НАФТА АЗЕРБАЙДЖАНСЬКОЇ РЕСПУБЛІКИ

1. НАФТА АЗЕРБАЙДЖАНСЬКОЇ РЕСПУБЛІКИ
2. запаси
3. споживання
4. переробка
5. експорт
6. Здобич
7. Проблеми нафтовидобутку на родовищі Азері-Чираг-Гюнешлі
8. Перспективи нафтовидобутку родовища Азері-Чираг-Гюнешлі
9. Джерела та література

НАФТА АЗЕРБАЙДЖАНСЬКОЇ РЕСПУБЛІКИ

ара Марджанян
Старший експерт НОФ «Нораванк», к.т.н., с.н.с.

запаси

Доведені запаси (prooved reserves) сирої нафти Азербайджанської Республіки (АР) не змінювалися з 2002 р. і на сьогоднішній день складають 7 млрд. барелів [1] (див. рис. 1, ліва вісь). Левова частка доведених запасів припадає на прибережні нафтові родовища Каспію, найбагатшим з яких є родовище «Азері-Чираг-Гюнешлі» (АЧГ). На його території - в межах, визначених за підписаним в 1994 р. угоди на період експлуатації до 2024г., - запаси (recoverable reserves) нафти оцінюються в 5.4 млрд. барелів, тобто 77% від усіх доведених запасів АР. Відповідно до положення на кінець 2009р. тут вже було видобуто 1.4 млрд. барелів (26% видобутих запасів родовище АЧГ). Згідно фаховими оцінками, запаси АЧГ для промислово значимого використання вичерпаються до 2018-2020 рр.

споживання

Споживання сирої нафти в АР за період 1998-2011гг. не перевищувало позначку в 125 тис. барелів на день (б / д, див. рис. 1, права вісь). У 2001-2011гг. цей показник знижується в середньому до 85 тис. б / д, що відображає проведену політику по максимально можливого скорочення внутрішнього споживання сирої нафти і напрямку її на експорт [1]. У 2011р. споживання сирої нафти склало в середньому 74 тис. б / д. За прогнозами фахівців, в найближчі 2-3 роки цей показник залишиться незмінним [1, 2].

переробка

Станом на січень 2012р. номінальна продуктивність двох діючих нафтопереробних заводів Азербайджану становить близько 400 тис. б / д (нафтопереробні заводи «Бакинський» - потужністю 239 тис. б / д і «Новобакінскій» - потужністю 160 тис. б / д). Незважаючи на істотну недозавантаженість виробничих потужностей, обидва заводи потребують модернізації. Необхідні інвестиції оцінюються в $ 600-700 млн. [2].

експорт

У 2010р. експорт сирої нафти з АР склав в середньому 777 тис. б / д, що майже на 8% менше показника 2009р. Близько 95% експорту видобутої в АР нафти здійснюється трьома основними нафтопроводами.

З метою підвищення ефективності роботи БТД і поліпшенню фінансових показників всього проекту БДТ шляхом його дозавантаження в липні 2010р. Азербайджан і Туркменістан підписали угоду про транспортування туркменської нафти цим нафтопроводом. Станом на 1 лютого 2012р. по БТД було прокачано близько 4.4 млн. тонн туркменської нафти, з яких близько 2 млн. - в 2011р. У березні 2011р. було заявлено, що турецький оператор БТД BOTAS International з початку експлуатації нафтопроводу зафіксував втрати в розмірі $ 31 млн. через недозавантаження БТД. Очікується, що після завершення діяльності програми (2045г.) Втрати тільки цієї компанії складуть близько $ 2 млрд.

Наступний експортний нафтопровід - Баку-Новоросійськ, з номінальною пропускною спроможністю 100 тис. Б / д. У 2010р. експорт через цей нафтопровід становив 45.5 тис., а в 2008р. - близько 29.0 тис. Б / д. У 2011р. по цьому нафтопроводу було прокачано близько 2 млн. т нафти, що на 11,3% менше показника 2010р. Нагадаємо, що за підписаним ще в 1996р. російсько-азербайджанському угодою передбачалося, що по нафтопроводу Баку-Новоросійськ має транспортуватися 5 млн. т нафти в рік по транзитному тарифу $ 15.67 за тонну. У другій половині 2011р. був зафіксований суперечка між компаніями SOCAR і Транснефть навколо транспортних тарифів і обсягів транспортування нафти. Російська сторона, зокрема, вимагала або збільшити завантаження нафтопроводу, або переглянути квоти (надати щорічні квоти на недоотримані 3 млн. Т нафти російської компанії «ЛУКОЙЛ»).

