СОСТОЯНИЕ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ В АЗЕРБАЙДЖАНСКОМ СЕКТОРЕ КАСПИЯ

Публикации | ПОПУЛЯРНОЕ | Анатолий ТЮРИН | 25.03.2015 | 10:00

Введение

На территории Азербайджана находятся старейшие нефтяные промыслы. Однако, к моменту обретения им независимости (1991 г.) разрабатываемые месторождения нефти, газа и конденсата были значительно истощены. В независимом Азербайджане сложилась своя система работ на нефть и газ. В акватории Каспия она основана на соглашениях о разделе продукции (СРП) и самостоятельной деятельности Государственной нефтяной компании Азербайджанской Республики (ГНКАР).

Ранее нами рассмотрено состояние двух мегапроектов – Шах-Дениз и Азери - Чираг - Гюшешли. В этой статье рассмотрим общее состояние работ на нефть и газ в азербайджанском секторе Каспия. Главная трудность ранее отмечалась. Это высокий уровень «информационного шума». Для выяснения реального положения дел приходится анализировать разные источники информации. В чем-то удалось разобраться, пусть и на уровне наших версий. Некоторые вопросы остались не вполне проясненными. Это касается и категорийности приводимых ресурсов и запасов нефти, газа и конденсата. Поэтому в тексте применяется «жаргонный» термин «прогнозные запасы». В качестве иллюстрации экономики добычи нефти и газа мы приводим три показателя: глубина моря, глубина залегания продуктивных отложений и дебиты добывающих скважин.  

Добыча нефти

Минимальный объем нефти – 9,0 млн т, добыт в Азербайджане в 1997 г. Затем начался рост добычи. Пик – 50,8 млн т, достигнут в 2010 г. В последующие годы наблюдается ее спад: 2011 г. – 45,6, 2012 г. – 43,5, 2013 г. – 43,5, 2014 г. – 41,9 млн т. Падение добычи в 2014 г. составило 3,7%. Экспорт нефти осуществляется по нефтепроводам Баку-Тбилиси-Джейхан, Баку-Супса и Баку-Новороссийск, а также железнодорожным транспортом.

ГНКАР удалось переломить тенденцию снижения добычи нефти: 2011г. – 8401, 2012 г. – 8243, 2013 г. – 8314, 2014 г. – 8321 тыс. т. Вместе с тем, у компании наблюдается сокращение объемов поисково-разведочного бурения: 2012 г. – 7473 м, 2013 г. – 6991 м,  2014 г. – 2628 м.  Локальный пик эксплуатационного бурения пришелся на 2013 г. – 135665 м. В  2012 г. – 128968 м, в 2014 г. – 124718 м.

В 1981-1987 гг. в акватории Каспия к востоку от Апшеронского полуострова открыты три месторождения нефти – Азери, Чираг и Гюнешли (Рис. 1). Позднее было установлено, что это одно большое месторождение Азери-Чираг-Гюнешли. В 1994 г. между Азербайджаном и Азербайджанской Международной Операционной Компанией (АМОК: BP – 35,8%, ГНКАР – 11,6%, Chevron – 11,3%, Inpex – 11,0%, Statoil –  8,6%, ExxonMobil –  8,0%, TPAO –  6,8%, Itochu – 4,3% и ONGC Videsh Ltd  –  2,7%) подписано СРП (проект «АЧГ»). Здесь и далее компания, указанная в списке участников консорциума первой, является оператором проекта.

Добыча нефти по проекту «АЧГ» начата в 1997 г. На сегодня промысловая инфраструктура включает 6 морских платформ (перечислены с востока на запад): Восточное Азери, Центральное Азери, Западное Азери, Чираг, Западный Чираг и Глубоководное Гюнешли. Нефть с пяти платформ добывается на условиях СРП 1994 г. Нефть с платформы Западный Чираг (добыча начата 30 января 2014 г.) – по проекту Chirag Oil Project («COP»), который АМОК реализует в пределах лицензионного блока «АЧГ», но на других условиях. Нефть и газ с морских платформ поступают на Сангачальский терминал. Площадь блока «АЧГ» 432 кв. км. Он не включает самую западную часть месторождения Гюнешли (Мелководное Гюшншли). На нем добычу нефти ведет ГНКАР. 

