• 12.06.2025 02:07

• Репортаж

Концентрация нефтедобычи Казахстана на трёх мегапроектах продолжает расти. Топ-3 – « Тенгизшевройл » (ТШО; месторождения Тенгиз и Королевское), консорциум North Caspian Operating Company (NCOC; месторождения Кашаган, Кайран и Актокты) и Karachaganak Petroleum Operating (КРО, месторождение Карачаганак) – по итогам 2024 года сосредоточили 66% добычи страны. Kursiv Research составил ренкинг крупнейших нефтяных компаний страны, упомянув ключевые корпоративные события.

Тенгиз

Кашаган

Карачаганак

Остальные крупные нефтяные проекты

Прогноз на 2025 год

Тенгиз

Компания ТШО в прошлом году сократилась добычу до 27,8 млн тонн, или на 3,7% относительно результата 2023-го. Осенью, после завершения двух запланированных капремонтов (на системах закачки сырого газа и КТЛ-1), предприятие вышло на новый производственный максимум. Но были обнаружены локальные сквозные коррозионные повреждения на другой установке (на котле-утилизаторе Е-401А установки 400), поэтому в конце октября на заводе второго поколения начались ремонтные работы. Из-за чего суточная добыча сократилась на 20-30%. Сам ремонт занял больше времени, чем ожидалось. Первоначальный делайн истёк в третьей декаде ноября 2024-го, но фактически ремонт завершился в середине января 2025-го.

Сейчас на ТШО приходится 31,7% всей казахстанской сырой нефти. Доля компании, и без того большая, станет ещё больше. В апреле 2024-го «Тенгизшевройл» ввел в эксплуатацию все объекты Проекта управления устьевым давлением (ПУУД), начав поэтапный перевод всех скважин с высокого давления на низкое давление (на конец 2024 года 16 из 21 ГЗУ функционировали в режиме НД). В январе 2025-го компания сообщила о получении первой нефти на заводе третьего поколения, который является одним из центральных элементов Проекта будущего расширения (ПБР). Тем самым, фактически завершился интегрированный проект ПБР/ПУУД стоимостью в $48,9 млрд. Это делает его самым крупным в отрасли за последнее десятилетие.

Запуск завода третьего поколения означает постепенный рост добычи на Тенгизе – на дополнительные 12 млн тонн к имеющимся производственным результатам. Министерство энергетики РК прогнозирует, что добыча на этом месторождении по итогам текущего года достигнет 34,9 млн тонн (с прошлогодних 27,8 млн). Таким образом, один Тенгиз обеспечит 36,2% добываемой в РК нефти.

Кашаган

Кашаган, где в октябре минувшего года меняли слаг-кэтчер, снизил добычу до 17,4 млн тонн, или 7,2% г/г. По итогам 2024-го вес Кашагана в общей нефтедобыче РК снизился до 19,9%. Месторождение эксплуатируется в рамках первого этапа опытно-промышленной разработки, выдавая в сутки не более 408 тыс. баррелей.

Попутный газ, выделяемый в процессе добычи кашаганской нефти, необходимо перерабатывать. Имеющие газоперерабатывающие мощности загружены полностью. Поэтому сейчас вблизи Кашагана QazaqGaz строит ГПЗ мощностью в 1 млрд кубометров сырого газа. По обновлённым прогнозам он стартует в 3К2026. Это позволит достичь суточной производительности в 450 тыс. баррелей (по расчетам Kursiv Research, до 19,3 млн тонн в год).

Для дальнейшего роста требуются дополнительные мощности по переработке газа. В прошлом году продвинулся вопрос по строительству ещё одного ГПЗ, мощность которого составляет 2 млрд кубометров газа. Участником этого проекта наряду с нацкомпанией QazaqGaz стал катарский UCC Holding (входит в структуру Power International Holding), который также является основным инвестором по первому ГПЗ. Катарцы вот-вот должны завершить предпроектные работы по ГПЗ на 2 млрд кубометров газа. Предварительно срок запуска установлен на 2029-2030 годы, в случае успешного завершения этого проекта суточная добыча увеличится до 500 тыс. баррелей (до 21,4 млн тонн в год)

Надежды на резкий рост производительности (до 700 тыс. баррелей в сутки, или до 30 млн тонн в год) связывают с реализацией второго проекта в рамках второго этапа промышленной разработки («Этап 2Б»), предполагающего добычу на новых участках и запуск ГПЗ на 6 млрд кубометров газа. Однако судьба «Этапа 2Б» по большому счету зависит от того, чем завершится история с многомиллиардными исками казахстанского правительства против акционеров NCOC. Напомним, в прошлом году казахстанские власти подали сразу несколько исков к оператору Кашагана, в сумме оценив свои потери приблизительно на $160 млрд. Разбирательства по ним могут продлиться до 2028 года.

Карачаганак

В прошлом году добыча на Карачаганаке достигла 12,1 млн тонн, увеличившись незначительно (+0,8% г/г; данные Минэнерго РК). Улучшению производственных показателей способствовало увеличение обратной закачки сырого газа в пласт. По итогам отчетного периода доля месторождения в общей нефтедобыче РК составила 13,9%.

В прошлом году завершился первый этап Проекта расширения Карачаганака (ПРК-1А). В июле Karachaganak Petroleum Operating сообщил о вводе эксплуатацию 5-го компрессора: «Впервые на КНГКМ была осуществлена обратная закачка газа, поступающего с Карачаганакского перерабатывающего комплекса, в коллектор по новой схеме. Данный этап, считающийся ключевым в проекте ПРК-1А, удалось завершить в безопасном режиме и с опережением графика на целый месяц». Новый компрессор увеличил объём обратной закачки газа, тем самым, поддержав давление в коллекторе. За счёт этого будет продлена так называемая «полка добычи» (сохранение достигнутых объёмов производства) жидких углеводородов.

Полку добычи призван поддержать строящийся 6-й компрессор, который вместе с сопутствующими объектами представляет собой вторую часть Проекта расширения Карачаганака (ПРК-1Б). Строительные работы идут с опережением графика – по итогам 2024-го прогресс по проекту достиг 70,9%. Запуск самого компрессора замечен на 4К2026.

Остальные крупные нефтяные проекты

Предприятия, расположившиеся ниже третьего места, разрабатывают зрелые месторождения, на которых добыча скорее падает. В некоторых случаях компаниям из этой когорты удается стабилизировать уровень добычи за счёт применения третичных способов разработки. Впрочем, главной причиной более-менее неплохих производственных результатов по итогам 2024-го года стало существенное сокращение количества аварийных отключений электроэнергии.

Напомним, в 2023 году 347 аварийных отключений привели к общему недобору в 0,5 млн тонн нефти по четырем предприятиям из топ-10: «Мангистаумунайгаз», «Озенмунайгаз», «Каражанбасмунайгаз» и «Эмбамунайгаз». Ситуация улучшилась в прошлом году: было зафиксировано 132 аварийных отключения, из-за которых перечисленные предприятия недобрали всего лишь 3 тыс. тонн.

Компания «Мангистаумунайгаз» (№4 в текущем ренкинге) незначительно нарастила добычу – на 0,4%, или до 6,2 млн тонн. Предприятию с участием китайских инвесторов (ММГ на паритетной основе принадлежит «КазМунайГазу» и CNPC) удалось стабилизировать добычу благодаря успешной реализации нескольких геолого-технических мероприятий, среди которых гидравлический разрыв пласта, малотоннажный Скин-ГРП, переводы на вышележащие горизонты, ограничение водопритока. Совокупно они прибавили порядка 440 тыс. тонн. «Озенмунайгаз» (№5 в ренкинге) увеличило добычу на 4,5%, закрыв год с общим результатом в 5,1 млн тонн; в действительности ОМГ вернулся на уровень без аварийных отключений электроэнергии. «Каражанбасмунай» (№8 в ренкинге) увеличил добычу до 2,2 млн тонн, показав из всех десяти крупнейших нефтедобытчиков лучший результат в относительном выражении (+4,9%). Впрочем, только четверть прироста обеспечили геолого-технические мероприятия, остальное это результат работ в нормальном режиме, то есть без перебоев электричества.

«Мангистаумунайгаз» и «Каражанбасмунайгаз» (по 50% контроля у КМГ и китайской CITIC) для покрытия собственных нужд реализуют проекты по переработке газа в электроэнергию. На конец текущего года запланирован ввод в эксплуатацию трёх газопоршневых электростанций (ГПЭС): на месторождениях Жетыбай и Каламкас (ММГ) два объекта мощностью 25 МВт и 10 МВт соответственно, на месторождении Каражанбас – мощностью 4,9 МВт.

Справиться с дефицитом электроэнергии поможет строящаяся в Жанаозене гибридная электростанция на 247 МВт, которая будет работать на солнечной (50 МВт), ветряной (77 МВт) и газовой (120 МВт) энергиях. Полный запуск электростанции, которую реализует КМГ совместно с итальянской нефтяной компанией Eni, должен состоятся в следующем году. Вырабатываемую на ней электроэнергию планируется поставлять дочерним компаниям КМГ, включая «Озенмунайгаз» и Казахстанский газоперерабатывающий завод.

«Эмбамунайгазу» (100% контроля КМГ) удалось стабилизировать производство: добыча в прошлом году выросло до 2,8 млн тонн нефти (+2,5% к результату 2023-го), что больше плана на 17 тыс. тонн. В текущем году компания реализует проект «Реконструкция и модернизация цеха по подготовке и перекачке нефти Прорва», направленный на поэтапную замену устаревшего оборудования и модернизацию технологической схемы. Проект увеличит годовую производительность до 3 млн тонн от новых месторождений.

