Видобуток нафти зростає, проблеми залишаються
На тлі зростання нафтовидобутку триває скорочення інвестицій у нафтогазовий сектор Казахстану, що говорить про нестійкість галузі загалом.
В останні роки обсяги нафтовидобутку в Казахстані неухильно знижувалися. Так, у 2013 році було видобуто 81,8 млн. тонн нафти та газоконденсату, у 2014 році –80,8 млн. тонн, у 2015 році – 79,5 млн. тонн, у 2016 році – 78 млн. тонн. І це зрозуміло. За даними Міністерства енергетики, приріст запасів до обсягу нафти, що видобувається, відстає в середньому на 22%, а інвестиції в нафтовидобувну галузь за останні три роки знизилися з 18 млрд до 12 млрд доларів.
На думку міністра енергетики Каната Бозумбаєва, республіка може перевищити плановий показник з видобутку нафти 81 млн тонн.
За даними енергетичного відомства, добовий видобуток нафти у першому півріччі склав 235 тис. тонн, що теоретично дозволяє видобути за рік близько 85 млн. тонн, тобто. можливе десятивідсоткове зростання.
Більше половини запланованого річного обсягу видобутку забезпечать три найбільші родовища країни: Тенгіз – 27,5 млн. тонн, Карачаганак – 11,8 млн. тонн, Кашаган – понад 5 млн. тонн.
За перше півріччя на останньому родовищі консорціумом North Caspian Operating Company (NCOC) вироблено 3,52 млн. тонн нафти. Однак експлуатація родовища показала необхідність частого ремонту свердловин та потужностей підготовки нафти та газу, що призводить до зниження обсягів видобутку та робить сумнівним досягнення заявлених показників.
Водночас минулого року компанія Chevron зазнала значних збитків, що змусило її економити на бурових витратах Тенгізу та скоротило обсяги буріння на 30%. Це може негативно вплинути на показники видобутку року поточного.
Інша ситуація складається в Карачаганакському мегапроекті, економікаякого погіршується внаслідок падіння виробництва. Так, у 2016 році виробництво на ньому нафти та конденсату знизилося на 3,1% (до 11,6 млн тонн), а газу – на 3,2% (до 177,7 млрд м3). Це з скороченням обсягів буріння з 53,4 тис. метрів до 38 тис. метрів. Причина не так у скороченні, як на Тенгізі, витрат на буріння, як у втраті його ефективності.
Фахівці вважають, що родовище вичерпало резерви розробки етапу-2 і перейшло в стадію видобутку. Для підтримки видобутку на рівні 11-12 млн. тонн потрібно розпочати етап-3 з інвестуванням 12 млрд. доларів у розширення свердловинного фонду. Однак акціонери Karachaganak Petroleum Operating B.V, які вже окупили свої витрати. (KPO) із цим не поспішають. Плани КРО щодо розвитку родовища в рамках реалізації етапу -3 та етапу-4 (коли вони почнуться, які будуть показники) невідомі.
На відміну від КРО промислова "дочка" нацкомпанії "КазМунайГаз" - АТ "Розвідка Видобуток КМГ", середньодобовий видобуток на родовищах якої вже пройшов пікові значення і знаходиться на стадії падіння, вживає всіх заходів для підвищення нафтовіддачі. На провідних підприємствах компанії – АТ "Ембамунайгаз" та "Озеньмунайгаз" отримано приріст видобутку нафти. Однак її висока собівартість, близько 70 дол./бар., робить розробку збиткової (збитки АТ у 2015 році досягли майже 1 млрд дол.). Для підвищення рентабельності компанії довелося скоротити витрати на експлуатаційне буріння, а уряд знизити ставку ПДПІ з 13% до 9%.
У спільних із китайцями підприємств ("Казгермунай", "Каражанбасмунай" тощо) становище також складне: скорочення експлуатаційного буріння випереджає темпи падіння виробництва. Справа в тому, що оскільки нові свердловини швидко втрачають дебіти через загальне виснаження ресурсів, що розробляються.родовищ, то надрокористувачі, як і на Карачаганаку, вважають недоцільним розширювати фонд свердловин.
В результаті обсяг експорту нафти та конденсату минулого року хоч і зберігся у фізичному обчисленні практично на рівні 2015 року, але у грошовому впав майже на третину. Проте, за словами віце-міністра енергетики Асета Магауова, Казахстан планує довести щорічний видобуток нафти до 2025 року до 107,3 млн. тонн.
У поточному році Міністерство енергетики, асоціація KazEnergy готують низку пропозицій до Кодексу про надра та Податкового кодексу для того, щоб переламати негативну динаміку в геологорозвідці та лібералізувати інвестиційний клімат.
Однак, на думку фахівців, значні та нерозвідані запаси вуглеводнів у Казахстані залягають на великих глибинах і є важковилученими.
Надрокористувачі можуть проводити дорозвідку діючих родовищ, але її результати навряд чи вплинуть на обсяги щорічного приросту видобутку. Особливо це стосується малих і середніх родовищ, які виробляють свій ресурс. Обсяги видобутку на них продовжать знижуватися: вже до 2020 року прогнозується падіння до 33 млн. тонн з сьогоднішніх 36 млн. тонн.
Здавалося б, це небагато, але особливе значення цим цифрам надає те, що саме такі родовища є основними постачальниками сировини на внутрішній ринок. Кашаган, Тенгіз і Карачаганак, які працюють за Угодами про розподіл продукції (УРП), не зобов'язані постачати на нього нафту.
Така ситуація може призвести до того, що модернізовані потужності казахських НПЗ залишаться без сировини.
Таким чином, нафтовидобутку потрібні і нові форми підвищення корпоративної ефективності, і кардинальніші заходи підтримки, ніж виявляються нині Урядом.
Читайте Informburo.kz там, де зручно: