Мегапроекты

Тенгизское месторождение, открытое в 1979 году, является одной из жемчужин нефтегазовой отрасли Казахстана и одним из крупнейших месторождений в мире.

Соглашение о создании ТОО «Тенгизшевройл» было подписано в 1993 году между Республикой Казахстан и Chevron Corporation. ТШО получил 40‑летнюю лицензию на разведку и добычу углеводородов на месторождениях Тенгиз и Королевское в Атырауской области.

Добыча нефти в 2025 году (всего) 39 011 тыс. тонн (853 тыс. барр. в сутки) 1 тонна = 7,98 барр.

Добыча нефти на долю КМГ (20 %) 7 802 тыс. тонн (171 тыс. барр. в сутки)

Кратность запасов нефти 2P Более 40 лет

Добыча попутного газа (всего). Объем включает газ на собственные нужды Компании и обратную закачку газа 22,6 млрд м³

Оператор ТШО

ТШО ведет добычу на территории лицензионного участка, который включает гигантское Тенгизское месторождение и значительное по масштабам Королевское месторождение. Производственные операции выполняются на передовых объектах с высокой степенью надежности, таких как Комплексные технологические линии, Завод второго поколения, системы закачки сырого газа, Завод третьего поколения (ЗТП) и системы закачки сырого газа третьего поколения.

Эти проекты демонстрируют международный уровень сотрудничества и внедрение современных технологий в нефтегазовой отрасли Казахстана.

Повышение объемов добычи обусловлено ранним запуском объектов Проекта будущего расширения (ПБР).

Месторождение Кашаган — крупнейшее открытие последних четырех десятилетий и один из самых сложных проектов в мировой нефтегазовой отрасли. Расположенное в 75 км от г. Атырау на мелководном шельфе Северного Каспия, оно характеризуется коллектором на глубине более 4 км, высоким пластовым давлением (свыше 700 бар) и высокой концентрацией сероводорода (H₂S). Эти факторы требуют применения передовых технологий и инновационных решений.

Проект реализуется в рамках Соглашения о разделе продукции по Северному Каспию от 18 ноября 1997 года (СРПСК) под управлением операционной компании NCOC. Кашаган, наряду с Кайраном и Актоты, является частью Северо‑Каспийского проекта, первого масштабного проекта по освоению морских нефтегазовых месторождений в Казахстане.

Добыча нефти и конденсата в 2025 году (всего) 17 919 тыс. тонн (396 тыс. барр. в cутки) 1 тонна = 7,9272 барр.

Добыча нефти и конденсата на долю КМГ (16,88 %) 3 025 тыс. тонн (66 тыс. барр. в cутки)

Кратность запасов 2P по нефти и конденсату Более 76 лет

Добыча газа (всего) 11,7 млрд м³

Оператор NCOC

Всего на месторождении пробурено 40 скважин: 33 добывающих, шесть нагнетательных и одна мониторинговая. Закачка сернистого газа под высоким давлением повышает нефтеотдачу, что способствует достижению устойчивых объемов добычи и открывает потенциал для роста.

КМГ через компанию «КМГ Кашаган Б.В.» владеет 16,88 %‑ной долей участия в проекте, что позволяет интегрировать международный опыт и технологии в развитие этого уникального месторождения.

В 2025 году плановые остановы отсутствовали, что обеспечило стабильную и непрерывную работу оборудования, а также позволило компенсировать снижение показателей предыдущего года и обеспечить рост добычи и сопутствующих производственных объемов. Более низкие объемы добычи в 2024 году были обусловлены плановыми технологическими ограничениями — временной остановкой добычи в 3 квартале 2024 года продолжительностью около 20 дней в связи с заменой входного газового сепаратора.

Согласно условиям СРПСК, вся нефть, добытая на месторождении Кашаган, направляется на экспорт, в том числе доля нефти КМГ. Добываемая нефть в основном экспортируется в Европу, Восточную Азию и Индию через порт Новороссийск, куда доставляется по нефтепроводу КТК.