Третій експортний нафтопровід - Баку-Супса - з номінальною пропускною спроможністю 145 тис. Б / д (або близько 7 млн. Т в рік). Нафтопровід не діяли з жовтня 2006р. по листопад 2008р. У 2008р. прокачування нафти по ньому склала всього 13 тис. б / д, а в січні-серпні 2009р. - 55 тис. Б / д. Прокачування в 2011р. склала близько 2.65 млн. т нафти, що на 187 тис. т менше показника 2010р.

Близько 5% обсягів продукції, що експортується з АР нафти випадає на частку залізниці та автотранспорту.

Здобич

Крива видобутку сирої нафти в АР за період 1998-2011гг. наводиться на Рис. 1. (права вісь, тис. Б / д, за даними [1]). Тут же показані оцінки видобутку на 2012-2013рр. [2]. Як бачимо, на етапі «ранньої нафти» родовища АЧГ (1998-2004гг.) Видобуток нафти в АР починає повільно збільшуватися і в 2004 р. досягає показника 315 тис. б / д. З початком видобутку «основний нафти» АЧГ (початок 2005р.) Та введенням в експлуатацію нафтопроводу БТД в основному режимі (липень 2006р.) Видобуток інтенсивно росте і в 2010р. досягає середньорічного показника 1.037 млн. б / д. Причому 80% цього обсягу (0.830 млн. Б / д) припадало на частку нафти, видобутої на родовищі АЧГ. У наступному, 2011 р., В Азербайджані був зафіксований спад видобутку нафти. 27-го вересня 2011р. було заявлено 3 про перегляд запланованого на 2011р. показника видобутку (знижений на 100 тис. б / д). Реальний видобуток в 2011р. склав 0.9 млн. б / д. З цього обсягу 0.8 - 0.85 млн. Б / д склала частка видобутку на АЧГ.

Мал. 2.
Схема комплексної триетапної програми експлуатації родовища АЧГ (консорціум BP / AIOC).

Показані також платформи «Чираг» (Chirag) етапу «ранньої нафти» (EOP) і «Західний Чираг» (West Chirag) нового, 4-го етапу (НПЧ, COP).

Тут необхідні деякі пояснення. До сьогоднішнього дня нафтовидобуток на АЧГ здійснювалася в рамках т.зв. «Комплексної триетапної програми експлуатації родовища АЧГ» консорціуму AIOC (оператор - компанія BP) [3]. На Рис. 2 зображена виробнича схема цієї програми. В рамках її виконання в лютому 2005р. була здана в експлуатацію інтегрована платформа «Центральний Азері» першого етапу програми ( «Sentral Azeri», phase 1). У грудні 2005р. і листопаді 2006р. відповідно були здані дві ідентичні берегові платформи другого етапу проекту ( «West Azeri», «East Azeri», phase 2). Нарешті, в квітні 2008р. була здана в експлуатацію інтегрована берегова платформа третього етапу «Глибоководна Гюнешлі» ( «DWG», phase 3). Для повноти картини на Рис. 2 показана також встановлена ​​в грудні 1997р. берегова платформа «Чираг» (Chirag) етапу «ранньої нафти» АЧГ (Early Oil Project, EOP).