Доля КМГ есть ещё в двух компаниях из топ-10: это «ПетроКазахстан Инк.» (№9 в рэнкинге; у КМГ 33%, CNPC – 67%) и «Казгермунай» (№10 в рэнкинге; 50% контроля у КМГ, 50% через дочернюю компанию у «ПетроКазахстан Инк.»), оба предприятия в прошлом году заметно сократили добычу – на 8,3% (до 1,4 млн тонн) и на 6,7% (до 1,04 млн тонн) соответственно. Согласно отчету КМГ, «объем добычи продолжил своё снижение на зрелых месторождениях Кумкольской группы (“Казгермунай», «ПетроКазахстан Инк.») в связи с естественным истощением запасов”.

Только у одного нефтедобытчика из топ-10 в составе участников нет «КазМунайГаза». Китайская CNPC контролирует и «СНПС-Актобемунайгаз» (№6 в рэнкинге), который в прошлом году добыл порядка 2,5 млн тонн, или на 6,8% меньше, чем в 2023 году. В своём отчете за прошлый год компания не объясняет причину снижения, но добавляет, что смогла обеспечить прирост извлекаемых запасов нефти в объёме 1,3 млн тонн.

Прогноз на 2025 год

Производственные мощности нефтедобывающего сектора Казахстана сконцентрированы вокруг крупных проектов. В 2024 году на топ-10 компаний пришлось почти 90% добычи, хотя в стране действуют чуть больше 100 нефтегазовых предприятий. Поэтому вышеописанное корпоративные события (без учета геополитических и геоэкономических факторов) отчасти объясняют причины, почему нефтяная промышленность страны в целом закрыла прошлый год с минусом. По данным БНС АСПР РК, в 2024 году было добыто 87,6 млн сырой нефти, что на 2,7% меньше, чем в 2023 году.

Последние восемь лет производственные результаты отрасли варьировались в пределах 85-90 млн тонн нефти, но уже по итогам текущего года казахстанская нефтянка выйдет на рекордный для неё объём. Министерство энергетики РК прогнозирует, что в текущем году добыча сырой нефти достигнет 96,2 млн тонн, или на 10% больше, чем в 2024 году. На Кашагане и на Карачаганаке ожидается добыча практически на уровне прошлого года: 17,9 млн тонн (или +2,9% к результату 2024-го) и 12,4 млн тонн (+1,6%) соответственно. Основной прирост обеспечит Тенгиз, где, как упоминалось выше, интегрированный проект ПБР/ПУУД позволил нарастить предельную мощность на дополнительные 12 млн тонн. Повторимся, профильное ведомство прогнозирует, что добыча на этом месторождении по итогам текущего года достигнет 34,9 млн тонн (с прошлогодних 27,8 млн тонн). Таким образом, возрастет концентрация в нефтяной отрасли, от состояния которой прямо зависит самочувствие сырьевой экономики РК. Если три крупнейших проекта в 2024 году обеспечили 65,5% добычи нефти в республике, то уже по итогам 2025 года этот показатель увеличится до 67,7%.

«Большая тройка» преимущественно поставляет сырье на экспорт. К примеру, в своём годовом отчете «КазМунайГаз», ссылаясь на СРП по Северному Каспию, пишет, что вся нефть, добытая на месторождении Кашаган, направляется на экспорт. В этой ситуации правительство РК обязывает другие компании поставлять часть добытой нефти на внутренний рынок по ценам ниже мировых. С дальнейшим ростом доли «большой тройки» (а она будет расти) усиливается риск, что внутри Казахстана не будет хватать сырья для производства топлива.

В ближайшее время кардинальных изменений в структуре топ-10 не ожидается. За последние годы не было открыто новых крупных нефтяных месторождения (по крайне мере, об этом не сообщали публично). И это несмотря на попытки государства активизировать геологоразведку через запущенный 2020 году онлайн-аукцион на право разведки и добычи углеводородов, а также через внедренный 2023 году улучшенный модельный контракт (УМК), который предусматривает преференции для проектов с высокими геологическими рисками. Впрочем, благодаря УМК «КазМунайГаз» заключил контракты на участки Каламкас-море, Хазар, Ауэзов, Каратон подсолевой, Каражар, Тайсойган и Восточный Урихтау.

Из них в среднесрочной перспективе ожидается разработка месторождений Каламкас-море, Хазар и Ауэзов, которые объединены в проект «Каламкас-море – Хазар». В нём принимают участие КМГ и российский «ЛУКОЙЛ», которые в качестве оператора проекта учредили совместное предприятие Kalamkas-Khazar Operating. «В 2024 году проект достиг значительных результатов в геологоразведке, подготовительных работах к бурению, изыскательских работах, подготовке инфраструктуры. Завершена переобработка и переинтерпретация 3D-сейсмических данных месторождения Каламкас-море», – следует из годового отчета КМГ за 2024 год. В прошлом году начались работы по FEED-проектированию, то есть разрабатываются основные технические моменты. Окончательное инвестиционное решение нацкомпание примет в конце 2025-го, в следующем году начнёт строительство морских платформ, что позволит выйти на коммерческую добычу к 2030 году. На пике годовой объём добычи составит 4 млн тонн нефти. Если сравнивать с текущим рэнкингом, это меньше, чем сейчас добывает один «Озенмунайгаз» на зрелых месторождениях.