Сокращение добычи нефти в Азербайджане превратило страну с некогда колоссальными ежегодными темпами прироста добычи и ВВП в импортера углеводородов, в частности газа, которого нужно все больше для поддержания дебитов нефтяных скважин. Об этом пишет Игорь Ихваненко, автор российского специализированного издания «Нефть и Капитал».
На основании анализа статистических данных по добыче углеводородов автор отмечает, что в Азербайджане неуклонно продолжает снижаться добыча и нефти, и газа. Устойчивое снижение нефтедобычи началось еще в 2010 году. А в 2017-м было добыто 38,7 млн тонн нефти и конденсата, на 6,3% меньше, чем в 2016 году. Производство товарного газа сократилось на 3%, до 18,16 млрд куб. м. В разрезе формирования национального ВВП в нефтегазовом секторе зафиксирован нулевой рост. При этом в прошлом десятилетии средние показатели вклада сектора достигали в некоторые годы почти 30%, а нынешний ВВП в долларовом исчислении более чем в 2 раза меньше, чем до кризиса 2014-2015 годов.
Основываясь на оценках одного из бывших руководителей Государственной нефтяной компании Азербайджана (ГНКАР, SOCAR), российский автор указывает, что уровень добычи зависит от желания концерна ВР, крупнейшего инвестора и недропользователя страны, останавливать промыслы для ремонтов, и в каком объеме. BP Azerbaijan уже сообщила о снижении производства в республике всех видов углеводородов на 1% к уровню 2017 года.
К примеру на главном азербайджанском нефтяном месторождении Азери – Чираг – Гюнешли, которое разрабатывает Азербайджанский международный операционный консорциум (AIOC), добыча так и не вышла на ранее запланированные 50 млн тонн или хотя бы 45 млн тонн в год. В 2011 году, добыча составила около 35 млн тонн (757 тыс. баррелей в сутки). В качестве главного объяснения снижения производства в 2011 году была выдвинута версия ремонта оборудования. В 2012 году проблемы месторождения описал лично президент Азербайджана Ильхам Алиев, когда он публично обвинил консорциум в том, что тот допустил ошибки в составлении модели разработки АЧГ, не инвестирует и не предпринимает мер, необходимых для эксплуатации месторождений, которые фактически перешли в разряд зрелых.
И хотя к концу 2012 года Азербайджан и консорциум договорились о мероприятиях по стабилизации добычи нефти на АЧГ, включающие в себя бурение новых эксплуатационных скважин и строительство платформы «Западный Чираг», реализация «Чирагского нефтяного проекта» не дала ожидаемых результатов. Новые промыслы вошли в действие в январе 2014 года, но только замедлили темпы падения добычи.
В качестве подтверждения сказанного Игорь Ихваненко приводит пример пересмотра «контракта века» в октябре 2017 года. Новая версия соглашения, утвержденная парламентом и президентом страны, предусматривает освоение более сложно разрабатываемых залежей АЧГ, запасы которых оцениваются BP Azerbaijan в 500 млн тонн нефтяного эквивалента. Ввиду этого ожидается значительное осложнение добычи ввиду мощного газового фактора. В проект, по примерным оценкам, необходимо инвестировать более $40 млрд. Они пойдут на разведку новых объектов, оценку запасов, выбор мест строительства новых платформ и скважин, закупку и установку необходимого оборудования.
Экономика проекта, который можно обозначить как «АЧГ-2», хуже, чем у «контракта века». С 1997 по 2017 год на АЧГ добыто 448,8 млн тонн нефти, а объем капитальных инвестиций в разработку составил примерно $25,5 млрд. При самом лучшем сценарии осуществления АЧГ-2 капитальные затраты на 1 тонну нефти составят $80 против $56,8 в АЧГ-1. В новом СРП доля SOCAR увеличилась с 11,6% до 25% вместе с инвестиционными обязательствами, но вот в разделе прибыли доля государства уменьшилась с 80% до 75%.
На вопрос, почему власти согласились на них, автор отвечает цифрами. Во-первых, за согласие на сделку Азербайджан получит бонусы в $3,6 млрд, которые будут выплачены равномерными суммами в течение нескольких лет. Во-вторых, продукция с АЧГ составляет почти 75% от всей добычи жидких углеводородов в стране. Без развития производства на этом блоке Азербайджан рискует превратиться из экспортера нефти в импортера.
Описывает автор портала «Нефть и Капитал» и проблемы газодобычи в стране. Снижение нефтяной продуктивности месторождений АЧГ ощутимо бьет по газовой составляющей проекта и по топливному балансу Азербайджана в целом. Дело в том, что добываемый на АЧГ попутный газ частично передается Баку как товарный, а частично закачивается в пласт для поддержания пластового давления и интенсификации извлечения нефти.
