La société possède 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.

Il s’agit d’un champ pétrolifère relativement jeune, dont la production a commencé en 2006. Les conditions de la licence autorisent la société à produire jusqu’en 2031, avec un droit de privilège pour prolonger le contrat.

Points clés

– La proximité des principaux oléoducs et gazoducs offre plusieurs itinéraires d’exportation alternatifs et un avantage en termes de coûts de transport ;
– Province respectée, riche en pétrole, avec de grandes perspectives de réserves de pétrole et de gaz ;
– Dépôts terrestres et gréseux ;
– La dévaluation du taux de change a entraîné une baisse des salaires et des autres coûts locaux ;
– Fonctionnement à long terme (30 ans) avec droit au privilège 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 nombre total de puits (128) comprend 104 puits de production, 2 puits de surveillance, 2 puits d’injection et 20 puits suspendus. La profondeur moyenne des puits de production est de c. 450-585 mètres ;

– Le champ pétrolifère comprend des réservoirs clastiques multi-étagés du Crétacé et du Jurassique ;

Statut actuel

– Réserves estimées selon les règles SPE PRMS1P+2P égales à 6,95 millions de tonnes ;

– Récemment, la société a procédé à l’interprétation des données de terrain et a fait développer les modèles 3D suivants : modèle sismique 3D ; modèle de réservoir 3D ; modèle pétrophysique 3D.

Infrastructure de terrain

– Une ligne électrique à haute tension de 4 200 m de long et des générateurs diesel de secours d’une capacité de 150 kW et 260 kW ;

– Réservoirs de stockage de pétrole (2 unités de 1 000 mètres cubes chacune) et unité de préparation de pétrole avec un oléoduc relié au système national de transport de pétrole de KTO ;

– Réservoirs d’eau douce (2 unités de 500 mètres cubes chacune) et système de maintien de la pression du réservoir, y compris le système d’approvisionnement en eau douce.