Глубина моря в пределах месторождения Азери-Чираг-Гюнешли – 110-220 м. Нефтеносные горизонты залегают на глубинах от 2500 м до 3000 м ниже дна моря. По оценке 1998 г. извлекаемые запасы нефти составили 511 млн. т. По оценке 2008 г. извлекаемые запасы нефти составляют 923 млн. т, извлекаемые запасы попутного газа – 354 млрд куб. м, свободного газа – 632 млрд куб. м. По данным ВР запасы нефти блока «АЧГ» составляют 540-700 млн. т. Пик добычи нефти по проекту «АЧГ» пришелся на 2010 г. (40,6 млн т). Затем два года подряд происходило ее резкое падение: 2011 г. – 35,4, 2012 г. – 32,9 млн т. В 2013 г. добыча составила 32,2, в 2014 г. – 31,5 млн т. Снижение скорости падения добычи в 2013 г. достигнуто за счет бурения новых скважин, в 2014 г. – начала добычи на новой платформе Западный Чираг. В 2014 г. с нее добыто 2,5 млн т нефти (планировалось 3,0 млн т). На «полке» планируется добывать по 8,2 млн т в год. На пяти остальных платформах снижение добычи в 2014 г. относительно 2013 г. составило 9,9%, относительно 2010 г. – 28,6%. Здесь восстановились темпы падения добычи, зафиксированные в 2011 и 2012 гг. Снижение добычи связано с резким падением дебитов добывающих скважин.

На начало 2014 г. на блоке «АЧГ» действовало 118 скважин (81 добывающих и 37 нагнетательных). На начало 2015 г – 123 скважины (84 добывающих и 39 нагнетательных). В 2014 г. пробурено 19 скважин (14 добывающих и 5 нагнетательных). Получается, что в прошлом году из эксплуатации выведено 14 скважин, в том числе 11 добывающих (13,6% от действующего фонда). Можно предположить, что продуктивные горизонты, разрабатываемые добывающими скважинами обводнились. Капитальные вложения в 2014 г. (главным образом затраты на бурение новых скважин) составили 2,3 млрд долл. Эксплуатационные расходы – 1,0 млрд долл.   

По состоянию на начало 2015 г. на Мелководном Гюнешли добыто примерно 167,8 млн. т, на «АЧГ» – 357,2 млн. т. Итого, на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли добыто 525,0 млн. т. Скорее всего, реальные запасы нефти месторождения находятся где-то между 511 и 923 млн. т. То есть, «нефть кончается». Это и является главной причиной падения дебитов добывающих скважин, а также вывода большого их числа из эксплуатации.

Выполним несложные расчеты. Предположим, что падение добычи нефти с пяти платформ блока «АЧГ» будет и далее составлять 9,9% в год. Добыча с платформы Западный Чираг достигнет плановой в 2017 г. Затем начнет снижаться на 5% в год. В этом случае, добыча нефти на «АЧГ» в 2020 г. составит 23,3 млн т, в 2030 г. – 10,6 млн т., в 2035 г. – 7,2 млн т. Но в период 2015-2017 гг. добыча нефти будет примерно на уровне 2014 г.

По проекту «АЧГ» в период 2007-2013 гг. добыто 75–80% всей нефти Азербайджана. А 65% от общего объема добычи нефти ГНКАР приходится на Мелководную Гюнешли. Всего мегапроект Азери-Чираг-Гюнешли дает 91-93 % нефти республики.

Нефтяное месторождение Гум-Дениз введено в разработку в 1955 г. По состоянию на конец 2009 г. добыто 28,9 млн. т нефти и 27,0 млрд куб. м газа. Из газового месторождения Бахар  с 1969 г. добыто 16,8 млн т нефти и 128,7 млрд куб. м газа. С целью реабилитации месторождений в 2009 г. заключено СРП (Bahar Energy Ltd. – 80%, ГНКАР – 20%). В сентябре 2013 г. сообщалось о планах начать до конца года выполнение сейсморазведки 3D и бурение эксплуатационных скважин на месторождении Гум-Дениз. Ранее на месторождении Бахар начат ремонт скважин, закрытых в связи со сложностями их эксплуатации. Для реабилитации месторождений Bahar Energy Ltd. доставила в регион две буровых установки. Имеет планы покупки третьей. 

Добыча газа

Газ в Азербайджане добывается на газоконденсатных и нефтяных месторождениях. Часть газа, добытого на нефтяных месторождениях (газ, растворенный в нефти), закачивается в продуктивные пласты для поддержания пластового давления. Газ используется в компрессорах на газопроводе Баку-Тбилиси-Эрзерум. Объем потребления газа в республике – примерно 10 млрд куб. м. При этом потери газа в газораспределительных сетях составляют 2,5 млрд. куб. м. В этих условиях динамику добычи товарного газа в Азербайджане достоверно характеризует объемы его экспорта, подтвержденные таможенными документами. Экспорт газа возрастает: 2011 г. – 7092, 2012 г. – 6990, 2013 г. – 7294, 2014 г. – 8565 млн куб. м. Газ экспортируется в Иран, Грузию, Турцию и Россию.

