Главная страница / Нефть и Капитал №05/2012 / Зарубежье


Чемпион теряет форму

Баку и его главный нефтяной проект снижают добычу


Азербайджан — недавний лидер нефтяного роста в бывшем СССР — превратился в главного аутсайдера. В прошлом году страна снизила добычу нефти почти на 11% — это худшая динамика в СНГ. Итоги I квартала 2012 свидетельствуют о том, что падение продолжается.
Между тем в прежние годы Азербайджан наращивал добычу нефти намного быстрее, чем все его соседи. Страна привлекала иностранных инвесторов обещанием обнаружения миллиардов тонн новых ресурсов углеводородов. Но сначала канули в Лету «геологические ожидания» (см., например, «Провал разведки в Азербайджане» в «НиК» №10, 2004 г.), а теперь пошло вниз и текущее производство.
Отраслевые власти отвечают на нынешнее падение обещанием новых перспектив. Однако такие прогнозы не выглядят убедительными…

Чемпион теряет форму. Баку и его главный нефтяной проект снижают добычу

В Азербайджане продолжается снижение добычи, начавшееся в 2011 году и свидетельствующее о том, что проблемы здешней «нефтянки» носят системный характер. Среднесуточная добыча нефти и конденсата в стране в I квартале составила 926 тыс. баррелей против более 1,02 млн баррелей год назад. Спад производства по итогам прошлого года был не менее впечатляющим: Азербайджан извлек 45,3 млн тонн против 50,8 млн в 2010. Экспорт снизился с 42,6 млн до 37,4 млн тонн. При этом падение оказалось совершенно неожиданным — по крайней мере, если судить по официальным прогнозам. Еще в начале 2011 года правительство планировало годовую добычу нефти на уровне 51,4 млн тонн.

На афронт прошлого года азербайджанская госкомпания ГНКАР, представляющая государство во всех нефтегазовых делах, ответила специальным пресс-релизом, в котором было продекларировано, что в 2015 году добыча возрастет до 55 млн твг, а значимость Азербайджана как поставщика сырья для Европы снова увеличится. Однако эти обещания дезавуируются текущим производственным планированием: Хошбахт Юсиф-заде, первый вице-президент ГНКАР, заявил, что в нынешнем году Азербайджан рассчитывает добыть 45-46 млн тонн, то есть, возможно, даже меньше, чем в 2011-м. И, судя по началу года, так оно и будет.

А ведь до недавнего времени нефтяная индустрия республики уверенно наращивала производство (см. «Азербайджанский обрыв»). Рядом с более чем трехкратным увеличением годовой добычи в Азербайджане в течение прошлого десятилетия весьма умеренным смотрелся и 70%-ный рост в России, и почти двукратный рост в Казахстане, не говоря уже о стагнации в Туркменистане и угасании нефтяной отрасли в Узбекистане и на Украине. Но в 2011 году расстановка сил в рейтинге нефтяного роста стран СНГ радикально изменилась — Азербайджан оказался в самом хвосте со спадом в 10,7%.

Для стороннего наблюдателя такой результат выглядит внезапным срывом, однако нефтедобыча — не спорт, а производственные итоги не могут быть случайными. Собственно говоря, в самом Баку некоторые отраслевые эксперты еще в 2009 году предсказали скорое падение. По тогдашней оценке, в 2010 году в стране должны были добыть 60 млн тонн нефти, в 2011-м — 58 млн, в 2012-м — 57 млн. Другое дело, что новая азербайджанская нефтяная реальность оказалась хуже даже пессимистических ожиданий.

Конец «золотого века»

Главная причина падения — там же, где ранее был источник подъема: в крупнейшем по объемам добычи на Каспии проекте «Азери-Чираг-Гюнешли» (АЧГ). «Контракт века», как любят называть этот проект в Баку, был заключен в 1994 году с консорциумом инвесторов, объединившихся в Азербайджанскую международную операционную компанию (АМОК) (см. «Игроки по-крупному»). Ее оператором является BP Azerbaijan.

Добыча на АЧГ началась в 1997 году, а прирост запасов (по данным АМОК — с 540 млн до 940 млн тонн) должен был в течение нескольких лет обеспечить рост добычи до 50 млн твг. Точнее, объем производства в 2010 году планировался на уровне 44,8 млн тонн, в 2011-м — 46,8 млн, в 2012-м — 50 млн. Отдельные оптимисты в АМОК полагали, что в 2010-12 годах добыча в рамках проекта составит 60 млн твг, но как раз в эти годы «контракт века» ушел в минус.

В 2010 году АМОК добыл на месторождениях АЧГ 40,6 млн тонн, выйдя на уровень производства 823 тыс. баррелей в сутки. Это меньше плана, но больше, чем годом ранее, когда были получены 40,3 млн твг. С 2011 года дела у консорциума идут все хуже. Вместо увеличения среднесуточной добычи до 830 тыс. баррелей АМОК спустился до уровня 757 тыс., добыв за год немногим более 35 млн тонн. Официальные цифры за I квартал 2012 года еще не объявлены, но по оперативным данным показатель суточного производства составляет примерно 730 тыс. баррелей.

Для того чтобы понять, сможет ли этот проект вновь «подняться», нужно разобраться, почему он оказался в таком положении.

Ремонту не подлежит?

Боссы АМОК и ГНКАР объясняют спад на АЧГ тем, что в течение 2011 года добыча несколько раз останавливалась для профилактического ремонта оборудования — сначала на платформах Восточный Азери и Западный Азери, а в декабре и на Центральном. Опуская подробности расчетов, можно сказать, что простои общей продолжительностью 35 дней могли привести к совокупной потере максимум 1,3-1,4 млн тонн за год. Но падение добычи АМОК, напомним, составило около 5 млн твг. Так что причины спада, очевидно, не ограничиваются плановыми простоями.

Характер изменений производственных мощностей в 2009-11 годах, вместивших в себя подъем и падение, весьма показателен. Так, например, хотя общее число эксплуатационных и нагнетательных скважин на АЧГ осталось прежним, а их совокупная среднесуточная продуктивность снизилась с 817,7 тыс. до 750 тыс. баррелей.

На различных участках АЧГ динамика скважинного фонда и производительности была разнонаправленной (см. «Мощности АЧГ»), однако источники в ГНКАР выделяют две генеральные тенденции в разработке. С одной стороны, это сокращение количества скважин, так как все большее их число становятся нерентабельными из-за падения продуктивности, с другой — это усиление зависимости добычи от объема обратной закачки воды и газа.

В таком случае объяснение президента ГНКАР Ровнага Абдуллаева о том, что снижение добычи на АЧГ вызвано пересмотром программы буровых работ, не выглядит исчерпывающим. А именно — этот пересмотр позиционируется как вторая причина падения производства. Абдуллаев говорит, что летом 2008 года возле платформы Центральный Азери произошли выбросы газа. После этого сюрприза (кстати, не первого для оператора: в 2003 году АМОК перебуривал девять скважин на Западном Азери из-за смещения колонн движением пластов), по словам главы ГНКАР, буровые работы на платформах были прекращены.

Однако это не совсем так. С той же платформы в 2009-11 годах было пробурено две эксплуатационные и две нагнетательные скважины, с Восточного Азери — две эксплуатационные и так далее. Другое дело, что на Центральном Азери производительность платформы немного выросла, а вот на Восточном — снизилась. То есть там, где добыча была подкреплена обратной закачкой, получение хотя бы мизерного эффекта оказалось возможным. Там же, где просто построили дополнительные стволы, прироста не было. Собственно, наверное, поэтому на месторождении Чираг, введенном в разработку первым, АМОК сокращает число и добывающих, и нагнетательных скважин. Здесь интенсификация добычи уже не способна компенсировать истощенность недр. И, очевидно, такая судьба ожидает все остальные эксплуатационные объекты АЧГ.

Российские геологи, с которыми консультировался «НиК», полагают, что в ближайшей перспективе добыча АМОК продолжит постепенное снижение, утаскивая за собой вниз добычу нефти всего Азербайджана. Хошбахт Юсиф-заде уже дал понять, что в 2012 году ожидается снижение добычи всеми недропользователями страны, кроме BP Azerbaijan — оператора АМОК и разработки газоконденсатного месторождения Шах-Дениз. Однако, скорее всего, перемен к лучшему не будет ни на АЧГ, ни на Шах-Денизе, где добыча конденсата в 2011 году упала на 16%.

