Обычно сдержанный Туркменистан на этой неделе взорвался. Поводом для возмущения стала Россия, а точнее - ее отношение к перспективам сотрудничества этой азиатской страны с европейцами. Видимо, российско-туркменские отношения явно пережили пик своего сотрудничества, и мировой финансовый кризис еще раз доказал истину: "дружба дружбой, а деньги врозь". Тем более что Туркменистан в своем ответе России не преминул отметить сокращение объемов закупок туркменского газа со стороны Кремля, что в свою очередь заметно снизило поступления к ним финансовых средств, ведь природный газ является главным экспортным продуктом в данной стране.
Сейчас Туркменистан питает большие надежды на то, что задействованные в туркменском секторе Каспия европейские компании не только обнаружат значительные объемы природного газа, но и смогут обеспечить их транзит в Евросоюз через Азербайджан.
Конечно, объемы запасов природного газа в Азербайджане трудно сравнить с туркменскими, но и наша страна испытывает некоторые трудности в доставке природного газа на европейские рынки. А решение о продаже природного газа в Россию можно рассматривать как временный вынужденный шаг.
Конечно, основным месторождением для Азербайджана для увеличения добычи природного газа остается газоконденсатное месторождение "Шахдениз".
Концепция реализации второй стадии разработки морского газоконденсатного месторождения "Шахдениз" в азербайджанском секторе Каспия, которая предусматривает строительство нескольких платформ, является более безопасной с экологической точки зрения, сказал источник на нефтегазовом рынке ("Тренд").
В настоящее время партнеры по проекту продолжают обсуждения по окончательному выбору концепции. По его словам, основное превосходство концепции строительства платформ над концепцией точечного бурения и подводной добычи - это возможность быстрого реагирования в случае проблем в процессе добычи и упрощение процесса контроля за разработкой месторождения. Несмотря на большой плюс, этот метод также имеет свои минусы. В частности, он обходится дороже точечного, который предусматривает бурение множества скважин по всему месторождению и присоединение их к одной платформе. Также бурение новых скважин с платформы ограничивает возможности охвата всего месторождения, поскольку максимальное расстояние отклонения скважин от платформы в рамках бокового бурения составляет пять километров. Кроме того, наклонное бурение обходится дороже вертикального, сказал источник.
По его словам, в свою очередь точечное бурение дает возможность наиболее свободного и полного освоения месторождения. Но, поскольку месторождение располагается на Каспии, который является замкнутым водоемом, этот метод является менее безопасным, потому что любая проблема или утечка может грозить экологической катастрофой. Обеспечение контроля и обслуживания скважин с подводным закачиванием, которые предполагаются в рамках концепции точечного бурения, требует наличия свободных полупогружных установок, которые нужны для обслуживания этих скважин и в случае необходимости - ликвидации технических проблем.
Подобных свободных установок на Каспии нет, а те, которые имеются, постоянно задействованы для проведения буровых работ как в азербайджанском секторе моря, так и в секторах других прикаспийских стран. По мнению источника, концепция, предусматривающая строительство новых платформ, является более целесообразной для Азербайджана, поскольку после истечения срока контрактных обязательств перед иностранными компаниями все платформы и инфраструктура на месторождении перейдут под операторство республики, что является более экономически выгодным с точки зрения затрат на обслуживание всей инфраструктуры.
Согласно прогнозам, в рамках второй стадии разработки месторождения объем добычи газа здесь возможно будет довести до 25 млрд. кубометров в год с 8,6-9 млрд. кубических метров.
ArrayГаз, добываемый с месторождения "Шахдениз", в настоящее время транспортируется в Грузию и Турцию, также часть в рамках проекта получает Азербайджан (часть покупается). Запасы месторождения "Шахдениз" оцениваются в 1,2 трлн. кубометров газа. Контракт на разработку морского месторождения "Шахдениз" был подписан 4 июня 1996 года. Участниками соглашения являются: BP (оператор) - 25,5%, Statoil - 25,5%, NICO - 10%, Total - 10%, Lukoil - 10%, TPAO - 9%, SOCAR - 10%.
Также увеличение газодобычи в стране может осуществляться за счет "отказных структур". Одними из основных факторов, способствующих возврату иностранных компаний на перспективные морские структуры Азербайджана, на которых ранее не были обнаружены коммерчески привлекательные запасы углеводородов, являются повышение цен на углеводороды и развитие технологий, сказал в среду источник на нефтегазовом рынке.
В качестве примера перспективных структур источник назвал структуры "Абшерон" и "Нахчыван", расположенные в азербайджанском секторе Каспийского моря. По словам источника, несмотря на то, что с повышением цен на углеводороды повысились также цены услуг сервисных компаний, прогнозы по росту цен побуждают компании к участию в этих проектах. Изначально иностранные компании в рамках разведочного бурения на перспективных структурах предусматривали бурение трех скважин: одна - на куполе структуры, другая - на одном из крыльев, а третья - на водонефтяные контакты (ВНК). Со временем компании стали ограничиваться лишь одной скважиной на ВНК, поскольку это позволяет определить границы месторождения и его возможные запасы без лишних затрат на бурение.
Но, несмотря на то, что при проведении буровых работ используются геологические и геофизические данные, в расположении ВНК могут быть отклонения, и поэтому выбранная точка бурения может оказаться неверной, сказал источник. Следовательно, иностранные компании в рамках новых разведочных работ на перспективных структурах "Абшерон" и "Нахчыван" проведут бурение на ВНК на новых точках, более близких к центру структур, что может дать положительные результаты.
По словам источника, подход той или иной компании к участию в проектах по разведке и разработке перспективных структур и месторождений зависит от коэффициента рентабельности проектов. "Каждая компания обладает собственным коэффициентом рентабельности, у какой-то он ниже, а у какой-то выше", - отметил источник.
Участниками проекта "Абшерон" являются SOCAR (Госнефтекомпания Азербайджана) - 40%, французские компании Total - 40% и Gaz De France Suez - 20%. Новый контракт по структуре "Абшерон" был подписан 27 февраля 2009 года между SOCAR и Total. Позднее Total переуступила 20% из своего долевого участия в контракте компании Gaz De France Suez. Это уже вторая попытка иностранных компаний начать добычу коммерчески привлекательных углеводородов на перспективной структуре "Абшерон". В 1997 году был заключен первый контракт типа PSA на разведку и разработку этой площади между SOCAR, получившей в проекте 50% долевого участия, американской Chevron (30% - компания выступала оператором проекта) и Total - 20%. Но после бурения разведочной скважины обнаруженные на месторождении запасы были признаны коммерчески непривлекательными, после чего контракт был закрыт.
Что касается структуры "Нахчыван", меморандум о взаимопонимании между SOCAR и немецкой RWE был подписан 10 марта этого года. В течение одного года компании должны провести все необходимые работы для подготовки контракта типа PSA. Запасы структуры прогнозируются в размере 300 млрд. кубометров газа и 40 млн. тонн газоконденсата. Первый контракт на разработку морской перспективной структуры "Нахчыван" был подписан 1 августа 1997 года. Участниками проекта являлись: ExxonMobil - 50%, SOCAR - 50%. Контракт был закрыт по причине обнаружения коммерчески непривлекательных объемов углеводородов.
Отметим, что доказанные запасы газа в Азербайджане составляют 2 трлн. кубометров, а реальные, по прогнозам азербайджанских геологов, - на уровне 5 трлн. кубометров..
|
