|
Карачаганак  Карачаганак Місце розташування родовища Карачаганак — унікальне нафтогазоконденсатне родовище на заході Казахстану. Геологічна інформація та запасиМасивний поклад карачаганакського родовища завтовшки до 1,7 км розміщується у рифовій структурі колишнього атолу. Колектори – вапняки та доломіти із середньою проникністю у газовій частині 80 мілідарсі, а у нафтовій 50 мілідарсі. Поклад розміщується у підсольових відкладах нижньої пермі та карбону. Вершина покладу знаходиться на глибині 3460 метрів, газонафтовий контакт припадає на глибину 4950 метрів, а водонафтовий – на відмітку 5150 метрів. Ще глибше у відкладах середнього девону в інтервалі 5630 – 5754 метра виявлений нафтовий поклад, що дає підстави розраховувати на приріст запасів. Газ родовища містить значні обсяги шкідливих домішок – в середньому 3,7% сірководню та 5,1% діоксиду вуглецю (а також 0,7% азоту). Вміст метану зазвичай становить біля 75%, етану – 5,5%, пропану – від 2,4 до 2,6%. Початкові видобувні запаси Карачаганаку оцінюються у 13,6 млрд барелів рідких вуглеводнів та 1,68 трлн м3 газу. Учасники проекту розробкиВ радянські часи роботи на родовищі провадило виробниче об’єднання «Оренбурггазпром». Втім, менш ніж через десятиліття після початку розробки Карачаганаку СРСР розпався і казахська влада узялась за пошук інвесторів. В 1995-му підписали базову угоду про принципи розподіл продукції з британською British Gas та італійською Eni, а в 1997-му до останніх приєднались американська «Chevron» та російська «Лукойл», при цьому учасники отримали частки у 32,5%, 32,5%, 20% та 15% відповідно. Того ж року уклали остаточну угоду про розподіл продукції терміном на 40 років, яка вступила у дію з 1998-го. Після певного тиску на учасників консорціуму, в 2011-му підписали угоду про продаж 10% участі казахській державній компанії «Казмунайгаз», при цьому за British Gas та ENI залишилось по 29,25%, за Chevron 18% та за «Лукойл»-м 13,5%. Роботи на родовищі провадяться через компанію Karachaganak Petroleum Operating. Облаштування та розробка родовищаРозробка родовища, виявленого у 1979-му, почалась в 1984-му, при цьому газ та нестабільний конденсат передавались для остаточної підготовки на Оренбурзький газопереробний завод по трубопровідній системі Карачаганак – Оренбург. В 1986-му промисел вийшов на рівень видобутку у 5 млрд м3 газу та 3 млн тон конденсату. З метою максимізації вилучення рідких вуглеводнів на Карачаганаку активно застосовується сайклінг-процес, що передбачає закачування «сухого» (після відокремлення конденсату) газу у пласт. За угодою з інвесторами на це має спрямовуватись не менш ніж 40% видобутого газу, при цьому фактичний показник може бути вищим, так, в 2014-му закачали 8,8 млрд м3 (48%), за перші 6 місяців 2022-го – 5,7 млрд м3 (54%), а за перші 6 місяців 2023-го – 6,3 млрд м3 (57%). Облаштування родовища включає три установки комплексної підготовки газу (УКПГ): - УКПГ-3, яка почала роботу в 1984-му як УКПГ-16. Неочищений газ з УКПГ-3 спрямовується на Оренбурзький ГПЗ, при цьому установка має річну потужність на рівні 5,85 млн тон конденсату та 6,3 млрд м3 газу; - запущена в 2003-му УКПГ-2, з якої неочищений від шкідливих домішок газ (а також неочищений газ, отриманий з КПК) спрямовується на зворотнє закачування. Цей процес обслуговують три компресори, які можуть доводити тиск до 55 МПа та працювати із вмістом сірководню у газі до 9%. Річна потужність УКПГ-2 визначена на рівні 6 млн тон конденсату та 6 млрд м3 газу; - введений в дію у 2004 році Крачаганакський переробний комплекс (КПК) з річною потужністю на рівні 7,7 млн тон стабільного конденсату, 4,5 млрд тон осушеного газу з високим вмістом сірководню (спрямовується через УКПГ-3 до Оренбургу або через УКПГ-2 на зворотнє закачування) та 1 млрд м3 підготованого товарного газу; Станом на кінець 2020-го загальний фонд свердловин родовища становив 467 одиниць, з яких діяло лише 133 – 114 видобувних та 19 для зворотного закачування газу у пласт. Враховуючи значний вміст шкідливих домішок, карачаганакський газ не може використовуватись без попередньої переробки на ГПЗ. Як наслідок, обсяги видобутку стримуються можливостями Оренбурзького ГПЗ, обладнання якого було введене в експлуатацію ще в 1970-х роках. В той же час, проект будівництва власних газопереробних потужностей постійно відтерміновується, оскільки інвестори не задоволені встановленими у Казахстані низькими цінами на газ, а тому не бажають фінансувати газопереробний напрямок. В 2020-му на Оренбурзький ГПЗ було відправлено 8,9 млрд м3 газу, в 2022-му – 9,1 млрд м3. Станом на 2020 рік з родовища видобули біля 1,85 млрд барелів рідких вуглеводнів та 0,22 трлн м3 газу, що становило відповідно 13,6% та 12,9% первісних видобувних запасів. В 2020-му видобуток рідких вуглеводнів склав 10,94 млн тон, в 2022-му – 10,13 млн тон. Транспортна інфраструктураПостачений на Оренбурзький ГПЗ по системі Карачаганак – Оренбург газ після остаточної підготовки повертається до Казахстану (за виключенням частки, що йде в оплату послуг ГПЗ), для чого використовують трубопровідний коридор Союз/Оренбург – Новопсков, газопроводи Картали – Костанай та Бреди – Житікара, а також обмінні операції з узбецьким газом, що надходить на південь Казахстану по системі Бухарський газоносний регіон – Ташкент – Бішкек – Алмати та трубопроводу Газлі – Шимкент. Наразі рідкі вуглеводні транспортуються з родовища по завершеному в 2002-му трубопроводу Карачаганак – Атирау, який надає доступ до нафтопроводів Каспійського трубопровідного консорціуму (перша партія карачаганакської продукції відвантажена з Новоросійська у 2004-му) та Атирау – Самара (з цією системою встановили сполучення у 2006-му). В 2020-му всього було експортовано 10,86 млн тон, з яких 10,51 млн тон через Каспійський трубопровідний консорціум і лише 0,34 млн тон через Атирау – Самара. Що стосується напрямку Карачаганак – Оренбург, прокачування по ньому нестабільного конденсату було припинене в 2018 році. Підготований на самому Карачаганаку на товарний газ використовується для роботи технологічних установок родовища та забезпечення ТЕС Карачаганак, а також спрямовується споживачам Казахстану по трубопроводу Карачаганак – Орал.[1][2][3][4][5][6][7][8][9] Експеримент «Ліра»В 1983 – 1984 роках на Карачаганаку в межах експерименту «Ліра» провели шість підземних ядерних вибухів, метою яких було створення порожнин, що далі використовувались би як підземне сховище газу. Вибухи провадили на глибині біля 1 км в товщі соляних відкладів.[10] Утворене підземне сховище використовувалось до 1991 року, після чого було законсервоване. Примітки
|