На Карачаганаке снова снизилось производство. В первом полугодии было добыто 71,2 млн баррелей нефтяного эквивалента – на 200 тыс. баррелей меньше, чем годом ранее. При этом наблюдается рост объемов обратной закачки сырого газа: с 5,7 млрд куб. м в прошлом году до 6,3 млрд куб. м – в этом, то есть на 700 млн куб. м. Если за первые шесть месяцев 2022 года было закачано в пласт 54,3% от общего объема добытого газа, то в этом году данный показатель вырос до 57,1%, согласно данным оператора месторождения – компании «Карачаганак Петролиум Оперейтинг» (КПО).

Снижение добычи на месторождении происходит не первый год. В прошлом году оно было связано с сокращением объемов сырого газа, передаваемых на переработку в Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ). Об этом сообщила национальная компания «КазМунайГаз», имеющая долю в проекте, и Министерство энергетики РК, курирующее отрасль. То есть формула простая: чем меньше газа отправляется на переработку, тем ниже уровень добычи газового конденсата (нефти). При этом оператор вынужден увеличивать обратную закачку, чтобы показатели не упали больше. Но они продолжают падать. Если в 2020 году на Карачаганаке было произведено 10,94 млн тонн нефти, то в 2021 году уже 10,33 млн, а в 2022-м – 10,13 млн. Получается, что за два года производство основной продукции КПО сократилось более чем на 7%.

Между тем, основная проблема — отсутствие на месторождении собственных газоперерабатывающих мощностей — до сих пор не решена. Недавно премьер-министр РК Алихан Смаилов, отвечая на запрос депутатов парламента, сообщил, что КПО и ТОО «PSA» (полномочный орган, представляющий интересы правительства в Соглашении о разделе продукции по Карачаганаку) совместно разработали дорожную карту реализации газовой стратегии, где предусмотрен запуск в 2028 году ГПЗ мощностью 4 млрд куб. м. Означает ли это то, что до указанного времени КПО будет испытывать проблемы с переработкой сырого газа? Скорее да, чем нет. Поскольку перерабатывать будут на все том же старом ОГПЗ, который периодически выходит из строя. Кроме того, мощностей нового завода все равно недостаточно, чтобы обеспечить переработку всего годового объема сырого газа (9 млрд куб. м), который ежегодно уходит в Оренбург. При том, что оператор реализует на месторождении капитальные проекты, предполагающие в дальнейшем увеличение добычи сырья.

Видно не судьба

Когда в 1979 году геологи открыли Карачаганак, они вряд ли предполагали какая судьба ждет это гигантское нефтегазоконденсатное месторождение. Его начальные балансовые запасы составляли: 1,35 трлн куб. м газа, 1,2 млрд тонн нефти и газового конденсата. Их хватило бы, чтобы обеспечить потребности республики в природном газе в течение многих десятков лет. Но, как поется в песне: видно не судьба.

Одной из главных характеристик месторождения является концентрация запасов в недрах одного массивного природного резервуара. Стоимостная оценка недр Карачаганака перекрывает все финансовые затраты на региональные и поисково-разведочные работы за всю историю их проведения в пределах Северо-Прикаспийской нефтегазоносной области, включая обустройство месторождения и эксплуатационные затраты в процессе опытно-промышленной разработки, отмечают эксперты. То есть месторождение оказалось легким и малозатратным в плане разведки и добычи.

Опытно-промышленная разработка началась в 1984 году, и уже через два года добыча вышла на уровень в 5 млрд куб. м газа и 3 млн тонн конденсата. Сырой газ отправлялся на ОГПЗ, расположенный в 156 км от месторождения. Но с распадом СССР начались проблемы. Российские предприятия хотели покупать карачаганакское сырье подешевке, а перерабатывать по мировым ценам. «Газпром» соглашался приобретать сырой газ по той же цене, по какой покупал у своих добывающих подразделений, то есть по $1,5 за 1 тыс. куб. м.

