• More by Author
• Comments
• Send to a Friend
• Print

Месторождение Кашаган, расположенное в зоне СРП (соглашений по разделу продукции) северной части Каспийского моря, находится в 80 км от Атырау и имеет размеры примерно 75 х 45 км.

Этот пограничный проект занимает одно из первых мест по любой классификации не только в связи с его масштабами – это одно из крупнейших месторождений, открытых за последние 30 лет, – он также характеризуется исключительной технологической сложностью.

Итальянская компания-оператор ENI, через свой филиал Agip Kazakhstan North Caspian Operating Company N.V., приступает к разработке месторождения, характеризующегося наиболее серьезными проблемами, существующими в нефтяной промышленности. Его особенностями являются: глубоко залегающий пласт-коллектор с высоким давлением; высокое (16-20%) содержание серы и связанное с ним поступление ядовитого, высококоррозионного сероводорода (H2S); мелководье глубиной от 3 до 4 м, где ледяной покров устанавливается с ноября по март, а в остальные периоды года уровень моря колеблется; широкий диапазон температур на поверхности – от -30 до +40 °C; ряд проблем материально-технического снабжения, связанных с удаленностью месторождения; и, наконец, окружающая среда, которая считается более чувствительной, чем можно было бы желать (или не желать) из-за наличия видов флоры и фауны, охраняемых на международном уровне.

Все это не может радовать, если вы – одни из тех, кому поручено разрабатывать подобного рода месторождение. Тем не менее, общеизвестно, что нефтяники трудностей не боятся.

И очевидно, что группа ENI, имеющая 18,52% пакет акций по данному месторождению, подтверждает готовность работать с этими проблемами.

Сама компания сообщает, что разработка месторождения «идет по плану», более 46% работы уже выполнено, и ожидается, что первая нефть должна быть добыта к концу 2008 года. Планируется, что устойчивый уровень добычи в период полномасштабной разработки превысит 1,2 млн барр./сут, хотя первоначальная добыча на этапе реализации «Опытной программы» будет намного скромнее – начиная с 75 тыс. барр./сут, до 450 тыс. барр./сут в конце этапа. На втором этапе прогнозируется увеличение добычи до 900 тыс. барр./сут, а к концу третьего этапа – полномасштабной разработки – до 1,2 млн барр./сут.

Эти показатели основаны на величине базы извлекаемых запасов, оцениваемой в настоящее время в 13 млрд барр., при условии применения частичной закачки газа.

До сих пор реализация проекта была какой угодно, только не легкой, с учетом того, что начало добычи планировалось на середину 2005 года, а затем было отодвинуто на 2008 год, что и принято в настоящее время.

Более того, на текущий момент проводится пересмотр стоимости в связи с изменением нескольких параметров, включая ослабление доллара США, повышение стоимости материалов и услуг, а также, в значительной мере, в связи с отсутствием основы для сравнения по аналогичным морским проектам. В то время, когда сдавался в печать этот номер «Нефть и газ Евразия», уже росла уверенность в том, что срок начала добычи может быть отодвинут на конец 2009 года или даже на 2010 год. Возможно, это связано с все более глубоким осознанием необходимости строительства дополнительных искусственных островов и промысловых объектов с целью обеспечения безопасности работающих на месторождении и минимизации технологических рисков.

Тем не менее, многие наблюдатели могут заявить, что данный проект изначально планировался как «мега-проект», неизбежно сопряженный с серьезными проблемами.

Общие капитальные затраты оценены в $29 млрд, проект разработки предусматривает бурение 280 скважин и строительство платформ и трех искусственных островов (сборных пунктов), куда будет поступать продукция с островов-«спутников».

Нефть и газ, не закачиваемый обратно в пласт, будут подвергаться обработке на сборных пунктах и доставляться по двум самостоятельным трубопроводам на две наземные установки по подготовке нефти (расположенные в Западном Эскене недалеко от Атырау). Далее нефть будет подвергаться стабилизации и очистке; из природного газа будет удаляться сероводород, после чего газ будет использоваться преимущественно в качестве топлива на производственных установках. Оставшиеся объемы будут продаваться.

Основные проблемы, бесспорно, связаны с высокими пластовыми давлениями на месторождении и со значительным содержанием сероводорода. Однако все, кто имеет отношение к проекту, говорят, что именно в этом и состоит уникальность Кашагана.

Нефтяные компании впервые сталкиваются с такой высокой концентрацией сероводорода в настолько широких масштабах, как это обнаружено в кашаганской нефти (до 19%). Непривычными для них оказываются и уже зарегистрированные необычно высокие значения пластового давления вкупе с настоятельной необходимостью полностью решить проблемы утилизации газа и серы. Кроме того, придется учитывать и значительную удаленность месторождения от мировых рынков.