ГНКАР добывает газ на своих газоконденсатных и нефтяных месторождениях: 2011 г. – 7,084, 2012 г. – 6,924, 2013 г. – 7,140, 2014 г. – 7,246 млрд куб. м. Перелом негативной тенденция снижения объемов добычи достигнут вводом в эксплуатацию нового газоконденсатного месторождения Умид. 

Газоконденсатное месторождение Булла-Дениз открыто в 1975 г. Добыто 62 млрд куб. м газа и 11 млн т конденсата. ГНКАР ведет строительство новой добывающей платформы (глубина моря 26 м). Продуктивные горизонты находятся на глубине около 6000 м. С платформы из 4 эксплуатационных скважин планируется добывать по 730 млн куб. м газа и 220 тыс. т конденсата в год. 

Товарный газ с месторождений Азери-Чираг-Гюшешли АМОК безвозмездно передает ГНКАР: 2009 г. – около 4,0, 2010 г. – 3,4; 2011 г. – 3,3, 2012 г. – 3,4, 2013 г. – 2,19, 2014 г. – 2,76 млрд куб. м. В 2009-2013 г. просматривается тенденция снижения его объемов. Это понятно. Снижается объем добычи нефти. Кроме того, снижается пластовое давление в разрабатываемых пластах. Это приводит к уменьшению содержания газа в добываемой нефти (часть газа из нефти переходит в свободную фазу и мигрирует по воздыманию пластов). С другой стороны, для частичной компенсации снижения пластового давления в разрабатываемые пласты требуется закачивать больше газа. В конечном счете, все это приводит к снижению объемов товарного газа. Рост объемов товарного газа в 2014 г. обусловлен вводом новых добывающих скважин на платформе Западный Чираг. Здесь пластовое давление в продуктивных пластах близко к начальному и пока не нуждается в поддержании путем инжекции в них воды или газа. Но в будущем на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли восстановится тенденция снижения производства товарного газа.

Газоконденсатное месторождение Шах-Дениз открыто в 1999 г. на одноименной структуре, выявленной в советский период. Глубина моря в его пределах от 50 до 650 м. Запасы оценены в 1,2 трлн куб. м газа и 240 млн т конденсата. Глубина залегания продуктивных горизонтов – 4500-6500 м.Это самое яркое открытие в азербайджанском секторе Каспия. СРП на разработку месторождения Шах-Дениз заключено в 1996 г. (BP– 28,8%, ГНКАР – 16,7%, Statoil– 15,5%, NICO – 10,0%, Total – 10,0%), Лукойл – 10,0%, TPAO– 9,0%). По проекту «Стадия-1» построена морская платформа (глубина моря 105 м), рассчитанная на бурение 15 наклонно-направленных скважин. С нее планируется добыть 178 млрд куб. м газа и 34 млн т конденсата. Добыча начата в 2006 г. Газ и конденсат поступают на Сангачальский терминал. По состоянию на начало 2015 г. добыто 58,3 млрд куб. м газа.

Состояние проекта «Стадия-1» можно оценить по динамике добычи газа: 2010 – 6,9, 2011 – 6,67, 2012 – 7,73, 2013 – 9,8, 2014 г. – 9,9 млрд куб. м. «Провальным» было первое полугодие 2011 г. Падение суммарного дебита эксплуатационных скважин в пересчете на год составило 40% и явилось полной неожиданностью для консорциума. Ситуация несколько выправилась с вводом в эксплуатацию в первой половине 2011 г. новой скважины SDA-06. В сентябре 2012 г. начато бурение очередной скважины SDA-03y. Она сдана в эксплуатацию в конце 2013 г. В начале 2014 г ведена в эксплуатацию скважина SDA02 (с апреля 2012 г. в ней велись технические работы). Планировалось, что ввод в эксплуатацию этих двух скважин позволит довести добычу газа в 2014 г. до 10,4 млрд куб. м. Однако реально добыто на 4,8% меньше. Показательно содержание конденсата в газе. До 2014 г. оно составляло 253-265 г на 1 куб. м. А в 2014 г. снизилось до 232 г. Это свидетельствует о падении давления в продуктивных пластах. В них начал выпадать (из газа) конденсат. Понятно, что без бурения новых скважин неизбежно повторится «провал», случившийся в первом полугодии 2011 г. Но не ясно имеются ли объекты разработки с первоначальным давлением в продуктивных пластах, до которых могут «дотянуться» скважины с морской платформы. Особо отметим, что экономическая эффективность «Стадии-1» базируется на фантастических притоках газа. В начале 2013 г. эксплуатировалось 4 скважины, в его конце – 5. То есть на одну скважину в среднем приходится более 2 млрд куб. м газа в год.