Казахстан не смог собственными силами эксплуатировать месторождение. В 1992 году был объявлен тендер на его разработку, который выиграл альянс Agip (Eni) и British Gas. Они предложили модель освоения, которая предполагала добычу как нефти, так и газа. Но запустить производство заново даже с такими инвесторами оказалось не так-то просто. Опять же из-за газового фактора. Проблема заключалась в том, что нужно было «выработать условия и модель партнерства, устраивающие участников с несхожими позициями, как у «Газпрома» и западных компаний».

Что интересно, во время переговоров и подготовки соглашения, казахстанские специалисты для максимального извлечения жидких углеводородов рассматривали возможность закачки в пласт всего добытого газа и даже больше (120%), покупая дополнительные объемы сырья в Оренбурге. В итоге договорились закачивать не менее 40%.

Окончательное Соглашение о разделе продукции сроком на 40 лет заключили в ноябре 1997 года, и оно вступило в силу в январе 1998-го. К Agip и BG присоединились российский «Лукойл», пришедший вместо «Газпрома», и американская Texaco. При этом «Газпром» получил гарантии использования и загрузки Оренбургского ГПЗ карачаганакским сырьем.

Утром деньги, вечером газ

Проблема с переработкой сырого газа периодически возникает на протяжении всего периода разработки месторождения. На Карачаганаке на каждую тонну извлеченного конденсата приходится около 1,4 тыс. куб. м извлеченного сернистого газа (для сравнения на Тенгизе – 0,5 тыс. тонн). При этом основная доля прибыли от реализации проекта формируется за счет продажи жидких углеводородов.

В 2001 году КМГ и «Газпром» создали совместное предприятие «КазРосГаз», чтобы урегулировать вопрос купли-продажи сырого карачаганакского газа. Это своего рода посредник, который покупает сырье у КПО, перерабатывает его на ОГПЗ и продает обратно Казахстану. Нефтяники, участвовавшие тогда в Карачаганакском проекте, отмечают, что благодаря этому предприятию удалось повысить цену продажи сырого газа, которая тогда составляла $5-7 за 1 тыс. куб. м. Неизвестно, насколько тогда удалось повысить стоимость. Но в 2015 году КПО продавала свой сырой газ уже за $24-$27 за 1 тыс. куб. м. А согласованная цена, которую «КазРосГаз» получал за переработанный сухой газ, составляла $85 за 1 тыс. куб. м.

Напомним, что в 2015 году КПО и «КазРосГаз» пролонгировали соглашение до 2038 года. Оператор месторождения обязался поставлять на российский ГПЗ ежегодно 9 млрд куб. м сырого газа (+/-10%), а за весь период действия контракта – от 120 млрд до 135 млрд куб. м.

Но в прошлом году КПО потребовал увеличить цену продажи газа по действующему договору, начав арбитражное разбирательство на площадке Международной торговой палаты в Париже.

Строительство ГПЗ на Карачаганаке, как выяснилось, было предусмотрено в СРП. Но от этой идеи отказались несколько раз, в том числе из-за нежелания портить отношения с «Газпромом», чей Оренбургский завод был зависим от поставок карачаганакского сырья. В 2014 году, когда обсуждался проект дальнейшего третьего этапа освоения месторождения, правительство свой отказ мотивировало тем, что цена товарного газа, выпущенного на Карачаганакском ГПЗ, была бы высокой – $100 за 1 тыс. куб. м. Тогда рассматривалась возможность строительства завода мощностью 5 млрд куб. м и стоимостью $2,5‑4,9 млрд.

Отказ от строительства нового ГПЗ стало стимулом для оператора выбрать концепцию разработки месторождения с увеличением обратной закачки газа. К тому же, инвесторов не устраивали внутренние цены на газ, а правительство считало, что не может обеспечить его экспорт. Хотя уже осенью 2015 года был введен в эксплуатацию газопровод Бейнеу — Бозой — Шымкент, дающий возможность выхода на китайский рынок через газотранспортную систему Центральная Азия — Китай.

Сейчас на фоне грядущего дефицита товарного газа внутри страны власти демонстрируют желание поддерживать любые начинания недропользователей по переработке попутного газа. Может, и на Карачаганаке наконец построят газоперерабатывающий завод и начнут полноценно пользоваться ресурсами, которые он дает? История месторождения до сегодняшнего дня создает впечатление, что нефтяники «повернули не туда» при выборе стратегии его освоения.