Если добавить к этому списку небольшие глубины воды и непредсказуемое движение льдов в зимний период, что еще более осложняет перевозку грузов на морские сооружения и обратно, трудности становятся непомерными.

Однако наиболее насущной проблемой остается H2S.

В Казахстане есть еще одно месторождение с почти идентичной проблемой – Тенгиз, где содержание H2S составляет до 17%. Добыча на этом месторождении ведется более десяти лет, и общественность уже отмечала растущие горы серы, которая является побочным продуктом обработки сернистого газа, поступающего с месторождения. Как сообщается, эти горы уже превышают 9 млн тонн.

Третье месторождение в стране, Карачаганак, находится в разработке в течение более чем 20 лет, но там концентрация серы примерно в два раза ниже, чем на двух остальных.

Разумеется, нефтяные компании имеют опыт работы с серой в масштабах, сравнимых с Кашаганом, в других регионах мира, например, в провинции Альберта в Канаде.

Но на Кашагане проблема осложняется чрезвычайно высокими пластовыми давлениями.

Идеальный подход, который обычно и выбирается в промышленности для решения проблем утилизации серы на любом месторождении, производящем сернистую нефть и газ, – это закачка H2S обратно в пласт после его отделения, что помогает также повышать извлечение нефти за счет поддержания пластового давления в течение длительного периода времени.

Есть, разумеется, возражения с геологической точки зрения, особенно на ранних этапах разработки, когда первоначальное пластовое давление еще высокое, – пласт легко повредить. Существенным фактором также является стоимость бурения значительного количества скважин для повторного закачивания, усугубляемая необходимостью использовать редкие и, следовательно, дорогие марки стали, которые бы выдерживали коррозионное воздействие H2S.

Возможным вариантом может быть производство и продажа серы, но рынок этого продукта остается не слишком активным, и объемы, которые могут производиться на Кашагане, будут намного превышать потребности рынка.

Карачаганак проложил путь в области повторной закачки – в 2003 году там была внедрена схема закачки сернистого газа при наиболее высоких в мире значениях давления примерно в 55 МПа. До сих пор с использованием этого метода ежегодно закачивается почти 7 млрд м3 газа.

На Тенгизском месторождении разработана собственная программа закачки сернистого газа при еще более высоком давлении – 62 МПа.

Группа ENI со своими партнерами следила за работами, проводимыми на других месторождениях, и извлекла ряд полезных уроков.

Когда начнется добыча на Кашагане, объекты на береговом терминале будут готовы принимать весь объем поступающего H2S до тех пор, пока дебит по нефти не достигнет 150 тыс. барр./сут. Производимая сера будет отправляться в буферное хранилище с целью реализации.

Повторная закачка может быть возможным вариантом для реализации в течение первого года, в зависимости от поведения отдельных скважин на месторождении. Предполагается, что закачка газа на месторождении будет проводиться при давлении около 76 МПа.

Но даже это не позволит полностью избавиться от получаемой серы, поэтому оператор все еще анализирует альтернативные варианты, включая размещение ее в старых открытых разработках или в закрытых подземных хранилищах.

В долгосрочной перспективе, решением может быть разработка новой технологии, позволяющей очищать газ от соединений серы непосредственно на рабочих площадках и немедленно закачивать полученный H2S обратно.

Итак, хотя дальнейшие задержки вряд ли будут официально приветствоваться, любое дополнительное время поможет участникам оптимизировать разработку не только месторождения Кашаган, но и других месторождений в зоне СРП Северного Каспия. Оценка каждого из этих месторождений, включающих Юго-Западный Кашаган, Каламкас (в период между настоящим временем и 2008 годом планируется пробурить две скважины), Актоты (ведутся оценочные работы) и Кайран (ведется бурение скважины «Кайранская-2»), проводится в настоящее время.

Похоже, что принятие «выжидательной и наблюдательной» стратегии пойдет на пользу группе ENI, особенно с учетом того, что серьезная обеспокоенность вопросами экологии заставила Министерство энергетики Казахстана начать новое исследование по оценке воздействия существующих и будущих проектов, предусматривающих разработку морских нефтегазовых месторождений, на уязвимую окружающую среду мелководных участков Северного Каспия.

Проведение любых новаторских работ по реализации мега-проектов в пограничных морских участках всегда сопряжено с неудачными попытками и «холостыми пробегами». Это происходило в течение прошлых десятилетий в разных регионах мира при реализации крупномасштабных /дорогостоящих проектов, от месторождения Брент в Северном море до Северного месторождения в Катаре и нескольких проектов, планируемых или реализуемых в глубоководных участках Западной Африки.

Однако, когда начнется добыча на Кашагане – а она обязательно начнется – морской сектор Казахстана из «тихой заводи» превратится в источник энергии.

• More by Author
• Comments
• Send to a Friend
• Print