По проекту «Стадия-2» предусматривается строительство 2 морских платформ и бурение с них 26 скважин, расширение Сангачальского терминала, а также строительство новых перерабатывающих и компрессорных установок. В 2014 г. пробурено 7 скважин. Начало добычи газа – конец 2018 г. В конце 2019 г. планируется добыча и экспорт газа в полном объеме – 16 млрд куб. м. Весь газ пойдет на экспорт. В том числе, 6 млрд куб. м – в западные регионы Турции, 1 млрд куб. м – в Грецию, 1 млрд куб. м – в Болгарию и 8 млрд куб. м – в Италию.

В азербайджанских СМИ тиражируется следующая информация:«В целом же после начала добычи в рамках «Шах дениз-2» общая добыча газа с месторождения составит 25 млрд кубометров, из них 9 млрд кубометров будут добываться в рамках первой стадии проекта, 16 млрд кубометров – в рамках второй.» Это не так. «Стадия-2» – это «замена» «Стадии-1». В переходный период (падение добычи на «Стадии-1» и выход «Стадии-2» на проектные показатели) добыча газа будет, скорее всего, на «полке» 16 млрд куб. м. Представляется, что цифра плановой добычи газа с платформы «Стадии-1» – 178 млрд куб. м, является оптимистичной. Тем не менее, возьмем ее за основу. На этап падающей добычи придется примерно 30% будущей продукции. Итого на «полке» начиная с 2015 г. будет добыто 66,3 млрд куб. м. При средней добыче равной 9,0 млрд куб. м «полку» удастся держать до конца 2021 г. Реально же будет большой удачей, если удержать «полку» удастся до начала добычи на платформах «Стадии-2»

Результаты поисковых работ и новые проекты

В азербайджанском секторе Каспия выполнен большой объем поисковых работ на нефть и газ. Однозначно отрицательные результаты получены на части лицензионных блоков: Лянкяран/Талыш-дениз (оператор Elf), Кюрдашы (Agip), Мурадханлы (Ramko), Атешгях (Japex), Огуз (Exxon), Ялама/Д-222 (Лукойл), Нахычивань (ExxonMobil). На других блоках открыто шесть месторождений углеводородов. Одно из них – Шах-Дениз, рассмотрено выше.

Нефтегазоперспективные структуры на площади Умид выявлены в 1972 г. В период 1977-1992 гг. здесь пробурено девять скважин, ни одна из которых не дала положительных результатов. В 2010 г. ГНКАР открыла газоконденсатное месторождение Умид и начала в 2012 г. его разработку. Прогнозные запасы составляют 200 млрд куб. м газа и 40 млн т конденсата. Добыча ведется с платформы Умид-1 (глубина моря 58 м) из двух скважин (по состоянию на сентябрь 2014 г.), глубина которых составляет примерно 6500 м. При этом с платформы пробурено и испытано три добывающие скважины. Что стало с одной из них – выяснить не удалось. По состоянию на 01.09.2014 г. добыто 390 млн куб. м газа и 65 тыс. т конденсата. Планировалось довести число скважин на платформе до шести и добывать около 0,5 млрд куб м газа в год. Но возникли «технические проблемы» в результате которых произошло резкое снижение дебитов скважин: 2012 г. – 1500, 2013 г. – 638, 2014 г. – 630 тыс. куб. м в сутки. Скорее всего, проблемы не технические, а геологические или (и) геолого-промысловые. Возможно, произошло резкое снижение давления газа в продуктивных пластах в результате его отбора. Это может быть связано с небольшими его запасами или плохой проницаемостью коллекторов. Дальнейшее бурение скважин с платформы Умид-1 приостановлено. В сентябре 2014 г. ГНКАР объявила конкурс на совместную разработку месторождения Умид. В лицензионный блок включена и перспективная структура Бабек с прогнозными запасами 400 млрд куб. м. газа и 80 млн т конденсата.

Структура Карабах выявлена в 1965 г. Прогнозные запасы нефти оценены в 80 млн. т. Глубина моря – 250-450 м. СРП (Pennzoil – 30 %, Лукойл – 12,5 %, LUKAgip – 45 %, Agip – 5 %, ГНКАР – 7,5 %) подписано в 1995 г. По результатам поискового бурения открыто месторождение углеводородов. По оценке участников СРП его прогнозные запасы не превышают 30 млн т нефти, что не представляло для них коммерческого интереса. В 1999 г. СРП прекратило свою деятельность. По оценке ГНКАР прогнозные запасы месторождения Карабах составляют 20 млрд куб. м газа и 20 млн т конденсата.

Структура Абшерон выявлена в 60-х годах прошлого века. Глубина моря –250-650 м.СРП (Chevron–30%, ГНКАР –50% и Total – 20 %) подписано в 1997 г. Пробуренная в 2002 г. скважина (ее бурение обошлось в 78 млн долл.) не выявила коммерческих запасов углеводородов. В 2005 г. СРП прекратило свою деятельность. В 2009 г. подписано новое СРП (Total – 40 %, ГНКАР – 40 % и GDF Suez – 20 %). В 2011 г. скважина Х-2 на глубине 6550 м выявила газоносную толщу мощностью 150 м. Прогнозные запасы месторождения Абширон оценены ГНКАР в 350 млрд куб. м газа и 45 млн т конденсата. По оценке Total  в северной части структуры имеется 150-300 млрд куб. м  газа. Программу дальнейших разведочных работ на месторождении и его разработки планируется составить к середине текущего года. Окончательные инвестиционные решения по проекту будут приняты в конце 2017 г. При положительном решении начать бурение первой разведочной скважины планируется в конце 2019 г. Этот календарный план трактуется однозначно: работы на месторождении Абширон заморожены минимумам до конца 2019 г. Предположительные причины: невысокая достоверность прогнозируемых запасов газа и конденсата, низкая инвестиционная привлекательность проекта или (и) непонятные перспективы реализации добываемого газа.    

Структура Зафар-Машал выявлена в 1961 г. Глубина моря – 450-950 м. Прогнозировалась ее нефтеносность (140 млн т). СРП (ExxonMobil – 30%, ГНКАР – 50% ConocoPhilips – 20 %) подписано в 1999 г. В 2004 г. завершено бурение скважины глубиной 7400 м. Стоимость ее строительства составила 150 млн долл. Открыто месторождение газа с прогнозными запасами 50 млрд куб. м. Проект его разработки оценен как нерентабельный. ExxonMobil вышла из проекта, заплатив ГНКАР 32 млн долл. Однако, по оценке ГНКАР прогнозные запасы структуры составляют 300 млрд куб. м газа и 37 млн т конденсата. В 2013 г. ГНКАР и Statoil подписали меморандум, предусматривающего переговоры по заключению контракта по дальнейшему изучению перспектив нефтегазоносности структуры Зафар-Машал.

СРП (Аmосо – 30 %, Unocal» – 25,4 %, Itосhu – 20 %, Delta – 4,5 %) на структуры Ашрафи и Дан-Улдузузаключено в 1997 г. По результатам поискового бурения открыто месторождение Ашрафи (1999 г.) с запасами 13 млрд куб. м газа и 17 млн. т конденсата. Они не заинтересовали участников СРП и оно прекратило свою деятельность. Глубина Каспия в районе месторождения – 160-180 м.

Прогнозные запасы структур Шафаг и Асиман оценены в 500 млрд куб. м газа и 60 млн т конденсата. Изучение перспектив их нефтегазоносности ведется в рамках СРП (ВР – 50 %, ГНКАР – 50 %), заключенного в 2010 г. На блоке выполнена сейсморазведка 3D. Бурение первой поисковой скважины начнется не ранее 2017 г.

В 1998 г. подписано СРП на структуры Араз, Алов и Шарг (ВР – 15%, Statoil – 15%, ExxonMobil – 15%, TPAO – 10%, Alberta Energy – 5%, ГНКАР – 50%). В 1999 г. – СРП (Mobil– 30%,  ГНКАР – 50%, зарезервировано – 20%) на структуры Салаван, Далга, Лерик-Дениз и Джануб. Эти два проекта заморожены до решения вопроса о разграничении акватории Каспия между Азербайджаном и Ираном.