У ГНКАР и ее партнеров по оншорным СП и СРП можно ожидать только увеличения скорости падения производства. Ведь недра суши почти исчерпаны, открытые морские месторождения разрабатываются давно, а новые коммерческие запасы черного золота на шельфе никак не находятся… Поэтому сделанное в январе 2012 года заявление ГНКАР о том, что в 2015 году страна будет добывать 55 млн твг, — пропагандистски понятный, но абсолютно безосновательный прогноз.

Перспектива с двойным дном

Возможно, именно поэтому Баку сегодня делает акцент на развитии газодобычи. Страна подписывает трубопроводные соглашения по экспорту в ЕС (см. «Сольные выступления» в «НиК» №12, 2011 г.), официальные лица заявляют, что на шельфе Азербайджана сосредоточено 2,2 трлн м3 извлекаемых запасов голубого топлива, что в 2015 году добыча составит 30 млрд м3, а в 2020 м — 50 млрд м3 в год. Уже в нынешнем году ГНКАР обещает подписать контракт с BP на разработку глубокозалегающих пластов АЧГ с совокупными запасами 200 млрд м3. Эти горизонты расположены под «дном» контрактной зоны АМОК и будут разрабатываться в рамках отдельного проекта. Начало добычи глубинного газа АЧГ ГНКАР хочет приурочить к 2017 году, когда будет создана новая инфраструктура для поставок из Азербайджана в Европу.

К этому же сроку BP Azerbaijan планирует также начать 2-ю фазу разработки Шах-Дениза с увеличением производства с нынешних 6,7 млрд до 24 млрд м3 газа в год. Отметим также, что разведка шельфа не выявила рентабельных нефтяных месторождений, но обнаружила газовые: Умид, Апшерон, перспективные на метан структуры Бабек, Инам, Шафаг-Асиман, другие залегающие на большой глубине моря и недр объекты, к разработке которых Баку привлекает или обещает привлечь иностранные компании.

Трансформация геологических перспектив шельфа из нефтяных в газовые развивает новую тенденцию нынешней инвестиционной и экспортной политики Азербайджана. В 90-х годах «контракт века» привлек в страну десятки иностранных компаний, в 2000-х служил примером «азербайджанского нефтяного чуда». Сегодня АМОК уже не тот, и Баку делает рокировку, заменяя его новым инвестиционным «магнитом» — газом, а также другим мегапроектом — Шах-Денизом.

Но инвесторам и партнерам Баку, оценивая перспективы азербайджанской «голубой мечты», следует помнить о судьбе ее предшественницы. Тем более что на Шах-Денизе, как ранее на АЧГ, уже появились геолого-технические проблемы. Среди них — аномально высокое пластовое давление, особенно в глубинной части Шах-Дениза, отведенной под 2-ю фазу, производственные аварии, заставившие оператора несколько раз останавливать добычу в прошлом и нынешнем году и приведшие к сокращению производства газа в 2011-м. Проблемы с давлением ожидаются на Инаме, Бабеке, Шафаг-Асимане и других глубоководных структурах, где ГНКАР и прогнозирует свои триллионы кубометров… То есть «ребрендинг» инвестиционной привлекательности азербайджанского шельфа отнюдь не означает, что проблемы и риски, проявившиеся там за прошедшие годы, исчезли.

zar_1_1.gif

zar_1_2.gif

zar_1_3.gif


Нефть и Капитал №05/2012

Х Закрыть

Выберите год и месяц

Х Закрыть

Выберите год и месяц

Нефть и Капитал


События

21.06. "Газпром"может обменяться активами с Shell и OMV уже в 2016 г.

20.06. Газ с нового СПГ-проекта "НОВАТЭКа"будет продаваться на спотовом рынке

17.06. "Роснефть"создает СП со своим британским акционером


Выставки и конференции

04.10-07.10 Петербургский Международный Газовый Форум

Все мероприятия


Вакансии