Чем выше темпы снижения добычи нефти, тем больше газа приходится закачивать и тем меньше метана Азербайджанский международный операционный консорциум передают на продажу. В 2017 году эта тенденция выразилась в следующих цифрах: добыча газа в стране уменьшилась до 28,56 млрд куб. м, или на 2,6%. Товарное производство сократилось до 18,16 млрд, то есть на 3%. AIOC же передал 2,8 млрд куб. м против более 4 млрд на пике товарных поставок в прошлом десятилетии.
Из этих цифр также понятно, что рост производства на газоконденсатном месторождении Шах-Дениз не может компенсировать снижение на АЧГ. С 2007 года до июля 2018 года разрабатывалась только мелководная часть месторождения Шах-Дениз-1 с извлекаемыми запасами 190 млрд куб. м газа. И спустя всего 10 лет с момента старта добычи здесь отмечается снижение производства. В 2017 году было извлечено 10,2 млрд куб. м против 10,7 млрд в 2016-м. Спад объясняется так же, как и на АЧГ, – ремонтом оборудования.
Помимо сокращения производства, на Шах-Дениз-1 заметно и снижение коэффициента соотношения конденсата к газу. За последние три года, по официальным данным, он уменьшился с 4,3 до 4,2, а по альтернативным данным – до 4. Как поясняют азербайджанские промысловики и геологи, это свидетельство снижения пластового давления, из-за которого конденсат выпадает на дно залежи и не попадает в скважинное пространство. А снижение пластового давления, как известно, всегда путь к уменьшению продуктивности месторождения.
Опыт и результаты разработки Шах-Дениз-1 позволяют по-новому взглянуть на начавшуюся в июле 2018 года разработку глубоководной части месторождения с извлекаемыми запасами в 625 млрд куб. м – проект «Шах-Дениз-2». Он должен стать первоочередным источником альтернативных России поставок из Каспийского региона. Залежи Шах-Дениза-2 экранированы от мелководной части и поэтому не затронуты начавшимся на ней снижением давления в пластах. Но на Шах-Денизе-1 для начала этого процесса потребовалось менее 10 лет.
Сокращение добычи нефти и конденсата и снижение производства товарного газа в Азербайджане превратило страну в импортера голубого топлива. Всего за три года, с 2015 по 2017, импорт газа взлетел в 16 раз – со 107 млн куб. м до более чем 1,7 млрд; в 2018 году импорт, скорее всего, окажется еще значительнее. В 2017 году Азербайджан закупал газ у Туркмении, а в ноябре 2017 года SOCAR заключила контракт и с «Газпромом» о поставках 1,6 млрд куб. м. Половина объема была выбрана уже в I квартале 2018 года.
Такое развитие событий в очередной раз ухудшит топливный баланс страны. Азербайджану требуется нефть, чтобы получать доходы (77% от всего экспорта) для финансирования жизни государства. Для того чтобы выручка не снижалась слишком драматично вслед за добычей, необходимо закачивать больше газа в пласт. А остающегося метана не хватает для выполнения действующих контрактов и удовлетворения внутреннего спроса – подытоживает автор.
В дополнение к вышеизложенному редакция нашего портала считает нужным отметить, что пока нет ясности и по другим газовым месторождениям Азербайджана в Каспийском море. На месторождении «Карабах», которое согласно планам руководства отрасли должно стать одним из значимых элементов ресурсной базы проходящего в европейском направлении трубопровода Южный газовый коридор, в этом году будет пробурена только оценочная скважина. На основании пробного бурения норвежская компания Equinor совместно с азербайджанской госкомпанией SOCAR будут оценивать перспективы газодобычи и только после этого принимать решение о том, с какими компаниями и на каких условиях будут заключены контракты по реализации проекта.
Напомним, что 5 июля Президент Азербайджана Ильхам Алиев утвердил соглашения, подписанные 30 мая 2018 года между азербайджанской госкомпанией SOCAR и норвежской Equinor. Соглашение по месторождению «Карабах» в азербайджанском секторе Каспия представляет собой risk-service контракт (RSA). Нефтегазовое месторождение «Карабах», открытое в 2000 году, расположено в 130 километрах к востоку от Баку. Глубина моря на месторождении меняется в диапазоне 250-450 метров. Начальные запасы нефти месторождения оцениваются в 100 миллионов тонн. Извлекаемые запасы месторождения «Карабах» оцениваются в 16 миллионов тонн нефти и 28 миллиардов кубометров газа. Глубина моря в районе месторождения составляет 180 метров.Компания ожидает получения первой продукции с месторождения в 2021 году. (Trend от 16.07.18)
Фото: trend.az
Добавить комментарий