No solamente es el yacimiento considerado el mayor descubrimiento petrolero desde el de Prudhoe Bay en Alaska: su desarrollo es también uno de los más complejos. El proyecto, que ha atraído a casi todos los sectores de la industria petrolera internacional, es una combinación única de complejidad tecnológica y desafíos medio ambientales, tanto offshore como onshore. Tal complejidad se ha visto reflejada en el aumento en los costos del proyecto, que ha doblado en los últimos cinco años de un inicial de u$s57 billones a u$s136 billones. El yacimiento Kashagan, descubierto en 2000, contiene un estimado de 38 billones de barriles de petróleo, de los cuales se estima que de 7 a 9 son recuperables, extensible a 13 billones con inyección parcial de gas.

La plataforma de carbonato es del tardío devónico y de la era media carbonífera. El arrecife es de alrededor de 75 km de largo y 35 km de ancho con un cuello que une ambas plataformas (Kashagan oeste y Kashagan este). La parte superior del reservorio se encuentra a alrededor de 4.5km bajo el nivel del mar y la columna de petróleo se extiende por más de 1 km. El reservorio consiste en calcárea con baja porosidad y permeabilidad. El petróleo es extremadamente liviano (45 grados API) con un alto ratio de gas y petróleo y un contenido de  sulfuro de hidrógeno del 19%. El yacimiento está también sobre presurizado, lo que ofrece otro desafío a la perforación. El esquema de desarrollo  prevé la construcción de centros de producción ubicados en plataformas e islas artificiales. Estos centros recogerán la producción desde islas satelitales, desde los cuales los pozos de producción serán perforados.

En la primera fase de desarrollo, petróleo y gas no reinyectado serán tratados en los centros y serán enviados, a través de dos líneas separadas, a plantas de tratamiento onshore donde el petróleo será estabilizado y purificado. El gas natural será tratado para la remoción de sulfuro de hidrógeno y será usado mayormente como combustible para las plantas de producción, mientras que el resto será comercializado. Además de los desafíos de perforación de un reservorio de gas hiper- presurizado, aquellos involucrados en el proyecto deben lidiar con temperaturas que pueden ser menores a los -20 C en invierno. La poca profundidad del agua (3.7m) requiere un rompehielos especial finlandés que quiebra el hielo usando unas hélices especialmente diseñadas. Una barcaza de pantano fue rediseñada y modificada especialmente para brindar servicio como bote de producción flotante con dos tanques deflectores de acero de 2 a 4m para proteger el equipo del hielo.

La barcaza de 6.000 toneladas es la más grande de su tipo en el mundo. La producción comenzaría con la primera fase a fines de 2012, produciendo de 75.000 barriles por día a un pico de 1.5 millones de barriles por día en 2021 con el desarrollo de la segunda y tercera fase. El trabajo también progresa con el trabajo de diseño de la segunda fase del proyecto. Esta primavera, Shell Development Kashagan concedió a la unión estratégica de CB&I (Chicago Bridge & Iron Company N.V.), WorleyParsons y Aker Solutions, una actualización de u$s293 millones por un contrato de ingeniería front-end y diseño (FEED), reemplazando uno anterior por u$s138 millones concedido a fines de 2008. El contrato incluye el trabajo de FEED de ambas locaciones (offshore y onshore) y pipelines, con opciones para primeras obras, ingeniería detallada, servicios de obtención, asistencia técnica e integridad del diseño/sistema.

EL trabajo en el proyecto comenzó en noviembre de 2008 y debería ser completado durante la primavera de 2011. El primer pozo de exploración vertical, Kashagan Este 1, fue perforado a una profundidad total de 5.200m. Durante las pruebas, el pozo circuló a un ritmo de 600m3 (3.775barriles) de petróleo por día y 200.000 m3 (7.06mmcf) de gas por día. El segundo pozo, Kashagan 2, circuló a un ritmo de 3.400 barriles por día de 42-45 grados API, mientras que el tercer pozo, el Kashagan este 2 fue también descubierto en 2001 y circuló a 7.400 barriles por día. Las compañías involucradas en el proyecto son Eni, Royal Dutch Shell Plc, Exxon Mobil Corporation, Total, ConocoPhillips, Kazakh state-run, KazMunaiGas e Inpex Holdings Inc.

Fuente: New Technology Magazine

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