На початковому етапі реалізації комплексної триетапної програми (2005-06гг.) Передбачалося, що нафтовидобуток родовища АЧГ досягне піку в 1.24 млн. Б / д вже в 2010р. Після чого видобуток знизиться до середньорічного показника 0.9 млн. Б / д і залишиться на цьому рівні до 2015 р. ( «Режим плато» (див. [3] і, більш детально, [4]). Однак, як було зазначено вище, в дійсності обсяг всієї видобутої сирої нафти в АР в 2010р. Склав всього 1.037 млн. Б / д. А на АЧГ в тому ж році було видобуто всього 0.83 млн. б / д, тобто на 400 тис. б / д (або за 3 роки на 440 млн. барелів) менше, ніж планувалося по триетапної програмі AIOC / BP. Причому в 2011р. показники нафтовидобутку на АЧГ не змінилися і навіть трохи знизилися. Природно, що таке помітне недовиконання показників запланованої видобутку (32%) самим негативним чином позначилося не тільки на фінансово економічних показниках триетапної програми, але і на показниках проекту нафтопроводу БТД (див. вище), що складають його невід'ємну, так би мовити «транспортну» частина.

Таким чином, внаслідок зриву запланованих ще в 2005-06гг. показників нафтовидобутку можна констатувати провал комплексної триетапної програми експлуатації родовища АЧГ консорціуму BP / AIOC.

Проблеми нафтовидобутку на родовищі Азері-Чираг-Гюнешлі

Згідно з прогнозами Енергетичного інформаційного агентства Департаменту енергетики США (DOE EIA, январь 2012г.), Довгоочікуваний піковий рівень видобутку сирої нафти в Азербайджані в 1.1-1.2 млн. Б / д буде досягнутий в 2012р. [2]. Автори цього прогнозу припускають, що цей показник збережеться або злегка знизиться в наступному, 2013 рік (див. Рис.1, пунктирну лінію кривої видобутку). При всій повазі до вказаного джерела, вважаємо, що такі прогнози кілька надто оптимістичні.

І справа тут не тільки в тому, що, навіть за даними азербайджанської державної нафтової компанії SOCAR, пік видобутку нафти в Азербайджані на рівні близько одного мільйона барелів на день, цілком ймовірно, буде зафіксовано тільки в 2013р. 4 Справа в тому, що, за нашими оцінками, зрив комплексної триетапної програми експлуатації родовища АЧГ консорціуму BP / AIOC і проекту нафтопроводу БТД свідчить про системні недоліки всього проекту. Нечисленні джерела, які обговорюють коло цих питань, як пояснення провалу триетапної програми зазвичай призводять три фактори, що зумовили зрив запланованих раніше показників нафтовидобутку:

• грузино-осетинська війна серпня 2008р. і конфронтація Грузії з РФ, якій передував вибух відрізка нафтопроводу БТД на території Туреччини,
• наслідки аварії нафтової платформи компанії BP в Мексиканській затоці, в результаті чого BP змушена була робити частіші інспекційні зупинки на своїх платформах, розміщених на ділянці «Азері» берегового родовища АЧГ,
• серйозна аварія нафтової платформи «Центральний Азері» 17 вересня 2008р. і заходи щодо ліквідації її наслідків 5 .

Однак докладне вивчення цих факторів показує, що ні окремо, ні в сукупності вони не в змозі пояснити зрив запланованих показників обсягом в 400 тис. Б / д.

Дійсно, навіть кілька завищена оцінка шкоди видобутку внаслідок перших двох з вказаних вище причин становить всього близько 16 млн. Барелів за 22-23 дня 6 , Що становить менше 4% від «недоотриманого» обсягу видобутку (див. Вище). Зрозуміло, ці причини жодним чином не могли вплинути на зрив показників триетапної програми експлуатації АЧГ.

Набагато більш значущим виявився шкоди від наслідків аварії на платформі «Центральний Азері» у вересні 2008р. Але і в цьому випадку знову-таки кілька завищена оцінка шкоди складе близько 200 тис. Б / д, що здатне пояснити не більше 50% відхилення від запланованих раніше обсягів видобутку на АЧГ.

Є всі підстави стверджувати, що зрив запланованих обсягів нафтовидобутку на АЧГ в рамках триетапної схеми мав «системний» характер 7 і був обумовлений такими основними причинами [4]:

1. спочатку завищеною оцінкою запасів нафти родовища АЧГ,
2. недостатнім рівнем загальних потужностей на АЧГ запланованих в рамках триетапної схеми AIOC / BP,
3. недостатнім обсягом зворотного закачування супутнього газу (і води) в нафтоносні горизонти АЧГ для забезпечення необхідного для запланованої видобутку внутрішнього тиску нафтоносних пластів.