В самом конце 2014 г. подписано СРП (ВР и ГНКАР) на мелководный (до 40 м) участок Каспия вблизи юга Апшеронского полуострова. Потенциально продуктивные горизонты здесь залегают на глубинах 3000-4000 м.

Подписаны соглашения об основных принципах контрактов или меморандумы о взаимопонимании с рядом иностранных компаний на проекты в акватории Каспия «Кюрдаши», «Атешгях», «Янан-Тава», «Мугань-Дениз», блок «А», «Инам», «Мелководное Гюнешли», «Валабиха», «Нахычивань», «Зафар-Машал». Но часть этих блоков ранее опоискована с отрицательными результатами, а Медководное Гюнешли – разрабатываемое нефтяное месторождение.  

Месторождение Азери - Чираг - Гюнешли содержит и 632 млрд куб. м свободного газа. Его добыча может начаться только после завершения разработки нефтеносных пластов. Под нефтяными пластами месторождения прогнозируются газовые залежи, прогнозные запасы которых составляют 300 млрд куб. м. Они не охватываются действующим СРП. АМОК и ГНКАР ведут неспешные переговоры по будущему соглашению по опоискованию глубоко залегающих горизонтов блока «АЧГ» и совместной разработке открытых залежей.     

Выводы

Результаты работ на нефть и газ в азербайджанском секторе Каспия после 1991 г. базируются на достижениях советских геологов и геофизиков. Быстро введено в эксплуатацию и доведено до стадии падающей добычи месторождение нефти Азери - Чираг - Гюнешли. Основные его запасы уже выработаны. Открыто газоконденсатное месторождение Шах-Дениз. Добыча газа на нем возрастает. Его запасы и планы разработки обеспечивают в обозримом будущем добычу на уровне 16 млрд куб. м. Этот газ законтрактован до 2044 г. Добыча товарного газа ГНКАР (с разрабатываемых месторождений, кроме Умида) и АМОК будет снижаться. Через несколько лет его будет недостаточно для удовлетворения внутренних потребностей Азербайджана. Добыча газа с месторождения Умид в лучшем случае может быть доведена до 0,5 млрд куб. м. Для этого ГНКАР нужно найти компанию, заинтересованную в участии в этом проекте. В продуктивных пластах месторождения Азери-Чираг-Гюнешли имеются запасы свободного газа в объеме 632 млрд куб. м. Но его добыча может быть начата только после выработки нефтеносных пластов. Увеличить добычу газа в Азербайджане (сверх планов добычи на Шах-Денизе) и, главное, замедлить спад добычи нефти можно только за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений.

По состоянию на 01.01.2015 г. азербайджанский сектор Каспия является высоко опоискованным на нефть и газ. Здесь открыто шесть месторождений. Все, кроме Шах-Дениза, не оценены (по факту) как рентабельные для разработки.

Разграничение акватории между Азербайджаном и Ираном – дело не быстрое. Кроме того, непонятно, кому достанутся перспективные структуры, фигурирующие в СРП 1998 и 1999 гг. Мелководный участок вблизи юга Апшеронского полуострова является высоко опоискованным. Открытие здесь месторождений с большими запасами нефти или газа маловероятно. Реально имеются три неопоискованные структуры – Бабек, Шафаг и Асиман, с прогнозными запасами 900 млрд куб. м газа и 140 млн т конденсата. Но точно такие же структуры ранее опоискованы бурением. Получены либо отрицательные результаты, либо открыты месторождения, нерентабельные для разработки. Имеется прогноз 300 млрд куб. м газа в глубоко залегающих горизонтах блока «АЧГ». Но до принятия решения об их опоисковании еще далеко. Таким образом, открытие в ближайшем будущем в азербайджанском сегменте Каспия новых крупных месторождений углеводородов, рентабельных для разработки маловероятно.

Зачем Азербайджан привлек и продолжает привлекать иностранные компании к работам на нефть и газ в своем секторе Каспия? Ведь к моменту обретения независимости он имел соответствующие технологии. Нехватка финансовых средств? Да. Но здесь есть одна тонкость. Азербайджану действительно не хватало и не хватает средств на выполнение навязанной ему миссии «важного мирового поставщика энергоресурсов». Эта миссия как раз и осуществляется иностранными компаниями. Ее выполнение в части нефти завершится через 15-20 лет. В части газа ограничится в будущем 16 млрд куб. м в год.

Азербайджан энергетика

версия для печати постоянная ссылка

Добавить комментарий

Ваше имя: Ваш E-mail: Ваше сообщение:     Введите код: