Produisant un champ pétrolifère situé dans la région de Mangystau au Kazakhstan, la Société détient des droits d’utilisation du sous-sol pour l’exploration et la production de pétrole brut et de condensat de gaz dans la région de Mangystau au Kazakhstan.
Les champs pétrolifères voisins comprennent Tengiz, Kashagan, Kalamkas, Karazhanbas, Buzachi et d’autres.
Champ pétrolifère relativement jeune, la production a débuté en 2006 avec des termes de licence permettant à la Société de produire jusqu’en 2031 avec un droit privilégié de prolonger le contrat.
Points clés
• La proximité des principaux oléoducs et gazoducs offre plusieurs itinéraires d’exportation alternatifs et des avantages en termes de coûts de transport ;
• Province riche en pétrole respectée avec de grandes perspectives de réserves de pétrole et de gaz;
• Gisements terrestres et gréseux ;
• La dévaluation des devises a fait baisser les salaires et autres dépenses locales ;
• Exploitation longue durée (30 ans) avec droit privilégié de prolongation ;
• L’investissement dans une société productrice générant des flux de trésorerie stables pourrait devenir une bonne plate-forme pour une expansion future dans la région ;
Aperçu des actifs
• Le stock total de puits (128) comprend 104 puits producteurs, 2 puits de surveillance, 2 puits injecteurs, 20 puits suspendus. La profondeur moyenne des puits producteurs est d’env. 450-585 mètres ;
• Le champ pétrolifère comprend des réservoirs clastiques multi-empilés d’âges crétacé et jurassique ;
Statut actuel
• Réserves estimées selon les règles SPE PRMS1P+2P égales à 6,95 millions de tonnes ;
• Récemment, la Société a effectué l’interprétation des données de terrain et a fait développer les modèles 3D suivants : modèle sismique 3D ; modèle de réservoir 3D ; Modèle pétrophysique 3D.
Infrastructures de terrain
• Ligne électrique à haute tension d’une longueur de 4 200 m et générateurs diesel de secours d’une capacité de 150 kW et 260 kW ;
• Réservoirs de stockage d’huile (2 unités de 1 000 mètres cubes chacune) et unité de préparation d’huile avec oléoduc relié au système national de transport d’huile de KTO ;
• Réservoirs de stockage d’eau douce (2 unités de 500 mètres cubes chacune) et système de maintien de la pression du réservoir, y compris le système d’alimentation en eau douce.