На наш погляд, особливе значення має третя із зазначених вище причин, до того ж пов'язана з геоекономічними і геополітичними реаліями в регіоні Південного Кавказу.

Недостатній обсяг зворотного закачування супутнього газу, цілком ймовірно, був викликаний низкою причин. По-перше, цілком співзвучно з положеннями «доктрини Алієва» [4], починаючи з 2007р. АР ініціювала програму використання власних газових ресурсів, в тому числі - супутнього газу, одержуваного під час нафтовидобутку на АЧГ, як додаткового і більш гнучкого важеля впливу на регіональну геополітику. Передбачалося, що азербайджанський (в перспективі - туркменський) газ повинен витіснити поставки в регіон російського (і іранського) газу і тим самим послабити геополітичну роль цих країн у регіоні. Передбачалося також, що подібна політика зміцнить позиції АР в регіоні, наповнить новим змістом проект «енергетичного моста Південного Кавказу» по осі Азербайджан-Грузія-Туреччина-Ізраїль, а також привчить Туреччину до ролі виключно транзитної (а не «купує-продає») країни в справі поставок азербайджанського газу в ЄС і Близький Схід. В умовах туманної перспективи реалізації другої фази експлуатації газоконденсатного родовища Шах-Деніз і проекту «Набуко» супутній газ з АЧГ розглядався як найбільш доступний і «готовий до вживання» інструмент.

Крім цього, владні і партійні кола США, в тому числі Державний департамент і посольство США в АР, справляли помітний тиск на державну компанію SOCAR і BP у справі:

• гарантованого забезпечення Грузії поставками газу з АР, особливо в зимові періоди 2007-09гг .;
• здійснення стратегічної програми «відмови» Грузії від російського газу і орієнтування її в сторону «енергетичного моста» Азербайджан-Туреччина-Ізраїль і ЄС;
• обслуговування і зміцнення «нової», стратегічної ролі Туреччини в найважливіших процесах, що протікають в регіоні «Великого Середнього Сходу».

У цьому контексті супутній газ з АЧГ розглядався як цілком придатний інструмент. В результаті, компанія BP в 2006-2008рр. перебувала під постійним тиском як влади АР і SOCAR, так і владних і партійних кіл США, а також уряду Грузії (і Туреччини), які вимагали обмежити обсяги закачування супутнього газу назад в родовище і використовувати його в першу чергу для поставок Грузії (і Туреччини) , особливо в зимові сезони 2006-2009рр. Про це красномовно свідчить листування між Державним департаментом США і посольствами США в АР і Грузії, опублікована відомою компанією Wikiliks (докладніше про це див. [4]).

В результаті підпорядкування цьому тиску і обмеження обсягів закачування продуктивність нафтових платформ AIOC / BP, розміщених на ділянці «Азері» родовища АЧГ, через втрату необхідного внутрішнього тиску помітно поступилася запланованим показникам. Зокрема, видобуток платформи «Центральний Азері» почала відставати від запланованих показників ще з початку 2007р. і задовго до вересневої аварії 2008р.

Заради повноти картини необхідно сказати, що в свою чергу компанія BP в повній мірі використала ситуацію, що склалася в своїх цілях. Так, в рамках т.зв. «Білої книги BP» від 2006р. вона, по суті - ультимативною чином, зажадала від влади АР зміцнення свого домінуючого положення в нафтовидобувній сфері республіки і продовження терміну дії «договору століття», підписаного ще в 1994 р. на вигідних для себе умовах. Крім цього, вона пов'язала свою діяльність з нафтовидобутку на АЧГ з можливістю взяти під свій контроль експлуатацію так званого «глибинного газу» родовища АЧГ 8 , А також газоконденсатного родовища Шах-Деніз.

Парадоксальним чином грузино-російський серпневий конфлікт 2008р. і сформована в його результаті нова регіональна геополітична ситуація істотно полегшили успішну реалізацію цих цілей BP в Азербайджані.