Арбитражный спор

Республика Казахстан и подрядные компании (за исключением дочерней организации АО НК «КазМунайГаз» «КМГ Кашаган Б.В.») имеют ряд споров касательно применения определенных положений СРПСК, которые переданы на рассмотрение арбитража согласно СРПСК.

Экологическая проверка

В 2022 году Департамент экологии (ДЭ) по Атырауской области вынес Предписание в отношении Оператора, касающееся сверхнормативного размещения 1,02 млн тонн серы. Несмотря на то что 1 августа 2025 года апелляционный суд признал данное Предписание незаконным, а 10 декабря 2025 года кассационная инстанция оставила это решение в силе, правовой спор по данному вопросу продолжается.

На основании материалов проверки 2022 года в августе 2025 на Оператора были наложены административные штрафы на общую сумму 2 358 млрд тенге (около 4,366 млрд долл. США). В связи с правовой неопределенностью и вынесением ДЭ нового Предписания от 10 октября 2025 года по тем же фактам, рассмотрение дел о штрафах в настоящее время приостановлено до завершения сопутствующих судебных процессов.

23 декабря 2025 года суд первой инстанции г. Астаны признал новое Предписание 2025 года правомерным. Оператор намерен обжаловать данное решение в апелляционном порядке до конца 8 марта 2026 года. По состоянию на 31 декабря 2025 года Компания оценивает вероятность финансовых потерь как неопределенную и не признавала соответствующие резервы в консолидированной финансовой отчетности.

Проекты расширения Кашагана

Проекты в процессе реализации

Ведется строительство ГПЗ со стороны АО «НК «QazaqGaz» мощностью 1 млрд м³ в год, прогресс работ — 54,8 %. Со стороны НКОК все строительные работы по прокладке трубопровода завершены, находится на долгосрочной консервации. Ожидается, что АО «НК «QazaqGaz» завершит строительство ГПЗ в конце 2026 года.

Помимо этого, продолжаются работы в рамках проекта коммерциализации сжиженного углеводородного газа (СУГ). В августе 2024 года был подписан договор с АО «НК «QazaqGaz» о купле‑продаже СУГ. По состоянию на конец 2025 года текущий прогресс работ со стороны НКОК составил 70 %. Полное завершение проекта по объему работ НКОК запланировано на 3 квартал 2026 года. QazaqGaz официально уведомил о переносе сроков завершения первого этапа на начало июля 2026 года.

Проекты на стадии изучения

Компания активно изучает возможности дальнейшего наращивания уровня добычи. В рамках проекта Этап 2А подписано соглашение о базовом проектировании. Принятие инвестиционного решения предварительно перенесено на конец 2026 года. Запуск нового ГПЗ в рамках этого проекта планируется на 2029–2030 годы.

Карачаганак — одно из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в мире, расположенное в Западно‑Казахстанской области. Занимая площадь более 280 км², оно играет ключевую роль в развитии нефтегазового сектора Казахстана. Месторождение было открыто в 1979 году, а его промышленная разработка началась в 1984 году.

Добыча жидких углеводородов (стабильных) Для оценки жидких углеводородов в стабильном эквиваленте используется переводный коэффициент 0,9 на общий объем нефти и конденсата. (всего) 10 914 тыс. тонн (235 тыс. барр. в cутки) 1 тонна = 7,86 барр.

