой – необходимо стимулировать производство природного газа, для чего надо повысить закупочную цену для добывающих компаний.

В Казахстане одни из самых низких цен на коммунальные услуги, в частности, на газоснабжение и электроэнергию – 3% от среднего семейного дохода. Это значительно меньше, чем в странах Европейского союза, где аналогичный показатель составляет 23%. В России, к примеру, на комуслуги тратят в среднем 5–8% семейного дохода, в Индии – 10–12%, в Азербайджане и Турции – от 8 до 10%. В перспективе низкие цены на газ могут привести к проблемам с инвестициями в производство газа. К такому мнению пришли эксперты исследовательской компании IHS Markit, подготовившие для Ассоциации «Kazenergy» Национальный энергетический доклад 2019 года.

Добыча: сегодня и в будущем

По данным IHS Markit, в 2018 году всего в Казахстане было добыто 55,5 млрд куб. м газа, из них 34%, или 19,1 млрд куб. м, ушло на обратную закачку, а 36,4 млрд куб. м – на продажу. Из коммерческих объемов 19,4 млрд куб. м были экспортированы, а 17 млрд куб. м – реализованы на внутреннем рынке.

Коммерческие объемы добычи на месторождении Кашаган в прошлом году составили 5,46 млрд куб. м, на Тенгизе – 9,2 млрд куб. м, на Карачаганаке – 10,3 млрд куб. м.

Эксперты прогнозируют, что к 2040 году валовая добыча газа в стране вырастет на 52%, до уровня 84,4 млрд куб. м в год. Но коммерческие объемы при этом увеличатся лишь на 3,6% – до уровня 38 млрд куб. м в год, что объясняется высокой потребностью в обратной закачке газа.

С 2018 по 2040 год 95% прироста добычи придется на Кашаган, 2% – на Тенгиз. А вклад месторождения Карачаганак в валовую добычу снизится на 1%. При этом коммерческие объемы добычи газа на месторождении не изменятся – около 9,5 млрд куб. м в год. На Тенгизе они будут находиться на уровне порядка 9,5 млрд куб. м в год до 2035 года, после чего снизятся до 8,5 млрд куб. м к 2040 году.

Еще одним потенциальным источником прироста добычи может стать реализация новых проектов на Каспии.

2_60.png

Газоснабжение, электроэнергия и переработка

По прогнозу IHS Markit, в период до 2040-х годов включительно спрос на газ на внутреннем рынке будет удовлетворяться как за счет казахстанских объемов, так и за счет импорта. В 2018 году в приграничные регионы Казахстана из России и Узбекистана было импортировано 7 млрд куб. м газа. В результате внутреннее потребление достигло 24 млрд куб. м.

По сведениям аналитиков, в балансе первичных энергоресурсов Казахстана доля газа составляет всего 21%. На нефть приходится 18% генерации электроэнергии. 59% спроса на энергоресурсы удовлетворяется за счет угля. 

В основном, газ потребляют на западе страны. На севере и востоке чаще всего используется уголь. На юге – как уголь, так и газ.

Половина поставляемого на внутренний рынок газа применяется для производства электроэнергии, 36% потребления занимает жилищно-коммерческий сектор, 14% – промышленность.

К 2040 году доля электроэнергетики в конечном потреблении газа останется на уровне около 50%, хотя объем потребления газа в электроэнергетике при этом вырастет примерно до 13,5 млрд куб. м в результате ввода в эксплуатацию новых генерирующих мощностей. Доля жилищно-коммерческого сектора в потреблении газа снизится с 1/3 до 1/4, а доля промышленности вырастет с 14 до 25%.

К 2030 году газоснабжением будут охвачены 1,6 тыс. населенных пунктов, или 56% населения республики. Сейчас доступ к природному газу имеют 10 областей и два города республиканского значения – Алматы и Шымкент, или 49,7% населения республики.

В 2015 году, с завершением строительства газопровода Бейнеу – Бозой – Шымкент (ББШ), все основные магистральные газопроводы Казахстана объединены в единую газотранспортную систему.

На сегодня АО «КазТрансГаз» (КТГ) управляет магистральными газопроводами общей протяженностью более 19 тыс. км и газораспределительными сетями протяженностью более 48 тыс. км.

Отдельно необходимо отметить потребность в газе будущих газоперерабатывающих заводов. Только газохимический комплекс в Атырауской области будет потреблять ежегодно 7 млрд куб. м газа. Сухой газ с Тенгизского месторождения будет подаваться в установку сепарации газа для получения этана и пропана, необходимых для производства олефинов.

На первом этапе, к концу 2021 года, построят завод по производству полипропилена мощностью 550 тыс. т в год. Второй этап предусматривает строительство завода по производству полиэтилена с двумя линиями мощностью по 625 тыс. т в год каждая. Также планируется строительство установки парового крекинга для производства этилена мощностью 1,25 млн т в год. Строительство завода начнется в 2021 году, а ввод в эксплуатацию намечен на 2025 год.

В стадии разработки проект газохимического комплекса по производству полиолефинов в Актюбинской области. По данным IHS Markit, в январе 2018 года китайская компания Tianjin Bohai Petrochemical подписала соглашение о сотрудничестве по проекту с акиматом Актюбинской области.

Согласно этому документу, к 2021 году планируется запуск установок по производству метанола мощностью 1,8 млн т в год, олефинов мощностью 300 тыс. т в год, а также еще двух установок мощностью по 300 тыс. т в год для производства полиэтилена и полипропилена. В качестве сырья могут быть использованы газоконденсатные жидкости, поступающие с газоперерабатывающего завода АО «СНПС-Актобемунайгаз».

По данным Национального энергетического доклада 2019 года, подготовленного для Ассоциации «Kazenergy», еще один химический комплекс, стоимостью около $2,7 млрд, планируется построить в Мангистауской области. Это будет совместное предприятие казахстанского АО «КазАзот» (39%) и китайской компании Inner Mongolia Berun Holding Group (61%). Ежегодная мощность производства составит 1 млн т метанола, 1,2 млн т азотных удобрений и 600 тыс. т олефинов. 

Однако, компания "КазАзот" сообщила что еще в 2018 году получила отказ от китайской компании Inner Mongolia Berun Group по проекту газохимического комплекса по инвестированию проекта «Создание газохимического комплекса». В настоящее время продолжается поиск новых инвесторов.

1_59.png

Где взять газ?

Между тем наравне с предполагаемым ростом внутреннего спроса в стране прогнозируется снижение производства газа. По утверждению экспертов, более половины добываемого в Казахстане газа составляет попутный газ, значительная часть которого с высоким содержанием серы, что «требует дорогостоящей подготовки и дополнительных мер для обеспечения безопасного хранения, утилизации и монетизации больших объемов удаленной серы».

По данным IHS Markit, цены, которые платят недропользователям за газ, «на порядок» ниже себестоимости добычи. Эксперты поясняют, что эти цены не регулируются в административном порядке, а устанавливаются индивидуально путем переговоров между производителями и покупателями, прежде всего, КТГ, за которым закреплены монопольные полномочия, предполагающие наличие преимущественного права на приобретение попутного газа.

В середине 2018 года средняя цена на газ, выплачиваемая казахстанским производителям, составляла 14,5 тыс. тенге за 1 тыс. куб. м. В мае 2019 года за тот же объем давали 14,3 тыс. тенге.

«Этого может оказаться достаточно для покрытия себестоимости сухого газа с небольшой глубиной залегания, но не хватает для покрытия себестоимости жирного попутного газа с высоким содержанием серы, который необходимо извлечь, подготовить и транспортировать к месту подачи в газопровод», – поясняют эксперты.

По их мнению, пока цены на газ и другие энергоресурсы остаются искусственно заниженными, решение назревших проблем, стоящих перед энергетическим сектором – таких как обеспечение необходимых сумм инвестирования в электроэнергетику и увеличение коммерческих объемов предложения газа – будет «откладываться на потом».

При этом, по данным IHS Markit, при более внимательном изучении финансовых показателей КТГ выясняется, что компания несет убытки от своего основного вида деятельности – реализации газа казахстанским потребителям. В 2014–2018 годах потери компании от операций на внутреннем рынке составили 200 млрд тенге. А за первое полугодие 2019 года убытки КТГ достигли 63 млрд тенге. Несмотря на это совокупный чистый доход от деятельности компании в целом вырос на 100 млрд тенге, увеличившись на 140% в годовом исчислении.

«По сути компания выходит в плюс благодаря международным поставкам природного газа, включая транзит третьих лиц, а также экспорту газа», – отмечают эксперты.

Наибольшее влияние на стоимость газа для конечных потребителей оказывает антимонопольное ведомство, считают эксперты. По их мнению, комитет руководствуется не столько энергетической политикой как таковой, сколько более общими макроэкономическими соображениями.

Основным фактором, определяющим подход ведомства к формированию цен на газ, является заданный правительством целевой показатель инфляции.

3_47.png

Проблемы общего рынка ЕАЭС

Тем временем государства – члены Евразийского экономического союза (ЕАЭС) – Армения, Беларусь, Казахстан, Кыргызстан, Россия – договорились к 2025 году создать общий рынок природного газа, нефти и нефтепродуктов. 

По сведениям IHS Markit, общий рынок газа ЕАЭС призван создать условия для эффективной торговли на недискриминационной основе, обеспечить обмен информацией о потреблении, добыче, транспортировке и поставке природного газа, а также повысить прозрачность ценообразования.

Кроме того, рынок должен обеспечить возможность беспошлинных поставок газа, поддержание рыночных цен, предполагающих коммерческую рентабельность продаж газа на общем рынке, а также принятие странами-участницами согласованного решения о переходе на равнодоходные цены на газ на территории государств ЕАЭС.

По мнению экспертов, на практике создание общего рынка газа, к которому в течение вот уже многих лет стремится ЕС, потребует основательной либерализации и тщательного согласования политики.

«При этом для Казахстана задачи гармонизации выльются в серьезные сложности, поскольку в стране сохраняется высокий уровень регулирования внутренних цен на газ и внутреннего рынка в целом», – считают в IHS Markit.

К примеру, для гармонизации цен с Ямало-Ненецким автономным округом России к 2025 году цены на западе Казахстана в период с 2020 по 2025 год должны расти в среднем на 13% ежегодно, а затем – после 2026 года – следовать темпам внутренней инфляции в России.

В России в 2018 году объем добычи составил 725 млрд куб. м газа. Кыргызстан и Беларусь производят по 300 млн куб. м в год, а Армения и вовсе не добывает газ. Российская национальная компания «Газпром» владеет газотранспортными системами в Беларуси, Армении и Кыргызстане, поставляя газ в эти страны по относительно выгодным ценам, что выше внутренних цен, но ниже цен экспорта в Европу. Эксперты полагают, что в политике газового рынка ЕАЭС неизбежно будут преобладать интересы России – и, прежде всего, «Газпрома».

Рейтинг прозрачности крупнейших компаний Казахстана

Читайте нас в TELEGRAM | https://t.me/kursivkz

 

Цифра дня

64-е
место
занял Казахстан по скорости фиксированного интернета в мире

Цитата дня

Популизм – это политика посредственности. Я не раздаю пустых обещаний. Я - человек конкретных дел. Я буду твердо проводить в жизнь свою программу реформ.

Касым-Жомарт Токаев
президент Республики Казахстан

Спецпроекты

Рейтинг прозрачности крупнейших компаний Казахстана

Рейтинг прозрачности крупнейших компаний Казахстана

Биржевой навигатор от Freedom Finance

Биржевой навигатор от Freedom Finance


KAZATOMPROM - IPO уранового гиганта
Новый Курс - все о мире инвестиций

Банк Хоум Кредит

Home Credit Bank

Вы - главная инвест-идея

Home Credit Bank


Новый Курс - все о мире инвестиций
Новый Курс - все о мире инвестиций