Перспективи нафтовидобутку родовища Азері-Чираг-Гюнешлі

Продавивши (не без опору) прийняття всіх своїх вимог з боку влади АР і в повній мірі усвідомивши недостатність виробничих потужностей комплексної триетапної програми експлуатації АЧГ, щоб врятувати ситуацію, що склалася і домогтися нарешті давно обіцяного показника нафтовидобутку в один і більше млн. Б / д, компанія BP в 2011р. започаткувала нову масштабну і дорогу програму 4-го етапу експлуатації родовища АЧГ.

Йдеться про «нафтовий програмі Чираг» (НПЧ, COP) загальною вартістю $ 6 млрд. В рамках цієї програми передбачається установка нових берегових платформ на ділянці «Чираг» родовища АЧГ. Першу з передбачених платформ - «Західний Чираг», планується встановити між платформами «Глибоководна Гюнешлі» і «Чираг 1» (див. Рис. 2). В даний час (початок 2012р.) Ведуться роботи по монтажу і установці платформи «Західний Чираг». Крім цього, BP підвищила частку своєї участі в консорціумі AIOC і сприяла підвищенню частки державної компанії SOCAR в цьому консорціумі.

Незважаючі на ті, что зазначеним заходами компанія BP підтверділа свою рішучість у делу ЕКСПЛУАТАЦІЇ АЧГ, є деякі Підстави сумніватіся в тому, что даже Із здійсненням програми НПЧ Видобуток на родовіщі АЧГ досягнено № сертифіката № в 1 млн. І более б / д. Так, согласно з Виконання останнім часом розрахунки Британського Центру глобальних енергетичних ДОСЛІДЖЕНЬ (ЦГЕІ) 9 , Реалізація НПЧ в основному дозволити перерозподіліті Внутрішній Тиск Родовище АЧГ и продовжіті графік нафтовідобутку на Рівні до 900 тис. Б / д в режімі плато, но НЕ Забезпечити заплановану ще в 2006-2007рр. пікову здобич в 1.2 млн. б / д.

На Рис. 3 наведено графік видобутку, побудований експертами ЦГЕІ. Тонованим поверхонь відповідають заплановані показники нафтовидобутку відповідних етапів освоєння АЧГ. Крива показує дійсний рівень нафтовидобутку (в тис. Б / д) до 2011р. Зліва на Рис. 3 наведено графік видобутку на АЧГ до початку реалізації програми НПЧ (COP) але за уточненими показниками 2010р. для триетапної програми експлуатації АЧГ. Тут же простим накладенням, показаний графік нафтовидобутку НПЧ без урахування перерозподілу внутрішнього тиску родовища від реалізації це нової програми.

Графік праворуч враховує перерозподіл внутрішнього тиску родовища АЧГ внаслідок реалізації програми НПЧ (COP), а також реальну нафтовидобуток платформ окремих етапів проекту. Як бачимо з цього малюнка, реалізація НПЧ дозволить дещо змінити режими видобутку платформ трьох перших етапів АЧГ і продовжити сумарну нафтовидобуток родовища АЧГ в режимі плато на рівні близько 900 тис. Б / д до 2016 р. Однак, згідно з оцінками ЦГЕІ, навіть реалізація програми НПЧ не дозволить забезпечити пікову здобич в один і більше млн. Б / д.

Мал. 3.
Графік обсягів видобутку нафти на родовищі АЧГ до реалізації програми НПЧ (зліва) і після неї (праворуч). ЦГЕІ, 2011р.

* * *

Завершуючи наш короткий огляд, вважаємо за необхідне зробити наступні зауваження.

Провал триетапної програми експлуатації АЧГ, неефективне і непрозоре використання нафтодоларів, «прогинання» під «шантажем» міжнародних нафтогазових компаній, поглиблюється соціальне розшарування і ряд інших факторів призводять до відчутного розчарування, накопичується в азербайджанському суспільстві, які пам'ятають обіцянки суцільного благополуччя і рішення «національних завдань» , обіцяних «доктриною Алієва» ще в 1994 р. Це розчарування може поглибитися ще більше, якщо очікувані дивіденди від експлуатації газоконденсатних родовищ, в першу чергу, II етапу освоєння Шах-Денізского родовища, виявляться нездатними компенсувати неминучий спад прибутковості нафтової сфери.