Добыча жидких углеводородов (стабильных), на долю КМГ (10 %) 1 091 тыс. тонн (24 тыс. барр. в cутки)

Перспективы развития Реализация инвестиционных проектов с целью поддержания полки добычи жидких углеводородов на достигнутом уровне

Кратность 2P‑запасов по нефти и конденсату Более 18 лет

Добыча газа (всего) 25,2 млрд м³

Оператор Компании Royal Dutch Shell и Eni S.p.A. являются совместными операторами Карачаганакского месторождения

Окончательное соглашение о разделе продукции и операторы проекта

Карачаганакский проект реализуется в рамках Окончательного соглашения о разделе продукции подрядного участка Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (ОСРП), подписанного 18 ноября 1997 года. В состав консорциума сегодня входят Eni (Agip), Shell, Chevron, «Лукойл» и АО «НК «КазМунайГаз». Компании Agip Karachaganak B.V. и Shell Kazakhstan (Karachaganak) B.V. выступают Совместными операторами проекта через компанию Karachaganak Petroleum Operating B.V. (KPO).

Технологическая инфраструктура

На месторождении функционируют три основных технологических объекта, которые обеспечивают полный цикл добычи, подготовки и транспортировки углеводородов.

1. Карачаганакский перерабатывающий комплекс (КПК):
   • осуществляет подготовку и стабилизацию жидких углеводородов, поступающих со скважин, а также с установок УКПГ‑2 и УКПГ‑3;
   • выполняет частичную подготовку газа для экспорта, обратной закачки в пласт и обеспечения собственных производственных нужд.
2. Установка комплексной подготовки газа — 2 (УКПГ‑2):
   • осуществляет сепарацию и повторную закачку сырого газа под высоким давлением;
   • направляет жидкие углеводороды на КПК для последующей стабилизации и подготовки к экспорту.
3. Установка комплексной подготовки газа — 3 (УКПГ‑3):
   • обеспечивает разделение и частичную стабилизацию жидких углеводородов и газа перед их транспортировкой на экспорт.

По мере роста добычи газа наблюдается пропорциональное увеличение объемов обратной закачки газа, что связано с применением технологий поддержания пластового давления.

Арбитражный спор

Республика Казахстан и подрядные компании в соответствии с Окончательным соглашением о разделе продукции (ОСРП) подрядного участка Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения от 18 ноября 1997 года имеют ряд разногласий относительно применения определенных положений ОСРП, которые подлежат арбитражному урегулированию. Подрядные компании считают, что они действуют в соответствии с ОСРП, законодательством Республики Казахстан, применимыми стандартами и передовой практикой.

Согласно уведомлению оператора от 13 апреля 2023 года, ТОО «КМГ Карачаганак» в соответствии с Соглашением о совместной деятельности (ССД) полностью исключили из переговорного процесса ввиду конфликта интересов.

В конце января 2026 года Лондонский международный арбитражный суд вынес решение в пользу Республики Казахстан по спору с акционерами Карачаганакского консорциума относительно пересмотра возмещаемых затрат. Согласно материалам СМИ, сумма потенциальной компенсации в пользу государства может составить от 2 млрд до 4 млрд долл. США. На данный момент АО НК «КазМунайГаз» находится в процессе уточнения деталей данного решения и проработки сопутствующих вопросов с международными партнерами.

Добыча природного и попутного газа

Объем добычи природного и попутного газа в 2025 году увеличился на 20 % — до 11 450 млн м³. При этом 2 429 млн м³ (21 %) приходится на долю операционных активов, 9 021 млн м³ (79 %) — на долю мегапроектов.

Показатели добычи газа составляют фактический объем добытого газа, включая обратную закачку газа в пласт и собственные нужды.

Обратная закачка газа применяется для поддержания пластового давления, которое обеспечивает высокий уровень добычи нефти.

Объем производства товарного газа в 2025 году составил 5 515,8 млн м³, из которых 2 331,8 млн м³ — за счет операционных активов, 3 184 млн м³ — за счет мегапроектов. По сравнению с 2024 годом производство товарного газа КМГ кумулятивно увеличилось на 260,8 млн м³, или на 5,0%.

Газовый сегмент: основные итоги и проекты 2025 года

Казахский газоперерабатывающий завод

Основные факты

Казахский газоперерабатывающий завод (КазГПЗ) — первый газоперерабатывающий завод Казахстана и единственный в Мангистауской области. Проектная мощность: 1,5 млрд м³ сырого газа в год, 90 тыс. тонн газового конденсата в год, 510 тыс. тонн широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в год.

Завод перерабатывает сырье от операционных активов КМГ и других недропользователей, обеспечивая производство товарного газа, сжиженного нефтяного газа и бытового топлива для региона.

Результаты 2025 года

Переработано 856,4 млн м³ сырого газа, 3 тыс. тонн газового конденсата, 37,1 тыс. тонн широкой фракции легких углеводородов. Производство сжиженного нефтяного газа в 2025 году составило на уровне 204,0 тыс. тонн. Реализация сжиженного нефтяного газа в 2025 году составила 202,9 тыс. тонн (в 2024 году — 200,0 тыс. тонн).

Роль в регионе

Является ключевым предприятием территориально‑производственного комплекса Мангистауской области, обеспечивая производство и поставку критически важной продукции для населения и производственных объектов.

Проект строительства нового газоперерабатывающего завода в г. Жанаозен

Цели проекта

Обеспечение бесперебойной переработки сырья недропользователей, стабильной и бесперебойной поставки газа для покрытия потребностей внутреннего рынка.

Ключевые параметры

Реализация проекта рассчитана на период с 2023 по 2027 год. Планируется, что новый завод сможет перерабатывать 900 млн м³ сырого газа в год (+20 % резервной проектной мощности). Ожидается, что основными продуктами завода станут:

• товарный газ — 743 млн м³;
• сжиженный нефтяной газ — 217 тыс. тонн;
• пентановая и гексановая фракции — 122 тыс. тонн;
• сера товарная — 85 тонн.

Текущий статус

По первому пусковому комплексу (ПК‑1)Список объектов строительно‑монтажных работ (далее — СМР) по ПК‑1: двухцепная воздушная линия 110 кВ, подъездная автодорога НГПЗ (Южная), главная понизительная подстанция (ГПП), реконструкция ячеек подстанции 220/110/10 кВ «Узень», контрольно‑пропускной пункт (Южный), парковка (Южная), периметральное ограждение.:

• 17 февраля 2025 года получено положительное заключение Госэкспертизы;
• общестроительные работы (не связанные с монтажом оборудования) завершены в полном объеме;
• завершено изготовление всего оборудования ПК‑1 (открытое распределительное устройство 110 кВ (ОРУ‑110 кВ), включая блочно‑модульное здание, комплектное распределительное устройство (КРУ‑10 кВ); силовые трансформаторы 25 МВА (2 шт.); ограничители перенапряжений 10 и 110 кВ; заземлитель нейтрали; выключатель и разъединитель 110 кВ; трансформаторы тока и напряжения 11 кВ

По второму пусковому комплексу (ПК‑2):

• 14 июля 2025 года получено положительное заключение Госэкспертизы «Подготовительные работы, строительство вспомогательных зданий и сооружений»;
• выполняются работы по макропланировке территории для доведения отметки до проектного уровня и общестроительные работы по объектам общезаводского и административного хозяйства;
• размещены заказы в Европе и Китае на оборудование длительного цикла изготовления, из 259 позиций изготавливаются 177.

Развитие месторождений В текущем году предусматривается ввод в эксплуатацию газопоршневых электростанций на объектах ММГ, КБМ и КОА с установленной мощностью: 35 МВт, 5 МВт и 12 МВт соответственно.

Коммерциализация газа Строительство УКПГ на месторождении ЮВН позволит увеличить добычу нефти до 107 тыс. тонн в год, а также обеспечить коммерциализацию газа в объеме до 80 млн м³ в год. Следующим целевым направлением КМГ является реализация проектов по увеличению добычи газа. В 2026 году обеспечить технический запуск в эксплуатацию месторождения Центральный Урихтау с обеспечением добычи в объеме 200 млн м³ газа. Также реализация Фазы‑2 месторождения Рожковское с последующим достижением добычи газа в объеме 700 млн м³ в год.