Крім цього, зростаюча соціальна, релігійна і культурна поляризація азербайджанського суспільства, придушення громадських і особистих свобод, системна дискримінація національних меншин і прав автохтонних народів АР створюють в країні вибухонебезпечну обстановку. Зародковий стан демократичних інститутів, недорозвиненість громадянського суспільства і, по суті, напівфеодальний характер механізмів зміни і застосування влади не сприяють її покращенню.

У такій ситуації у правлячої еліти Азербайджанської Республіки неминуче зростає спокуса розрядити зростаюче розчарування і негативну енергію, перенаправивши її за межі національних кордонів (Арцах, Іран, Північний Кавказ) і / або за іншими адресами (національні та релігійні меншини, «жадібні імперіалісти», « підступні вірмени »,« імперська Росія », всілякі« внутрішні вороги »і« націонал-зрадники »та ін.).

У короткостроковій перспективі (2012-13гг.) Ситуація стає ще більш тривожною внаслідок загальної геополітичної нестабільності, викликаної рядом близьких за часом виборів в ключових для регіону Південного Кавказу країн (США, РФ, Франція та ін.), Реаліями так званої «Арабської весни» і ситуацією навколо Ірану.

З огляду на що доходить до абсурду військовий бюджет Азербайджану, його мілітаристську риторику і повсюдно насаджувану в республіці армянофобію, а також сліпе слідування АР в фарватері політики Ізраїлю і США в регіоні Південного Кавказу, можна стверджувати, що виходить із АР загроза стабільності для всього регіону стає прямою, серйозної і безпосередній.

1 BP (30.1%), державна компанія АР Sokar (25%), Chevron (8.9%), Statoil (8.71%), TPAO (6.53%), ENI і Total (по 5%), Itochu (3.4%), ConocoPhilliрs і Inрex (по 2.5%), Amerada Hess (2.36%).

2 Тобто 2.0 млрд. Барелів за 2000 днів.

3 http://uk.reuters.com/article/2011/09/27/oil-azerbaijan-suspension-idUKL5E7KR2NF20110927 .

4 http://uk.reuters.com/article/2011/09/28/azerbaijan-oil-idUKL5E7KS6FP20110928 .

5 Інформація про цю аварію стала доступна широкому обшественного тільки після оприлюднення відомих матеріаловWikileaks в ряді публікацій від 15 грудня 2010р. в деяких провідних світових ЗМІ.

6 Тижневу перерву роботи БДТ (при проектній пропускній спроможності в 1.0 млн. Б / д) і 15-денний додатковий інспекційний останов трьох берегових платформ ділянки «Азері» родовища АЧГ з сумарною проектною виробленням 600 тис. Б / д в 2011 р.

7 На наш погляд, саме усвідомлення цієї обставини лежало в основі скептицизму компанії Exxon, в результаті не захотіла брати участь в реалізації по суті чисто геополітичного проекту нафтопроводу БТД. Відзначимо також, що і в копманіі BP був певний скепсис як по відношенню до запланованих фінансово-економічними показниками експлуатації родовища АЧГ взагалі, так і по відношенню до проекту БТД зокрема. Однак позиція компанії різко змінилася після зміни її керівництва, а також після відкриття для неї нафтового ринку США (більш докладно ці питання розглядається в монографії автора [4]).

8 Не плутати з супутнім газом, отриманим на АЧГ. Глибинний газ, зазначений тут, є природним газом, що залягає глибше нафтоносних пластів родовища АЧГ.

9 http://www.cges.co.uk/resources/articles/2011/07/13/azerbaijan%E2%80%99s-oil-output-begins-to-slip .

Джерела та література

1. BP Statistical Review of World Energy. 1998-2011.
2. US DOE Energy Information Administration. Azerbaijan: Country Analysis Brief. 9 January 2012.
3. Azeri, Chirag, Gunashli Full Field Development Produced Water Disposal Project. Environmental and Socio-economic Impact Assessment. Final Report, AIOC / BP. January 2007.
4. Марджанян А., Азербайджанська Республіка: соціально-економічний огляд. - Ер .: НОФ «Нораванк», 2012 (на арм. Мовою).

Лютий, 2012р.

«Глобус» аналітичний журнал, номер 5, 2012