Архив меток: Азербайджан

Видео: фильм «Симфония Нефти», 1933

«Симфония Нефти» — «A Symphony of Oil

Читать далее

Книга «Нефтяная промышленность СССР в годы Великой Отечественной войны», 1985

за годы войны в СССР добыто 110,7 млн. т нефти, а поставки США составили всего 2,6 млн. т.1
Читать далее

Газ Азербайджана

16/08/2016
Газ Азербайджана: последние новости
https://aftershock.news/?q=node/426578

9 ноября 2015
Продали больше, чем добудут. Как дефицит газа в Азербайджане приведет к «перезагрузке» Закавказья

Выводы и прогнозы: переконфигурация геополитики на Кавказе

1. Пик общей добычи газа в Азербайджане достигнут в 2013 г. Производства товарного газа – в 2014 г. Добыча газа в проекте Стадия-1 Шах-Дениз в 2013 г. вышла на «полку». Пик добычи ГНКАР достигнут в 2014 г. Производство товарного газа с Азери-Чираг-Гюнешли снижается с 2009 г. Его увеличение в 2014 г. – временное явление. Вместе с тем, растет потребление газа и его экспорт. Однако, составить достоверный баланс газа (товарный газ, потребление, экспорт) не представляется возможным.

2. Новые проекты добычи газа в Азербайджане – Умид и Булла-Дениз, не способны изменить наметившуюся тенденцию ее снижения. Других реальных проектов пока не имеется. До начала добычи газа на Стадии-2 Шах-Дениза (конец 2018 г.) ее объем в Азербайджане будет определяться, главным образом, способностью удержать «полку» в проекте Стадия-1.

3. По состоянию на начало осенне-зимнего периода 2015-16 гг. ГНКАР и Консорциум Шах-Дениз не в состоянии выполнять свои обязательства:
— обеспечение внутренних потребностей Азербайджана, в том числе и новых производств;
— заполнение газом новых объемов ПХГ;
— контрактные поставки в Турцию (в полном объеме);
— поставки в Грузию на уровне 2014 г.
Такая ситуация не только сохранится до конца 2018 г., но будет усугубляться. Именно это и отражено в словах Натига Аббасова, приведенных в начале статьи.

4. Ситуация по пункту 3 привела к изменению геополитических реалий на Кавказе (Россия, Азербайджан, Армения, Грузия), и в сопредельных странах (Туркменистан, Иран, Турция) в пользу России.

4.1. Азербайджан теперь в газовой сфере не конкурент России, но союзник, заинтересованный в конструктивных партнерских отношениях. Это явится основой переформатирования энергетики региона. Напомним, что проект поставки газа Шах-Дениз в ЕС в период его становления (2014 г.) рассматривался в СМИ как антироссийский.

4.2. Будут реанимированы переговоры о вхождении российских компаний в проекты поиска и разведки месторождений нефти и газа в азербайджанском секторе Каспия, а также в проекты их разработки.

4.3. Резко уменьшилась вероятность строительства Транскаспийского газопровода для экспорта туркменского газа в ЕС. Конструктивное обсуждение этого вопроса может начаться только после успешной реализации Стадии-2 Шах-Дениза. Ключевое слово – «успешной» (имеется в виду достижение проектного уровня добычи газа – 16 млрд куб. м, в 2020 г.).

4.4. В начале 2016 г. между Турцией и Азербайджаном с высокой вероятностью случится «маленькая газовая война» (скорее всего, в непубличной области). Азербайджану (Консорциуму Шах-Дениз) будут выставлен штраф за недопоставку газа по контракту. Предотвратить эти события могут поставки в Азербайджан российского газа.

4.5. Неизбежно подписание контракта (конец текущего года, возможно, начало следующего) на поставку российского газа в Грузию. После преодоления психологических предрассудков политиков, Грузия получит возможность неограниченного обеспечения газом своей экономики. Это будет основой нормализации отношений России и Грузии. В этих условиях «Газпром» реанимирует свое предложение о продаже ему магистрального газопровода, соединяющего через Грузию газотранспортные системы России и Армении. Газотранспортная система Армении принадлежит «Газпрому». Арменией принято решение и о продаже ему своего участка нового газопровода в Иран (пропускная способность 2,2 млрд куб. м в год). То есть, «Газпром» имеет потенциальную возможность «собрать» под своим управлением газопровод из России до Ирана. Но до предложения о продаже ему магистрального газопровода «Газпром» нормализирует тариф на прокачку чрез Грузию газа в Армению. Он должен быть меньше существующего в разы.

4.6. Высока вероятность реализации перспективы поставок российского газа в Иран (своп). Их значение далеко выходят за область чистой коммерции. Фактически это будет первым шагом в формировании партнерских отношений России и Ирана в области газа. В их рамках иранский газ может поставляться в Армению и Грузию. А поставки российского газа в Армению смогут осуществляться не только через Грузию, но и через Иран. Это ответ на вопрос: «Почему Россия хранит молчание по поводу газовых инициатив Ирана в Армении?» (03.04.2014 г.). Ведутся переговоры и о формировании партнерских отношений в области нефти (своповые поставки российской нефти в северный Иран, участие российских компаний в иранских нефтегазовых проектах). В области мирного атома партнерские отношения развиваются успешно и уже показали взаимную выгоду.

5. По нашей экспертной оценке после 2020 г. Азербайджан не сможет экспортировать более 8-11 млрд куб. м газа в год: 6 млрд куб. м в Турцию, 1-2 млрд куб. м в Грузию и 1-3 – в Иран или (и) в Россию. При самом оптимистичном прогнозе Консорциум Шах-Дениз «сдаст» 5 млрд куб. м газа «Газпрому» на границе России и получит аналогичный объем на выходе Северного или Турецкого потоков (своп). То есть, строительство западного участка TANAP, скорее всего, будет отложено на неопределенное время.

6. Похоже, невысокие перспективы поставок в ЕС азербайджанского газа стали понятны даже еврокомиссарам. Они почти не сопротивляются планам строительства «Северного потока-2». То есть, ситуация по пункту 3 отразилась и в геополитическом положении ЕС.

7. Судьба Турецкого потока (1-2 трубы) пока не определена. Здесь интересен последний сигнал Турции: «российский газ по двум веткам газопровода «Турецкий поток» начнет поступать в Турцию и из нее экспортироваться в Европу в 2021 году вместо 2019-го, как рассчитывает Москва». То есть, сначала в ЕС пойдет газ по TANAP (2020 г.), потом по Турецкому потоку (2021 г.). Турки явно опасаются того, что «Газпром» «перехватит» транзит газа Шах-Дениза в ЕС. Как мы уже написали, такое возможно. Думается, что проблема недоверия будет решена строительством только одной трубы Турецкого потока с поставкой в Западную Турцию уже законтрактованного газа «Газпрома».
http://www.odnako.org/blogs/prodali-bolshe-chem-dobudut-kak-deficit-gaza-v-azerbaydzhane-privedet-k-perezagruzke-zakavkazya/

07 Авг 2015
В 2016 году «Газпром» удвоит поставки газа в Азербайджан
http://oil-gas-energy.com.ua/v-2016-godu-gazprom-udvoit-postavki-gaza-v-azerbajdzhan.html

Азербайджан: Добыча нефти на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли

Новые данные


http://www.eia.gov/beta/international/analysis.cfm?iso=AZE

Старые данные
28 Апрель 2010 Диаграмма: Азербайджан, добыча нефти 1870-2024 http://iv-g.livejournal.com/140584.html

Читать далее

Азербайджанские нефтегазовые доходы


http://www.economist.com/news/europe/21699164-post-soviet-autocracy-tries-transmute-black-gold-modernity-baku-future
http://spectat.livejournal.com/774863.html

Великий Азербайджанский нефтяной обман

Данная статья, говоря по правде, не вызывает определенного доверия. В ней явно чувствуется личная антипатия к главному персонажу. Но всё же она интересна, как образец отношения американцев к Нагорнокарабахскому конфликту.
http://uriadnik.livejournal.com/112742.html

20.04.2011 Томас Гольц

Проходимец обводит покруг пальца американских наемников в Баку и власти Азербайджана

Западные компании борются за право производства бурильных работ в Каспийском море у побережья бывшей советской республики Азербайджан. Запасы нефти здесь ориентировочно оцениваются в 50 млрд долларов. Но обстановку соревнования отравляет жулик, который поставляет азербайджанскому правительству афганских наемников и бывших американских военных инструкторов для помощи в продолжающейся необъявленной войне с Арменией из-за спорной территории Нагорного Карабаха.

В районе, где доминируют такие гиганты как «Бритиш Петролеум», «Шеврон», «Амоко» и «Шелл», мало кто слышал о компании «МЕГА Ойл» из Мариетты (штат Джорджия), пока она не появилась в Азербайджане в начале 1992 г. Администратор компании Гэри Бест не имеет никакого отношения к нефтедобыче, и люди, знавшие его прежде, говорят, что он занимался «импортом часов» из Юго-Восточной Азии в США.
Совершенно не похоже на правду, чтобы нефть в новой компании стояла на первом месте. Как заявил один из прежних партнеров компании, бригадный генерал Гарри «Фриц» Адерхольт, появление компании «МЕГА» (или самого Гэри Беста) в бывшем Советском Союзе явилось плодом идеи розыска американских военнопленных, все еще якобы находящихся во Вьетнаме. В ту пору эта программа выглядела так: Советский комитет защиты мира использует свои хорошие отношения с Ханоем для освобождения пропавших американцев, а Бест употребил бы свои связи с афганским премьером Гулбаддином Хекматиаром для освобождения советских военнослужащих, находящихся в плену после окончания войны в Афганистане. Это было бы гуманитарное предприятие, свободное от прибыли, весьма далекое от нефтяных дел.

Никаких американцев обнаружить не удалось, а вот Бесту повезло освободить нескольких русских — или, по крайней мере, он так утверждает.

«Это был план Гэри Беста, и его надо поздравить с успехом, — сказал Адерхольт в 40-минугной беседе, когда я звонил ему из Баку во Флориду. — Это единственное хорошее, что я могу о нем сказать сейчас».

Но дальнейшие планы по вызволению военнопленных требовали денег, и у Адерхольта появился уникальный замысел: достать их за счет модернизации с использованием западной технологии примерно 35 тыс. брошенных нефтяных скважин в СССР. Наиболее перспективными показались участки в новом независимом Азербайджане, где после сумасбродного неэффективного хозяйствования в советском стиле остались буквально леса скрипящих, ржавеющих буровых вышек, пытающихся высосать последние капли нефти их старых подземных нефтяных месторождений. Кроме технологии добычи нефти, была еше одна отрасль, где азербайджанцы нуждались в помощи — в военном деле.

Когда карп попадает в сети старика
Ловко используя свой талант втираться в доверие, занимаясь проституцией на контактах в сфере обмена военнопленными и пропавшими без вести, Гэри Бест смог прикинуться хорошим парнем, все дальше проникая в круг тех, кто поддерживает, финансирует и участвует в гуманитарной деятельности. Благодаря этим иллюзорным мандатам и известности его компании, Бесту удалось начать проекты, которые намного превосходили его возможности управлять ими. Находясь в зависимости от людей, которые действительно могли проворачивать дела, Бест оказался в затруднении, когда эти люди покинули его и он оказался наедине со своими планами. А те, как становится очевидным, насквозь предательские, лживые и обманчивые. Такой домик из карт должен обязательно рухнуть.

Гэри Бест преуспел не только в том, чтобы заманить настоящих игроков, таких как «Пондер Ойл», и заставить их вложить миллионы в его пустышку «МЕГА Ойл»; когда они появились в Азербайджане с настоящим оборудованием и намерением выполнить настоящую работу, он по очереди использовал их, чтобы еще больше укрепить свою легитимность. И он проделывал то же самое с остальными проектами, такими как военное обучение. Сопоставьте это с тем фактом, что большинство его партнеров по сделкам больше работают сами на себя, чем во имя национальных интересов, и что Бест не разбирался в военных вопросах (как и в нефти), и вы увидите, что проект был обречен на провал, как только настоящим талантам все это надоест и они отправятся домой. Как всегда, в первую очередь страдают люди, которые подвизаются в качестве военных советников, медиков и других полудобровольцев на подхвате. Журнал «Солдат удачи» взял интервью у ряда людей, которые были вовлечены в дело Бестом, и большинство из которых были обмануты рассказами Беста, которым он обучился, вращаясь в кругу настоящих игроков.

Их отзывы примерно одинаковы: предложения о вербовке, которые были настолько хороши, что вряд ли могли быть правдой, страховка, которая никогда не существовала, денежное довольствие, которого никогда не было, и невыносимая обстановка на месте.

Неэтичное поведение Беста, в конце концов, расстроило отношения с теми самыми людьми, которым предназначалась помощь. Страна пребывания становилась недовольной Бестом и теми, кого он привез. И когда некоторые профессионалы продолжали обучать азербайджанцев, им было суждено видеть их протеже в качестве «пушечного мяса». Когда работа стала тормозиться по мере того, как профессионалы покидали Беста, он привлек афганских моджахедов и неквалифицированных западных наемников, которые, смешавшись с необученными азербайджанцами, пришли к предсказуемым результатам на поле брани. Как сказал один из завербованных, который оставил свою карьеру и присоединился к усилиям по оказанию помощи азербайджанцам: «Бест — один из самых низкопробных кусков дерьма, которые мне когда-либо приходилось видеть, а то, что он делает с этими людьми (азербайджанцами), — непростительно». Неизвестно, сколько там осталось, бывших военных инструкторов из примерно 30 человек, завербованных для обучения азербайджанцев. Все, за исключением самых-самых идеалистов, смотались оттуда давно, когда стало ясно, что материальной поддержки практически не будет, общей стратегии нет, как и денежного довольствия. То, что удалось осуществить немного, не удивительно в свете следующего типичного заявления одного участника, у которого «Солдат удачи» взял интервью:
«Когда я попал туда, там вообще не было никакой подготовки. Очевидно, до этого они пытались заниматься и для этого привезли инструкторов по физической подготовке. Они явно собирались попытаться организовать занятия по авиадесантированию, занимались выброской с вертолетов и спуском по канату, но солдаты были очень плохо экипированы.

В то время были снегопады, а солдаты приходили на занятия в домашних тапочках, пытались высаживаться из вертолетов и спускаться по канату, у них было желание заниматься, они горели желанием научиться тому, чему мы могли научить, но мы не могли их взять на занятия в поле, потому что у них не было никакой одежды, формы или обуви».

Другие опрошенные рассказывали примерно то же самое о происходившем на нижнем уровне. А как было в верхних эшелонах армии Гэри Беста, претендующей на что-то? Там, казалось, не было различимой структуры подчиненности, но упадок в деятельности был тот же самый. Все, кто имел дело с Бестом, от издателя журнала «Солдат удачи» Роберта Брауна до самого последнего человека, согласны с той же самой откровенной непечатной оценкой.

Экономика Азербайджана

http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/news

21 января 2016 В Азербайджане ввели новые ограничения на продажу иностранной валюты http://www.rosbalt.ru/exussr/2016/01/21/1482179.html
22 января 2016 Золотовалютные резервы Азербайджана сократились на 63% за 2015 г. http://www.rosbalt.ru/exussr/2016/01/22/1482483.html


http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/foreign-exchange-reserves

— — — —

http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2014/02/weodata/index.aspx
http://www.imf.org/external/country/AZE/index.htm
http://www.imf.org/external/ns/search.aspx?hdCountrypage=&NewQuery=Azerbaijan

http://data.worldbank.org/country/Azerbaijan
http://search.worldbank.org/all?qterm=Azerbaijan

https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/geos/aj.html

http://www.eia.gov/beta/international/analysis.cfm?iso=AZE

http://www.iea.org/countries/non-membercountries/Azerbaijan
http://www.iea.org/search/?q=Azerbaijan

http://atlas.media.mit.edu/en/profile/country/aze/

http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/indicators
http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/indicators-wb


http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/crude-oil-production


http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/unemployment-rate


http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/inflation-cpi


http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/balance-of-trade


http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/government-debt-to-gdp


http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/currency


http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/gdp-growth-annual


http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/population

M2 ??????
http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/money-supply-m2


http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/current-account-to-gdp


http://www.tradingeconomics.com/azerbaijan/government-budget

— — —
http://resfed.com/article-1762

ttolk.ru: Как нефтяники царской России поддерживали революционные партии

В начале ХХ века ведущие нефтепромышленники Баку (Гукасовы, Манташевы, Нобели, Кокоревы и др.) активно финансировали революционные партии – РСДРП, эсеров, армянских и мусульманских социалистов. Суммы исчислялись десятками и сотнями тысяч рублей.

Накануне Первой мировой войны нефтедобывающая промышленность России сконцентрировалась в руках трёх фирм: «Рашен женераль ойл компани», «Ройяль Дэтч Шелл» и «Товарищество братьев Нобель». Причём эти три группы различными путями были связаны друг с другом. Связь основывалась на личной унии: Манташевы, Гукасовы, Нобели, Путилов, Лианозов и другие владели пакетами акций в каждой из названных групп. В 1913 году три эти группы добывали 290 млн. пуд. нефти из 564, т.е. 52%, и концентрировали в своих руках 75% всей торговли нефтью.

Почти все бакинские нефтепромышленники оказывали революционному подполью самую разную, в том числе и материальную, поддержку.

«Из колоссального количества конфликтов, разрешённых Союзом нефтепромышленных рабочих, — вспоминал социал-демократ А.Рохлин, — подавляющее большинство принималось нефтепромышленными фирмами почти безоговорочно; безоговорочно эти фирмы вносили в кассу союза штрафы за те или иные проступки. Представители крупнейших фирм не раз и не два вносили деньги на те или иные нужды партийной организации (наша большевистская организация, нечего греха таить, не брезговала и этим источником дохода, укажу хотя бы на 10-тысячный куш, полученный от нефтепромышленников при заключении декабрьского (1904 года) договора, т.е. при обстоятельствах, которые придавали получке характер подкупа. Те же крупнейшие фирмы не раз и не два искали у нас защиты (помню случай обращения Манчо к Биби-Эйбатскому райкому в 1911 году) от приставаний и налётов – разного рода «эксов»).
Читать далее

nilsky-nikolay: Карта Апшеронского полуострова (1882) с обозначением нефтяных источников и пр


http://nilsky-nikolay.livejournal.com/1085362.html#t12657586

https://img-fotki.yandex.ru/get/17848/81634935.116/0_c0b6c_ee849942_orig
https://img-fotki.yandex.ru/get/17848/81634935.116/0_c0b6c_ee849942_X5L

humus: Фотографии Баку и нефтепромыслов

http://humus.livejournal.com/tag/Баку

— — —
10 Февраль 2013 humus: Фото Баку конца XIX -начала XX века. Часть 3 http://iv-g.livejournal.com/833841.html
08 Февраль 2013 humus: Фото Баку конца XIX -начала XX века. Часть 2 http://iv-g.livejournal.com/832431.html
05 Февраль 2013 humus: Фото Баку конца XIX -начала XX века. Часть 1 http://iv-g.livejournal.com/830675.html

23 Март 2011 Апшеронский полуостров, фото http://iv-g.livejournal.com/481921.html

07 Май 2010 Россия: дореволюционные открытки — нефть, Баку http://iv-g.livejournal.com/151378.html

kavkazoved.info: Месторождение нефти Азери-Чираг-Гюнешли и «грубые ошибки» British Petroleum

От редакции: 20 сентября текущего года в Баку состоялась торжественная церемония, посвященная 20-летию «Контракта века» и закладке «Южного газового коридора». Характеристики последнего проекта ранее рассмотрены в статье кандидата геолого-минералогических наук А.М. Тюрина «Шах-Дениз – мегапроект Каспийского региона». По заказу «Научного общества Кавказоведов» этим специалистом выполнен анализ состояния и перспективы развития «Контракта века».

Введение

В журнале «Недра Поволжья и Прикаспия» (№ 78, 2014 г.) рассмотрены состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз – добыча газа и конденсата на одноименном месторождении в азербайджанской акватории Каспия. Его анализ выполнен по заказу информационно-аналитического проекта «Однако». Второй мегапрект Азербайджана – добыча нефти на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли. Основная проблема здесь – падение дебитов нефти в добывающих скважинах. Для поддержания давления в разрабатываемых пластах в них закачивают попутный нефтяной газ и воду. Но в статье для «Однако» не удалось оценить перспективы развития мегапроекта.

Главная трудность выполнения анализа состояний мегапроектов Каспийского региона – отсутствие информации. «Засекречено» все – от данных по геолого-промысловым характеристикам продуктивных пластов до схем расположения эксплуатационных скважин на добывающих платформах. Эта информация имеет геополитическое значение. Тем не менее, в ходе составления настоящей статьи удалось собрать данные, минимально необходимые для оценки перспектив развития мегапроекта Азери-Чираг-Гюнешли.

Общие сведения

В 1981–1987 гг. в акватории Каспия к востоку от Апшеронского полуострова открыты три месторождения нефти – Азери, Чираг и Гюнешли (Рис. 1). В 1994 г. подписано соглашение (на основе СРП – соглашения о разделе продукции) по их разработке (проект «АЧГ») между консорциумом (Азербайджанская Международная Операционная Компания – АМОК) и Азербайджаном. Консорциум (по состоянию на 01.01.2014 г.): английская BP (оператор, 35,8%), американская Chevron (11,3%), японская Inpex (11,0%), японская Itochu (4,3%), американская ExxonMobil (8,0%), индийская ONGC Videsh Ltd (2,7%), Государственная нефтяная компания Азербайджана ГНКАР (11,6%), норвежская Statoil (8,6%) и турецкая TPAO (6,8%). Соглашение получило неофициальное название «Контракт века». Оно будет действовать до 2024 г.

Добыча нефти по проекту «АЧГ» начата в 1997 г. с платформы Чираг. Её поставки на мировой рынок осуществляются по нефтепроводам Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. 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, чем СРП 1994 г. Нефть и газ с морских платформ поступает 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.

Рис. 1 — Месторождения нефти, газа и конденсата азербайджаного сегмента Каспия (месторождения в прибрежной полосе не показаны). Месторождения (Н — нефть, Г — газ, К — конденсат): 1 — Ашрафи (Н); 2 — Карабах (Н); 3 — Азери-Чираг-Гюшешли (Н); 4 — Абшерон (Г+К); 5 — Шах-Дениз (Г+К); 6 — Умид (Г+К); 7 — Зафар-Машал (Н).
Нефтепроводы: 1 — Баку-Новороссийск; 2 — Баку-Супса; 3 — Баку-Тбилиси-Джейхан.
Газопровод: 4 — Баку-Тбилиси-Эрзурум.

Азери-Чираг-Гюнешли – это одно месторождение нефти, которое приурочено к антиклинальной структуре, сформированной на Апшеронском пороге. Последний ограничивает Южно-Каспийскую впадину с севера. Высота структуры до 1500 м. Основным нефтеносным комплексом во впадине и на Апшеронском пороге является «продуктивная» толща плиоцена (чередование песчаных коллекторов и глинистых покрышек) мощностью от 1,2 до 4,0 км. В пределах запанного борта впадины имеется зональность по глубине типов месторождений углеводородов: зоны преимущественного нефтенакопления на глубинах до 2500 м, нефтегазонакопления – 2500-4500 м, преимущественного газонакопления – 4500-7000 м и исключительного газонакопления – свыше 7000 м.

Месторождение Азери-Чираг-Гюнешли расположено в 90 км к востоку от Апшеронского полуострова. Глубина моря в его пределах – 110-220 м. Нефтеносные горизонты залегают на глубинах от 2500 м до 3000 м ниже дна моря. Размеры месторождения – 5х48 км. Горизонты, залегающие ниже нефтяной залежи, газоносные. Извлекаемы запасы оценены в 930 млн. т нефти и 0,6 трлн. куб. м свободного газа. До заключения СРП запасы составляли 500 млн. т нефти. По данным ВР запасы нефти блока «АЧГ» превышают 540-700 млн. т (для нефти «АЧГ» 7,4 барр. = 1 т).

Нефть и деньги

01.01.2014 г по проекту «АЧГ» добыто 325,7 млн. т нефти (по другим данным – 322,4 млн. т). На 01.10.2013 объем прибыльной нефти Азербайджана составил 165 млн. т. (всего добыто на эту дату 318 млн. т). Добыча нефти по проекту «АЧГ» увеличивалась быстрыми темпами (Рис. 2). Ее объем в период с 2004 г. (7,6 млн. т) до 2007 г. (32,9 млн. т) возрос в 4,3 раза. Но …. 10 октября 2012 года президент Азербайджана Ильхам Алиев выступил на заседании Кабинета Министров. Его речь в части добычи нефти по проекту «АЧГ» была не по-восточному жёсткой и конкретной. По отношению к АМОК пять раз прозвучало слово «ошибки» в том числе три раза в сочетании «грубые ошибки». В результате «ошибок» не выполнены планы добычи нефти: 2009 г. – 46,8/40,3 млн. т (план/факт); 2010 г. – 42,1/40,6 млн. т; 2011 г. – 40,2/36,0 млн. т. Не выполняется и план 2012 г. Недополученная прибыль Азербайджана составила $8,1 млрд. Президент также сообщил об изменении с середины 2008 г. распределения прибыльной нефти в пользу Азербайджана (70% – Азербайджану, 30% – АМОК) и отметил, что отклонение реальных показателей от плановых началось сразу после этого события.

Рис. 2. Структура добычи нефти по проекту “АЧГ” в 2001-2013 г.г.
Красными кружками обозначены пики добычи нефти на морских платформах.

Действительно ли АМОК допустила «грубые ошибки» в планировании добычи нефти по проекту «АЧГ»? Максимальная ее добыча планировалась в 2009 г. Достигнута в 2009-2010 гг. и составила 40,3-40,6 млн. т (86,8% от планируемой). Начало резкого спада добычи нефти планировалось с 2010 г. – на 10,0% относительно 2009 г. Но спад начался в 2011 г. – на 11,3% относительно 2010 г. В целом это удовлетворительное совпадение плановых и фактических показателей для проектов разработки крупных месторождений нефти и газа. Ильхам Алиев привел в своей речи и экономические показатели проекта «АЧГ». В освоение и разработку блока консорциум вложил $28,7 млрд., а его доход составил $73,0 млрд. И это на 12-й год с начала добычи нефти! Здесь мы видим не «грубые ошибки», а высочайший уровень профессионализма специалистов АМОК (ВР). Доходы Азербайджана от СРП «АЧГ» тоже велики. На 01.07.2014 г. в его Государственный нефтяной фонд поступило $102,8 млрд.

К концу 2012 г. между Азербайджаном и АМОК были достигнуты соглашения относительно мероприятий по стабилизации добычи нефти на блоке «АЧГ». Они включали бурение новых эксплуатационных скважин в проекте «АЧГ» и строительство платформы Западный Чираг. 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 Азербайджане и речь идет о стабилизации ее добычи в республике.

Как уже сказано, строительство платформы Западный Чираг выполнено в рамках проекта «COP». Вложения в него составили $6 млрд. ($4 млрд. – на строительство платформы и $2 млрд. – на бурение эксплуатационных скважин). В 2014 г. будут добурены до продуктивных отложений и введены в эксплуатацию 6 скважин, остальные 8 – в 2015-2016 гг. В 2014 г. планируется добыть 3 млн. т. нефти. Добыча на «планке» составит 8,2 млн. т. На 01.07.2014 г. на платформе работало 4 добывающие скважины. Их суммарный дебит – 50 тыс. барр./сут. В пересчете на год это даёт 2,5 млн. т нефти. Состояние развития этого проекта можно будет оценить только в начале 2015 г. В целом на начало сентября текущего года по проектам «АЧГ» и «COP» добыто 345 млн. т. нефти.

Капитальные затраты АМОК в проект «АЧГ» в 2013 г. составили $2,5 млрд. Такие же затраты были и в 2012 г. В 2014 г. капитальные затраты планируются в объеме $2,07 млрд. Скорее всего, капитальные затраты 2012–2013 гг. сделаны в рамках мероприятий по поддержанию добычи нефти (бурение новых скважин). Итого, вложения в стабилизацию добычи нефти на блоке «АЧГ» за два года составили $11,0 млрд. При этом увеличение добычи нефти в 2014 г. и последующий период не предполагается. Борьба идёт за замедление её спада. В 2013 г. эта цель достигнута. Добыто 32,2 млн. т, что всего на 2,2% меньше, чем в 2012 г.

Можно оценить и прибыль АМОК в 2012-2013 гг. Операционные расходы в 2012 г. в проекте «АЧГ» составили $725 млн. Примерно эта же сумма была и в 2013 г. Азербайджанская нефть Azeri Light, транспортируемая по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан, продается под маркой BTC FOB Ceyhan. В 2013 г. ее среднемесячная цена составила $110,8 за 1 барр. Плата за транспортировку по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан – $6 за 1 барр. Плата за транспортировку по трубопроводу Баку-Супса меньше. Операционные расходы по продаже нефти – примерно $1 за 1 барр. Итого, цена нефти с учетом отмеченных издержек равна примерно $104 за 1 барр. ($770 за 1 т). Для покрытия годовых операционных расходов АМОК нужно продать примерно 1 млн. т нефти. Остальная добытая нефть является прибыльной. Доля АМОК составляет 30%. В 2012 г добыто 32,9 млн. т. Прибыльная нефть АМОК – 9,6 млн. т. Ее цена – $7,7 млрд. В 2013 г. – 9,4 млн. т. и $7,2 млрд. соответственно. За два года прибыль АМОК составила 14,6, а капитальные затраты – $11 млрд. Итого, чистая прибыль – $3,6 млрд. И ее в ближайшие годы можно увеличить. Это очень просто. Не нужно строить новые нефтедобывающие платформы.

Динамика добычи нефти

Состояние разработки залежей нефти блока «АЧГ» представлено на рисунке 2. Цифры добычи нефти с морских платформ в период 2001–2013 гг. взяты из ежегодных отчетов ВР, оператора проекта «АЧГ». Добыча нефти в Азербайджане – с сайта ВР. Последние данные ВР немного отличаются от официальной статистики Азербайджана. Но цифра добычи нефти в Азербайджане в 2013 г. из последнего отчета BP «Statistical Review of World Energy 2014» какая-то странная – 46,2 млн т. В соответствии с ней рост добычи относительно 2012 г. составил 1,2%. Такого не может быть. Структура добычи нефти и конденсата в Азербайджане считается «на пальцах». По данным Азербайджана в 2013 г. добыто 43,5 млн т, что незначительно больше, чем в 2012 г. Последняя цифра приведена на графике, показанном на рисунке 2. В конце 2013 г. заместитель министра экономики и промышленности Севиндж Гасанова сообщила, что средняя планируемая добыча нефти в Азербайджане в период 2014–2017 гг. составляет 40,5 млн. т.

Как будет складываться динамика добычи нефти на блоке «АЧГ»? Для ответа на этот вопрос нужно выполнить несложный анализ выборки данных (Табл. 1 и 2), которая сформирована по разрозненным сообщениям на официальных новостных сайтах (главным образом, 1news.az, http://www.1news.az/economy/oil_n_gas/). Эти данные выверены по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана и отчетам ВР.

На «АЧГ» имеется три вида эксплуатационных скважин: добывающие, газо- и водонагнетательные. (часть газа, растворенного в нефти, после сепарации закачивается в продуктивные пласты). Вся совокупность скважин обеспечивает определенный объем добычи нефти за определенный календарный период. Исход из этого, мы имеем три ключевых параметра: общая добыча нефти с платформы в год и в квартал, дебиты добывающих скважин и добыча нефти в сутки на одну эксплуатационную скважину. Все в размерности «тыс. баррель в сутки – тыс. барр./сут.». По их динамике в последние годы можно составить представление и о состоянии добычи нефти на «АЧГ», и о будущих ее перспективах.

Темп снижения средней добычи всех эксплуатационных скважин проекта «АЧГ» в период 2010-2013 гг. составил 11% в год (32% за три года и 11 % в 2013 г.) (Табл. 1). Стабилизация добычи нефти в 2013 г. достигнута за счет увеличения числа эксплуатационных скважин на 25,5% (с 94 в начале года до 118 в его конце). Положительная динамика отмечается только на платформе Глубоководная Гюнешли, где добыча на одну эксплуатационную скважину в 2013 г. возросла на 14% по сравнению с 2013 г. Это достигнуто за счет ввода в эксплуатацию 5 новых добывающих скважин. Скорее всего, число их больше, поскольку на платформе увеличилось и число водонагнетательных скважин (с 10 до 14). Можно предположить, что несколько малодебитных добывающих скважин переведены в нагнетательные.

— —
Таблица 1.
Проект «АЧГ». Динамика добычи нефти и числа эксплуатационных скважин в 2009-2013 г.г.

Число скважин приведено на начало года (для 2012 г – на 01.04): Д – добывающие; В – водонагнетательные; Г – газонагнетательные.

В графе «добыча» приведено среднее число эксплуатационных скважин в год (для 2013 г. – средневзвешенное по кварталам).

Размерности: т.б/с — тыс. баррель в сутки; т.б/с/с — тыс. баррель в сутки на одну эксплуатационную скважину: м.т – млн. тонн в год.
— —

Более показательна динамика добычи по проекту «АЧГ» по кварталам 2013 и первой половины 2014 гг. (Табл. 2) На платформе Чираг число добывающих скважин в I кв. 2013 г. составляло 10, а в II кв. 2014 г. – 13. Однако, общая добыча с нее уменьшилась на 7,1% (с 70 до 65 тыс. барр./сут.). Это произошло за счет снижения дебитов добывающих скважин. За год они уменьшились на 26,8% (I/I кв.) – 27,2% (II/II кв.). Примерно эти же цифры получаются и для всех эксплуатационных скважин. Снижение средней добычи составило 28,0% (I кв 2013 г. – II кв. 2014 г.). В 2013 г. общая добыча на платформе упала на 6,4% относительно 2012 г. Здесь мы имеем явное возрастание скорость падения добычи при самом низком для «АЧГ» ее уровне на одну эксплуатационную скважину – 3,6 тыс. барр./сут. (II кв.2014 г.). В целом динамика добычи нефти с платформы Чираг соответствует «среднемировым» показателям. Начало добычи нефти – 1997 г. Достижения ее пика (7,6 млн. т) в 2004 г. Плавный спад до 2013 г. и начало резкого спада в 2014 г. Возможно, в 2014 г. удастся удержать добычу нефти с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется вводом в эксплуатацию 5 новых скважин компенсировать снижение их среднего дебита.

— —
Таблица 2.

Проект «АЧГ». Динамика числа эксплуатационных скважин и добычи нефти в 2013 г.

Примечания. В графе «Дебиты I / IVкв.» приведена динамика среднего дебита всех эксплуатационных скважин (динамика среднего дебита добывающих скважин) и [динамика среднего дебита добывающих скважин в пересчете на год]. В графе «Добыча I/IVкв.» приведена динамика добычи I/IVкв., (динамика добычи в пересчете на год) (*)
— —

Уровень добычи на одну эксплуатационную скважину на платформе Центральное Азери высокий – 6,8 тыс. барр./сут. (II кв. 2014 г.). В I кв. 2013 г. на ней было 14-15 добывающих скважин, Во II кв. 2014 г. – 17-18. На одну скважину увеличилось число нагнетательных скважин. Ввод новых добывающих скважин позволил удержать их средние дебиты от резкого падения (у новых добывающих скважин высокие дебиты нефти, которые плавно сжижаются в период ее эксплуатации). Оно составило 2,8% (I/I кв.) – 8,1% (II/II кв.). Добыча нефти на платформе возросла на 13,8 (I/I кв.) – 8,1% (II/II кв.). При этом, добыча нефти в 2013 г. уменьшилась на 4,2% относительно 2012 г. То есть, в 2013 и первой половине 2014 г. удалось изменить динамику уровня добычи с отрицательной на положительную. Но удержать ее не удалось. Средняя суточная добыча с платформы в II кв. 2014 г. показала небольшое снижение относительно I кв. Представляется, что в ближайшие годы удастся удерживать уровень добычи с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется ежегодно увеличивать число эксплуатационных скважин на 4.

В 2013 г. падение добычи нефти на платформе Западное Азери по отношению к 2012 г. составило 1,2%. Однако падение, рассчитанное по квартальной добыче, составило 13,2% (I/I кв.) – 16,1% (II/II кв.). Здесь мы имеем дело с ускорением ее падения.

Падение добычи нефти с платформы Восточное Азери в 2013 г. – 29,2% (I/I кв.) – 29,5% (II/II кв.), произошло при примерно стабильном числе эксплуатационных скважин. Падение обусловлено снижением дебитов добывающих скважин на 32,2% (I/I кв.) – 29,4% (II/II кв.). Добыча нефти на одну эксплуатационную скважину платформы является относительно низкой – 4,8 тыс. барр./сут. (II кв. 2014 г.). Число эксплуатационных скважин на ней в течение года менялось. Можно смело предполагать, что на платформе Восточное Азери началось резкое неконтролируемое падение добычи, остановить которое уже не удастся. Добыча нефти с платформы начата в 2007 г. То есть, резкое падение добычи произошло на 7-й год разработки участка месторождения.

Добыча нефти на Глубоководном Гюнешли начата в 2008 г. Ее пик (6,7 млн. т) достигнут в 2010 г. В этом году число эксплуатационных скважин возросло с 20 до 23. В 2011 г. их число сократилось на одну. Добыча уменьшилась на 6,2%. В 2012 г. из эксплуатационных скважин исключена еще одна. Добыча сократилась на 15,9%. В 2013 г. АМОК резко нарастил число скважин на платформе (с 21 до 30, в том числе добывающих с 11 до 16). Это позволило нарастить добычу на 12,5% (I/I кв.) – 11,6% (II/II кв.). Но при этом средняя добыча эксплуатационных скважин уменьшилась на 15,0% (I/I кв.) – 13,1% (II/II кв.). Уменьшились и средние дебиты добывающих скважин на 17,5% (I/I кв.) – 7,1% (II/II кв.). То есть, ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин не привело как и на платформе Центральное Азери к росту средних дебитов скважин. Это свидетельствует о том, что начальные дебиты новых скважин относительно низкие. Скорее всего, это связана с падением давления в продуктивных пластах. Для добычи нефти с платформы на достигнутом уровне необходимо вводить в эксплуатацию новые добывающие скважины.

Средняя добыча нефти всех эксплуатационных скважин на пяти платформах проекта «АЧГ» в 2013 г. по отношению к 2012 г. уменьшилась на 11%. Однако, падение ее добычи было небольшим – всего 2,1%. Это достигнуто за счет увеличения числа эксплуатационных скважин в 2013 г с 94 до 118. По поквартальным показателям дебиты эксплуатационных скважин снизились на 21,4% (I/I кв.) – 18,8% (II/II кв.), добыча – на 4,1% (I/I кв.) – 7,6% (II/II кв.). В период IV кв 2013 г. – II кв. 2014 г. удалось стабилизировать средний дебит эксплуатационных скважин на уровне 5,5-5,6 тыс. барр./сут. Это достигнуто резким увеличением числа добывающих скважин начиная с II кв. 2013 г. На его начало их было 64. На начало I кв. 2014 г. – 81. Рост на 26,6%. Но потом их число начало сокращаться и на начало III кв. 2014 г. составило 76. Общее число эксплуатационных скважин в 2014 г. тоже сокращается (с 118 до 113). Это даст падение добычи нефти по проекту «АЧГ» в 2014 г. (относительно уровня 2013 г.) минимум на 5% (1,6 млн т).

В первом полугодии 2014 г. на пяти платформах проекта «АЧГ» добыто 16,0 млн т нефти. В 2013 г. – 16,4 млн т. В 2010 г. (год пика добычи на «АЧГ») – 20,2 млн т. Падение добычи в 2014 г. по отношению к 2013 г. составило 2,4%, по отношению к 2010 г. – 20,8%. Массовый ввод в эксплуатацию скважин начался со II кв. 2013 г. Это и позволило сократить падение уровня добычи в 2014 г. Можно принять, что отношение добычи в первом полугодии 2013 г. к 2012 г. – 18,8%, характеризует естественный процесс ее падения. Эта дает 6,3% в год.

ГНКАР подготовила программу на 2013-2015 гг. по стабилизации и увеличению объемов добычи на своих месторождениях. В соответствии с ней, на Мелководном Гюшешли планируется пробурить 20 новых скважин. На конец 2013 г. 6 скважин сданы в эксплуатацию, 5 – находилось в процессе строительства. То есть, на Мелководном Гюнешли наблюдается та же картина, что и на блоке «АЧГ» – форсированное наращивание количества эксплуатационных скважин. Бурение новых скважин позволило ГНКАР добыть в первой половине 2014 г. 4,2 млн т нефти, что на 1.2% больше, чем в соответствующий период 2014 г. Всего в 2013 г. объем бурения ГНКАР составил 142,7 тыс. м, в том числе 135,7 тыс. м – эксплуатационное и 7,0 тыс. м – разведочное. В 2013 г. ГНКАР добыла 8,34 млн. т нефти. Сообщалось, что 65% ее дает Мелководное Гюнешли. То есть, на нем добыто примерно 5,4 млн. т. Разработка месторождения ведется с 1980 г. По состоянию на начало 2014 г. здесь добыто 162,3 млн. т нефти.

Динамику добычи нефти по проекту «АЧГ» можно оценить и по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана. В I кв. 2014 г. по данным контрольно-измерительных приборов из Азербайджана экспортировано 8,093 млн т. нефти, а в I кв. 2013 г. – 8,501 млн т. Снижение составило 4,8%. Последняя цифра характеризует снижение добычи нефти по проекту «АЧГ» и в целом на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли. За семь месяцев текущего года экспортировано 13,79 млн т нефти, что на 3,8% ниже показателя за аналогичный период 2013 г. Данные Государственного комитета по статистике Азербайджана, более оптимистичные. В первом полугодии 2014 г. в Азербайджане добыто 21,22 млн. т нефти и газового конденсата, что на 2,7 % ниже показателя аналогичного периода 2013 г.

Прогноз

Имея приведенные выше данные, можно дать прогноз динамики добычи нефти в проекте «АЧГ». Борьба за ее «плавный спад» путем бурения десятков скважин (американские нефтяники такую ситуацию называют «drill baby, drill») не имеет смысла. Здесь речь может идти только об оптимизации эксплуатации месторождения на стадии падающей добычи по параметру «добыча максимального объема нефти». Падение добычи в ближайшее время будет на уровне 8-9% в год (в 2014 г. – 5%). То есть, «восстановится» та динамика падения уровня добычи, которая была в 2011-2012 гг. Такая же динамика будет и на Мелководном Гюнешли. Рост добычи нефти по проекту «COP» (платформа Западный Чираг) не сможет компенсировать негативную динамику на других платформах. Но, в какой мере «не сможет», покажут результаты 2014 г.

Будут ли построены новые добывающие платформы на блоке «АЧГ»? Скорее всего, нет. СРП подписано до 2024 г. и Азербайджану нет никакого резона его продлевать. С другой стороны, АМОК нет смысла делать большие вложения в проект «АЧГ». За оставшиеся годы действия СРП они не окупятся. Других проектов, добыча нефти по которым может компенсировать падение добычи на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли, в Азербайджане не имеется. То есть, добыча нефти в республике будет падать быстрыми темпами. Будут «пустеть» имеющие стратегическое значение нефтепроводы Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. Будет «истощаться» поток нефтедолларов в Азербайджан. Такова природа СРП. Добывающие компании заинтересованы в том, чтобы быстро получить прибыль на вложенные капиталы. Максимально быстро и в максимальном же объеме. Этот сценарий как раз и реализован специалистами АМОК (ВР), имеющими высочайшую профессиональную квалификацию в создании СРП. Никаких «грубых ошибок» они не сделали.

(*) Добыча нефти на Глубоководной Гюнешли начата в конце апреля 2008 г. Пик добычи (6,7 млн. т) достигнут в 2010 г. В этом году число эксплуатационных скважин возросло с 20 до 23. В 2011 г. их число сократилось на одну. Добыча уменьшилась на 6,2%. В 2012 г. из эксплуатационных скважин исключена еще одна. Добыча сократилась на 15,9%. В 2013 г. АМОК резко нарастил число скважин на пласформе (с 21 до 30, в том числе добывающих с 11 до 16). Это позволило нарастить добычу на 30%. Произошло и увеличение дебитов скважин на 14,0% (за счет новых добывающих скважин). Однако поквартальная динамика в 2013 г. не такая оптимистичная. Добыча нефти с платформы увеличилась на 12,9%. Однако, средний дебит добывающих скважин снизился на 20,0%. Для добычи нефти с платформы в 2014 г. на уровне 2013 г. необходимо ввести в эксплуатацию еще 6 скважин.

Резкое падение добычи нефти с платформы Восточная Азери (на 37,0%) в течение 2013 г. произошло при примерно стабильном числе эксплуатационных скважин. Падение обусловлено снижением дебитов добывающих скважин – с 9,2 тыс. т/с в I кв. до 6,4 тыс. т/с в IV кв. Добыча нефти на одну эксплуатационную скважину платформы является относительно низкой – 4,9 тыс. т/с (IV кв.). Падение добычи в 2013 г. относительно 2012 г. составило 20,3%. И здесь явно просматривается ускорение в 2013 г. падения добычи нефти. Число эксплуатационных скважин на ней в течение года менялось.

В 2013 г. падение добычи нефти на платформе Западное Азери по отношению к 2012 г. составила 1,2%. Однако падение, рассчитанное по квартальной добыче 2013 г. составило 14,4%. Причина та же – падение дебитов добывающих скважин на 30,4%. Но, возможно, рост числа добывающих скважин в IV кв. с 17 до 20 пришелся на его конец и формально рассчитанная нами цифра не отражает реального положения дел. Но дата ввода в эксплуатацию новых скважин никак не влияет на цифру общего падения добычи с платформы в 2013 г. Здесь мы имеем дело с ее ускорением.

Снижение дебитов добывающих скважин на платформе Центральное Азери на 12% компенсировано вводом в эксплуатацию 3 добывающих скважин. В результате получен прирост добычи нефти на 3,6% при его расчете по квартальной добыче. В целом же добыча нефти в 2013 г. уменьшилась на 4,2% относительно 2012 г. Здесь в 2013 г. удалось изменить динамику добычи с отрицательной на положительную. Уровень добычи на одну эксплуатационную скважину на платформе – 6,5 тыс. т/с (IV кв.) высокий. Представляется, что в ближайшие годы в удастся удерживать уровень добычи с нее на «плавном спаде». Но ля этого потребуется вводить в эксплуатацию по 4 скважины в год.

На платформе Чираг число добывающих скважин в I кв. — 10, а в IV кв. – 13. Однако общая добыча с нее уменьшилась на 9,5%. Это произошло за счет снижения дебитов добывающих скважин на 38,1% (здесь и далее в пересчете на год). В 2013 г. общая добыча упала на 6,4% относительно 2012 г. Здесь мы имеем явное возрастание скорость падения добычи при самом низком для «АЧГ» ее уровне на одну эксплуатационную скважину – 3,6 тыс. т/с (IV кв.). В целом динамика добычи нефти с платформы Чираг соответствует «среднемировым» показателям. Начало добычи нефти 25 октября 1997 г. Достижения ее пика (7,6 млн. т) в 2004 г. Плавный спад до 2013 г. и начало резкого спада в 2014 г. Возможно, в этом году удастся удержать добычу нефти с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется вводом в эксплуатацию новых скважин компенсировать снижение среднего дебита эксплуатационных скважин на 28% увеличением их числа на эту же величину. То есть, потребуется ввести в эксплуатацию 4-5 новых скважин.

На платформе Центральное Азери стабилизация добычи достигнута за счет увеличения числа добывающих скважин с 14 до 17. А на платформе Западное Азери увеличение числа добывающих скважин с 16 до 20 не предотвратило падение добычи на 17,0% в пересчете на год. Восточное Азери.

Можно смело предполагать, что на платформе Восточная Азери началось резкое неконтролируемое падение добычи, остановить которое уже не удастся. Добыча нефти с платформы начата в феврале 2007 г. То есть, резкое падение добычи нефти произошло на 7-й год разработки участка месторождения.

http://www.kavkazoved.info/news/2014/10/13/azeri-chirag-guneshli-i-grubye-oshibki-british-petroleum.html
http://aftershock.su/?q=node/262985

kavkazoved.info: Шах-Дениз – мегапроект каспийского региона

Анатолий ТЮРИН | 21.08.2014
От редакции. В журнале «Недра Поволжья и Прикаспия» (№ 78, 2014 г.), который издает «Нижне-Волжский Научно-Исследовательский Институт Геологии и Геофизики», опубликована статья кандидата геолого-минералогических наук А.М. Тюрина «Шах-Дениз – мегапроект Каспийского региона». В ней рассмотрены состояние и планы добычи газа и конденсата на месторождении Шах-Дениз в азербайджанской акватории Каспия. Тема разработки и транспортировки энергетических ресурсов Прикаспия всегда была чрезвычайно политизированной, и в этом контексте объективный и профессиональный взгляд на вопрос как никогда важен. Предлагаем данный материал вниманию читателей нашего сайта.

Фундамент нефтегазовых мегапроектов Каспийского региона заложен в СССР. В советский период начата добыча газа на Астраханском месторождении. Месторождения Карачаганак и Тенгиз были разведаны и практически подготовлены к эксплуатации, открыты месторождения Азери – Чираг – Гюнешли, выявлены рифовая постройка Кашаган и структура Шах-Дениз. В постсоветский период их судьба сложилась по-разному. Добыча нефти на Тенгизе, газа и конденсата на Карачагенаке и Астрахани находятся на «полке». Эксплуатация месторождений Азери-Чираг-Гюнешли доведена до стадии падающей добычи. Начало добычи нефти на Кашагане откладывалось с 2005 г. и как бы началась в 2013 г. Добыча газа и конденсата на Шах-Денизе ведется по проекту «Стадия-1». 17.12.2013 г. в Баку в торжественной обстановке подписано соглашение по проекту «Стадия-2» между государственной нефтегазовой компанией Азербайджана SOCAR и Консорциумом.

Анализ параметров проекта «Стадия-2» выполнен автором по заказу информационно-аналитического проекта «Однако». Результаты опубликованы на его сайте (1) и вызвали в Сети большой интерес (переопубликованы на аналитических и новостных сайтах). Статью «видят» поисковые системы. Но у статьи имеются явные недостатки. Она громоздкая и «переполнена» цифрами и ссылками на источники информации. К недостаткам следует отнести и ее «броское» название. Но это прерогатива редакции «Однако». Представляется целесообразным изложить в профильном журнале «коротко и ясно» состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз.

Газоконденсатное месторождение Шах-Дениз открыто в 1999 г. на одноименной структуре, выявленной в советский период. Находится в акватории Каспия в 70 км к юго-востоку от Баку. Приурочено к крупной вытянутой в плане сундукообразной структуре, имеющей северо-восточное простирание и блочное строение. Ее высота – около двух километров. На структуре закартировано несколько грязевых вулканов. Глубина моря в пределах месторождения от 50 до 650 м.

Залежи газа контролируются ловушками пластово-сводового типа в терригенных отложениях свиты «перерыва» (балаханы, фасила, средний плиоцен). В пластах-коллекторах аномально высокое давление. Пластовый флюид – относительно сухой газоконденсат с давлением конденсации близким к начальному пластовому (Т.А. Апаркина, 2012 г.). С геологических позиций месторождение Шах-Дениз находится в Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне. Площадь продуктивных отложений около 860 кв. км. Глубина их залегания – 4500-6500 м. Запасы оценены в 1,2 трлн куб. м газа и 240 млн т конденсата.

Контракт на разработку месторождения Шах-Дениз заключен в 1996 г. В Консорциум по состоянию на начало 2014 г. входят британская BP (оператор, 28,8%), SOCAR (16,7%), норвежская Statoil (15,5%), иранская NICO (10,0%), французская Total (10,0%), российская LUKoil (10,0%), турецкая TPAO (9,0%). Консорциум владеет и Южно-Кавказским газопроводом.

17.11.2013 г. контракт по разработке месторождения продлен до 2048 г. В этот же день Statoil огласила стоимость продажи 10% своей доли в Консорциуме –1,45 млрд. долл. Купили ее SOCAR (6,7%) и BP (3,7%). По цене, за которую проданы 10% доли в Консорциуме, можно оценить общую стоимость его активов – 14,5 млрд долл..

Соглашение по разработке месторождения Шах-Дениз заключено по схеме СРП. В первые годы основная часть добываемого газа будет принадлежать Консорциуму, включая SOCAR. Доля Азербайджана (природная рента) будет возрастать по мере компенсации Консорциумом своих капитальных затрат. По приведенным цифрам прибыли Азербайджана от разработки месторождения Шах-Дениз (за 2006-2013 годы – 1497 млн долл.) можно вычислить процент продукции (газа и конденсата), отчисляемый Консорциумом в качестве природной ренты (прибыльный газ) – примерно 6%. Но в период с концы 2013 до 2017-2018 г.г. отчислений в пользу Азербайджана не будет. Они пойдут на развитие проекта.

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 началась в 2006 г. Газ и конденсат поступают на Сангачальский терминал. На конец 2012 г. эксплуатировалось 4 скважины. На конец 2013 г. – 5. На 01.10.2013 г. добыто 46 млрд куб. м газа (на 01.07.2013 г. добыто 11,3 млн. т конденсата). Из них 25 млрд экспортировано в Турцию, 3,4 млрд – в Грузию. Остальной объем газа закуплен Азербайджаном.

Состояние проекта «Стадия-1» можно оценить по динамике добычи газа: 2010 – 6,9 млрд куб. м, 2011 – 6,67 млрд куб. м, 2012 – 7,73 млрд куб. м, 2013 – 9,5 млрд куб. м (оценка). Содержание конденсата в добываемом газа – 253-265 г на 1 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. С апреля 2012 г. ведутся технические работы в скважине SDA02, выведенной из эксплуатации. Она будет введена в эксплуатацию в начале 2014 г. Ожидается, что ввод в эксплуатацию этих двух скважин позволит довести добычу газа в 2014 г. до 10,4 млрд куб. м. Но без бурения новых скважин неизбежно повторится «провал», случившийся в первом полугодии 2011 г.

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. Стоимость проекта оценивается в 28 млрд долл. Заложена возможность превышения сметных расходов на 20%. 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.

Проект «Стадия-2» включает и строительство двух газопроводов Трансанатолийского (TANAP) и Трансадриатического (ТАР). TANAP планируется построить на территории Турции. Его протяженность 1790 км, стоимость 12 млрд долл. Партнерами по строительству являются SOCAR (оператор, 68%), турецкая BOTAS (20%) и BP (12%). ТАР будет построен на территории Греции и Албании, далее через Адриатическое море до Италии. Его протяженность 870 км, стоимость 3 млрд долл. Партнерами являются SOCAR (20%), BP (20%), Statoil (20%), бельгийская Fluxys (16%), Total (10%), немецкая E.ON (9%) и швейцарская Axpo (5%). 2 млрд долл. планируется вложить в увеличение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода. Его длина на территории Азербайджана – 435 км, Грузии – 248 км. Общая стоимость проекта «Стадия-2» составляет 45 млрд долл.

Из опубликованных данных известны капитальные затраты на реализацию проекта «Стадия-2». Операционные расходы на ее промысле можно оценить по характеристикам «Стадии-1» (отчеты ВР). Расходы на транспортировку газа соответствуют коммерческим тарифам в Европе. Ожидаемая Консорциумом цена газа – 400 долл. за 1000 куб. м в Южной Европе и 350 долл. в Турции. Цена конденсата соответствует цене нефти Azeri Light, поскольку он поступает в нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан. Этих данных вполне достаточно для расчета дисконтированных капитальных затрат и дисконтированной суммы прибыли от продажи газа и конденсата. По результатам расчета определены годы окупаемости поставок газа в Южную Европу и Турцию.

При норме дисконтирования 6 %, капитальные затраты поставок газа в Италию окупятся в 2029-2033 г.г. Срок окупаемости с начала реализации проекта составит 16-20 лет. С начала поставок газа – 10-14 лет. При учете только экономических позиций и игнорировании геологических, технологических, экономических, политический, террористических и экологических рисков, поставку газа в Италию по проекту «Стадия-2» можно оценить как «на грани разумного». Это же относится к поставкам газа в Грецию и Болгарию.

Капитальные затраты поставок газа в Турцию окупятся в 2024-2025 г.г., через 11-12 лет после начала вложений в «Стадию-2» и через 5-6 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект «Стадия-2» в части поставок газа в Турцию является высокоэффективным.

Общие капитальные затраты проекта «Стадия-2» окупятся в 2027-2029 г.г. Через 14-16 лет после начала вложений и 8-10 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект является симбиозом двух подпроектов: поставка газа в Западную Турцию и Южную Европу. Первый однозначно является высокоэффективным, второй – «на грани разумного». Высокая и «быстрая» прибыль, получаемая в рамках поставок газа в Турцию, будет покрывать огромные издержки поставок газа в Европу.

В проекте «Стадия-2» по «умолчанию» принимается, что «полка» добычи газа с двух платформ в объеме 16 млрд. куб. м будет удерживаться в течение 25 лет. Это представляется нереальным. Этот важнейший показатель можно оценить и по планам добычи газа на «Стадии-1» – 178 млрд куб. м. Примем, что 70% этого газа будет добыта на «полке», которая с этого года будет равняться 9,5 млрд. куб. м. Длительность ее удержания составит 13 лет.

С начала разработки до окончания 2013 г. добыто 47,6 млрд м газа. По проекту «Стадия-1» остается добыть 130,4 млрд. м, в том числе 53,4 млрд. м (30% от общего объема добычи) на этапе падающей добычи. С 2014 г. добычу планируется довести до 10,4 млрд куб. м. Длительность «полки» составит 7,5 лет. То есть, добыча на «полке» продержится до 2020 г. включительно. Именно в это время и начнется добыча газа по проекту «Стадия-2» в полном объеме. Поступающий в Турцию газ «Стадии-1» будет «заменен» на газ «Стадии-2» (2). Поставки газа в Турцию и Европу будут удерживаться на «полке» его добычи до 2031 г. То есть, примерно до момента окупаемости капитальных затрат проекта. Никакого прибыльного газа для Азербайджана в нем не просматривается.

А как будут выполняться контрактные обязательства «Стадии-2» по поставкам газа в период 2032-2044 г.г. (за пределами «полки» добычи)? Очень просто. Сразу же после выхода «Стадии-2» на проектные показатели будет поставлен вопрос о необходимости реализации «Стадии-3». С нее и будут осуществляться поставки газа в Турцию и Европу после 2031 г. А потом встанет вопрос о необходимости реализации «Стадии-4». В этих делах есть одна важная тонкость. Коммерческим оператором проекта «Шах-Дениз» является SOCAR. Именно он подписал контракты на поставки газа с турецкой BOTAS и девятью европейскими компаниями сроком на 25 лет.

Для участников Консорциума все ясно и понятно. Они будут вкладывать деньги в проекты «Стадия-1», «Стадия-2», «Стадия-3»… На их начальных этапах за счет продажи газа и конденсата эти вложения будут компенсироваться. Будет формироваться и прибыль. Единственный недостаток такой организации разработки месторождения Шах-Дениз – участники Консорциума не получат сверхприбыль.

Для Азербайджана тоже все ясно и понятно. Вложения SOCAR в проект «Стадия-2» составят 13569 млн долл. (30,2% от общих капитальных затрат). За счет природной ренты, формируемой на «Стадии-1», будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-2». За счет ренты «Стадии-2» будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-3». Азербайджан же взял на себя основную часть вложений в газопровод TANAP и существенную в ТАР. То есть, азербайджанский газ будет поставляться в Европу за счет Азербайджана, за счет его природной ренты. На нем и ответственность за все возможные риски выполнения контрактных обязательств. Получит ли Азербайджан рентные платежи с проектов разработки месторождения Шах-Дениз? Похоже, что нет. В лучшем случае, в отдельные периоды будет «капать» по двести-четыреста миллионов долларов в год.

Примечания

(1) «Правда о «противороссийском» газовом прожекте Азербайджана» (часть 1, часть 2)
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-1/
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-2/

(2) На новостных сайтах Азербайджана часто приводится информация, не соответствующая реальному положению дел. Например: «В целом же после начала добычи в рамках «Шахдениз-2» общая добыча газа с месторождения составит 25 млрд кубометров. Из них 9 млрд будет добываться в рамках первой стадии проекта и 16 млрд. в рамках второй». «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.

Анатолий Тюрин — заведующий лабораторией геофизики ООО «ВолгоУралНИПИгаз», кандидат геолого-минералогических наук, автор и соавтор около 200 публикаций. Cфера профессиональной деятельности: поиск, разведка и эксплуатация месторождений нефти и газа. Включен в информационно-библиографический справочник «Геофизики России» (Москва, 2001, 2005 г.).
http://www.kavkazoved.info/news/2014/08/21/shah-deniz-megaproekt-kaspijskogo-regiona.html

ttolk.ru: Как Англия, Франция и Турция планировали захватить Кавказ в 1940 году

08.10.2014
После заключения пакта Молотова-Риббентропа в августе 1939 года Англия, Франция и Турция всерьёз хотели воевать с СССР, воспринимая того как союзника Германии. Обезвредить СССР предлагалось бомбардировками нефтяных месторождений на Кавказе, а затем вводом туда до 500 тысяч войск. Кавказ планировалось отдать под управление Турции, Азербайджан – Англии, Казакия тоже была зависимой от Лондона.
Читать далее

Горная энциклопедия: Южно-Каспийская нефтегазоносная провинция


1125×688

Южно-Каспийская нефтегазоносная провинция расположена в пределах Aзерб. CCP, вост. части Груз. CCP и зап. части Tуркм. CCP. Пл. св. 200 тыс. км2. Bключает Kобыстано-Kуринскую, Aпшероно-Прибалханскую, Центрально-Южно-Kаспийскую (перспективную) нефтегазоносные области и Западно-Tуркменскую газонефтеносную обл.

Hаиболее значит. м-ния; Cамгори- Патардзеульское, Hафталанское, Mурад- ханлинское, Kюровдагское, Hефтечалинское, Биби-Эйбатское, Бинагадинское, Hефтяные Kамни, Kотуртепинское, Hебит-Дагское, Гограньдагское, Oкаремское и др. Первые нефтяные м-ния (Балаханы-Cабунчи-Pоманы, Челекенское) открыты и разрабатывались кустарно c cep. 19 в. Планомерные поисковые работы на нефть и газ стали проводиться c 20-x гг. 20 в. K 1989 выявлено 100 м-ний нефти и газа, в т.ч. 72 на терр. Aзербайджана и Грузии, 28 в Tуркмении.

Tектонически Ю.-K. н. п. приурочена к крупной области прогибания, включающей Южно-Kаспийскую впадину, Kуринский межгорн. прогиб, Aладаг-Mессарианскую ступень и зап. окончание Kопетдагского мегантиклинория. Oграничена c C. мегантиклинорием Б. Kавказа, глубинным Cреднекаспийским разломом и Большебалханским антиклинорием, c З. Дзирульским массивом, c Ю. складчатой системой Mалого Kавказа, c B. Kопетдагским мегантиклинорием. Глубина залегания фундамента в наиболее погруженных частях св. 20 км.

Oсн. нефтеносным комплексом Ю.-K. н. п., содержащим почти все разведанные запасы нефти и газа, является «продуктивная» толща плиоцена и её аналог — «красноцветная» толща в Зап. Tуркмении. «Продуктивная» толща представлена чередованием песчаных коллекторов и глинистых покрышек общей мощностью от 1,2 до 4 км, «красноцветная» толща — монотонным чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород мощностью 0,8-3 км. B зап. части провинции на погружении Mалого Kавказа (Kировабадский p-н) и в вост. Грузии «продуктивная» толща отсутствует, залежи углеводородов обнаружены в отложениях майкопской серии олигоцена — нижнего миоцена и в породах верхнего мела. Oсн. p-ны добычи нефти и газа приурочены к Aпшероно-Прибалхашской нефтегазоносной обл. Aзербайджана и к Зап. Tуркмении. Kоллекторы «продуктивной» толщи на м-ниях Aпшеронского п-ова представлены хорошо отсортированными кварцевыми песками c высокими значениями пористости и проницаемости. B разрезе выделяется до 40 нефтегазоносных объектов. Залежи пластовые сводовые, тектонически и литологически экранированные, реже литологически ограниченные. M-ния приурочены к брахиантиклиналям, интенсивно разорванным многочисл. нарушениями разл. амплитуды, осложнённым грязевым вулканизмом. Hефти нафтено-метанового состава c плотностью 850-910 кг/м3, содержанием S 0,4%, парафина до 18%. B составе газового конденсата преобладают лёгкие углеводороды, кол-во парафина, смол, асфальтенов незначительно. Плотность конденсата 729-813 кг/м3. Cвободные газы метановые c незначительным содержанием CO2, N2.

Hефть м-ний Aзербайджана перерабатывается на бакинских з-дах, a туркменская нефть — на Kрасноводском з-де. Газ Tуркмении транспортируется по газопроводу Oкарем — Hебит-Даг — Kрасноводск. Газ Aзербайджана доставляется газопроводом Баку — Kировабад — Taилиси — Oрджоникидзе на Cев. Kавказ, нефть поступает в магистральный нефтепровод Баку — Kировабад — Taилиси — Батуми. Центры добычи и разработки — Kрасноводск, Oкарем, Hебит-Даг, Баку.

Материалы по геологии и нефтегазоносности юга СССР. Госгеолтехиздат, Москва, 1963 г.
http://www.geokniga.org/books/6269

Торговля газом: Газпром и Роснефть

«Роснефть» предложила прекратить реэкспорт среднеазиатского газа

«Роснефть» не в первый раз пытается влиять на деятельность «Газпрома». Вместе с «Новатэком» она добилась отмены экспортной монополии на СПГ. Теперь у компании другая идея. «При наличии избыточных мощностей в России продолжается реэкспорт среднеазиатского газа, который оформляется как транзит и не облагается экспортной пошлиной Российские производители могли бы добыть и поставить на рынок тот же объем газа», — заявила «Коммерсанту» вице-президент «Роснефти» Влада Русакова. Она 29 лет проработала в «Газпроме». С апреля 2013 г. она курирует добычу газа в «Роснефти».

Прямые потери бюджета от невыплаты пошлин за среднеазиатский газ составляют около $3,5 млрд в год, писали эксперты энергетического центра бизнес-школы «Сколково». В 2013 г. монополия купила в Азии около 30 млрд куб. м по средней цене $275,8 за 1000 куб. м (см. график). В 2014 г. объемы будут такие же, считает аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров.

Независимые производители не смогут сразу заместить весь среднеазиатский газ, говорит портфельный управляющий ИК «Анкоринвест» Сергей Вахрамеев. В 2013 г. «Новатэк» добыл 62,2 млрд куб. м. На 2014-2015 гг. компания подписала контракты на поставку почти всего добываемого компанией газа и уверена в заключении контрактов в подобных объемах до 2020 г., говорил в апреле 2013 г. совладелец компании Леонид Михельсон. К 2020 г. «Новатэк» планирует добывать свыше 100 млрд куб. м. «Роснефть» в 2013 г. добыла 38 млрд куб. м. На 2014 г. были законтрактованы поставки газа в объеме 34 млрд куб. м, на 2015 г. — 37 млрд куб. м газа, следует из презентации президента «Роснефти» Игоря Сечина для встречи с инвесторами в Лондоне в 2013 г. План компании на 2020 г. — 100 млрд куб. м, из которых 80 млрд куб. м уже законтрактовано. Независимые производители не наращивают добычу газа, пока у них нет доступа к трубе, отмечает партнер Greenwich Capital Лев Сныков.

При отказе от среднеазиатского газа «Газпром» сам будет наращивать добычу, полагают Нестеров и Вахрамеев. В 2013 г. монополия сократила добычу на 0,4% до 480,45 млрд куб. м. Но может ее нарастить: добычные мощности «Газпрома» составляют около 600 млрд куб. м в год, говорится в годовом отчете монополии. В июне предправления «Газпрома» Алексей Миллер говорил, что «Газпром» собирается заменить среднеазиатский газ российским. Поручений заняться этим вопросом пока не было, сказал федеральный чиновник.

Представители «Роснефти», «Газпрома», «Новатэка», Минэнерго не ответили на запрос.

Глава газового направления «Роснефти» Влада Русакова о монетизации добытого
Год назад независимые производители газа, включая «Роснефть», подорвали экспортную монополию «Газпрома», получив разрешение на поставки за рубеж сжиженного природного газа (СПГ). Сейчас на фоне избытка предложения газа в России конкуренция в отрасли обостряется. О планах «Роснефти» по газодобыче в Восточной Сибири и на Сахалине, о создании собственной газопереработки и о том, чем отличается работа в «Роснефти» и «Газпроме», рассказала «Ъ» руководитель газового направления, вице-президент «Роснефти» ВЛАДА РУСАКОВА.

— В последнее время «Роснефть» начала уделять огромное внимание развитию газового бизнеса. Компания уже добилась разрешения экспортировать СПГ. Вы бы хотели получить возможность экспорта и трубопроводного газа?
— Мы работаем в рамках законодательства и ищем для своих проектов способы, как эффективно монетизировать газ. Мы можем продавать СПГ, у нас есть разрешение. Когда принималось решение о либерализации экспорта СПГ, понятно было, что без такого экспорта никакие запасы газа на шельфе монетизировать невозможно. Сейчас на газовом рынке появились сильные независимые игроки, возможности по добыче превышают фактические объемы потребления. При этом транспортный тариф для независимых производителей сейчас превышает аналогичные тарифы в Европе и США. Нужен переход на единую ставку на транспортировку, нужна большая транспарентность тарифообразования. Сейчас независимые производители, по сути, оплачивают транспортные расходы «Газпрома».

— Почему вы хотите получить доступ к газопроводу «Сила Сибири», который будет строить «Газпром»?
— «Сила Сибири» — это газопровод, который строится под контракт на экспорт трубопроводного газа в Китай. На востоке страны внутренний рынок развивается очень медленно из-за отсутствия инфраструктуры. А у «Роснефти» на юге Восточной Сибири и в Якутии чуть больше 1 трлн кубометров запасов газа.

— Насколько мы понимаем, руководители «Роснефти» и «Газпрома» в присутствии министра энергетики достигли договоренности о том, что транссахалинский газопровод, построенный для проекта «Сахалин-2», должен перейти напрямую в собственность государства, поскольку по соглашению о разделе продукции затраты участникам проекта уже возмещены. Каков итог диалога двух компаний?
— Обсуждался не вопрос собственности, а вопрос доступа к трубопроводу, и принципиальная договоренность с «Газпромом» достигнута. А какой это будет механизм — строительство дополнительных компрессорных станций либо расширение трубы с помощью лупингов, это вопрос технического обоснования. Механизм будет определен позже, а принципиально, насколько я понимаю, возражений со стороны «Газпрома» нет. Во всяком случае, мы благодарим Алексея Борисовича Миллера за объективность.

— Не возникнет противоречия с проектом «Газпрома» по расширению его СПГ-завода?
— Технологически возможны оба проекта. Сечение существующей трубы предполагает определенные технические возможности, сейчас она построена так, чтобы можно было ее расширять за счет компрессорных станций. Можно дополнительно сделать лупинги, тогда мощность еще возрастет и будет достаточной и для нашего газа, и для газа «Газпрома» при строительстве третьей очереди его завода.

— А какие схемы сотрудничества с «Газпромом» по Сахалину обсуждались?
— «Роснефть» направила письмо с предложениями по сотрудничеству в «Газпром». Идея в том, чтобы совместно проработать эти проекты, посмотреть, как эффективнее для всех было бы сделать, но ответа пока еще не получили. «Роснефть» в любом случае сделает свой СПГ-проект на Сахалине. Даже если не получится договориться с «Газпромом» по транссахалинскому газопроводу, завод можно расположить в другом месте, что позволит реализовать проект.

— Концепцию СПГ-завода не будете пересматривать? Была объявлена мощность 5 млн тонн.
— Нет, не будем пересматривать. Уже выбраны основные технические решения, подготовлена и направлена на Сахалин декларация о намерениях, много что сделано. Планируется к середине 2015 года закончить FEED, по его результатам будем принимать инвестрешение. В таком случае завод может быть построен к концу 2018 года, чтобы запустить его в 2019 году.

— Расширение завода планируется?
— Да, у «Роснефти» есть на Сахалине участки под геологоразведку, и мы видим, что можем его расширить. Но это уже дальняя перспектива.

— А вопрос санкций и возможных ограничений, в том числе со стороны вашего партнера ExxonMobil, может ли это повлиять на строительство завода?
— Я не могу отвечать за Exxon, пока мы идем по графику.

— Есть ли понимание, как будет устроено финансирование завода, как вы будете привлекать проектное финансирование с учетом санкций?
— Мы смотрим бизнес-схему и находимся в обсуждениях с Exxon, как нам лучше сделать и саму бизнес-схему и как лучше отработать вопросы финансирования. Потому что там есть газ «Сахалина-1», а есть часть газа самой «Роснефти».

— Как, по вашему мнению, нужно развивать регулирование внутреннего рынка с точки зрения ценообразования, тарифов, спроса, доступа к газотранспортной системе?
— Когда в 2003 году утверждалась энергетическая стратегия РФ, планировалось, что независимые производители газа к 2020 году будут занимать 20% рынка, а сейчас у них на этом рынке уже 27%. Это совершенно новая ситуация, и, для того чтобы развитие шло и дальше, для работы на таком конкурентном рынке должны быть изменены условия. Нужно обеспечить предсказуемое развитие отрасли, чтобы не было таких ситуаций, как в 2007 году, когда не хватало газа, или, как сейчас, когда, наоборот, на рынке значительный избыток. Должен быть прозрачный регулируемый тариф, гибкий и свободный доступ к ГТС, что позволит обеспечить работу газовой биржи. Торги на бирже дадут нам какое-то представление о реальной цене газа. Вы знаете, что, когда первые торги на бирже были в 2007 году, биржевая цена оказалась на 57% выше, чем регулируемая цена. Конечно, сейчас такой ситуации не будет, потому что рынок другой, но в любом случае это будет уже рыночный показатель цены. При этом нужна независимая биржевая площадка, на которой будут торговаться реальные объемы газа.

Преференций не должно быть, у всех должны быть одинаковые условия для работы на рынке. И важно, чтобы потребители от всех производителей газа имели возможность получать гибкость поставок, поэтому должно быть государственное регулирование тарифов на хранение газа в подземных хранилищах. Кроме того, при таком избытке газа на рынке нужно все-таки этот пузырь убирать. При наличии избыточных мощностей в России продолжается реэкспорт среднеазиатского газа, который оформляется как транзит и не облагается экспортной пошлиной. Совершенно спокойно, учитывая, что у туркменского и в целом среднеазиатского газа уже есть возможности выхода в Китай, можно уже сейчас этот газ заместить. Российские производители могли бы добыть и поставить на рынок тот же объем газа, уплатив налоги и создав рабочие места. Концепция внутреннего рынка газа должна быть включена в новую генсхему развития газовой отрасли, и в решениях президентской комиссии по ТЭКу это записано.

— На ваш взгляд, нужно отменить законодательное ограничение, по которому объектами единой системы газоснабжения может владеть только «Газпром»? «Роснефть» хотела бы владеть магистральными газопроводами?
— Зачем это отменять? Нужно только раздельный учет вести, потому что непрозрачность образования тарифов на прокачку газа ведет к тому, что они все время растут. Мы посмотрели: за последние пять лет тарифы на прокачку выросли больше, чем инфляция, чуть ли не в 1,8 раза.

— То есть вы за раздельный учет в рамках «Газпрома»?
— Да. Это устроило бы независимых производителей.

— Какой должна быть дальнейшая динамика тарифов на газ, о которой сейчас идет большая дискуссия?
— Да, дискуссия большая. Есть несколько приоритетов, которые, как мне кажется, сейчас рассматриваются правительством. Есть возможность задать сейчас темп роста тарифов, который позволит выйти на энергоэффективность.

— О каких цифрах идет речь?
— У нас есть естественные ограничения — это отсутствие экспорта. Пока в рамках нашей программы до 2020 года для нас был бы приемлемым рост тарифа по принципу инфляция плюс 2%.

— То есть, если исходить из прогнозов Минэкономики, вы хотели бы роста тарифа на 7-8% в год?
— Да, 7-8%, но многое зависит от инфляции затрат.

— Есть данные «Газпрома» о том, что более 95% газовых поставок «Роснефти» приходится на очень прибыльных, высокомаржинальных потребителей, тогда как у «Газпрома» таких меньше 30%.
— Почти 11% нашей выручки от продаж газа приходится на ЖКХ и население — это социальная нагрузка. Я думаю, что аналогичный показатель у «Газпрома» меньше (8,2% по отчетности по МСФО за 2013 год.— «Ъ»). У нас тоже есть и неплатежи потребителей, и проекты, где нужно повышать эффективность.

— Вы сохраняете план по добыче 100 млрд кубометров газа к 2020 году? Не считаете, что это много сейчас?
— Вы имеете в виду для рынка? Я вас прекрасно понимаю, на конкурентном рынке тяжело работать, когда избыток газа. Мы работаем пока под те контракты, которые у нас есть. У нас есть до 2040 года контракты, есть до 2028 года, поэтому мы намерены добывать столько, сколько необходимо для закрытия своих контрактных обязательств.

— Каков сейчас законтрактованный годовой объем?
— Сейчас больше 80 млрд кубометров, и мы рассчитываем на новые контракты.

— По добыче вы предполагаете только органический рост или возможны новые приобретения?
— Нет, в основном органический. У нас есть «Роспан», «Сибнефтегаз», Харампурское месторождение, Кынско-Часельская группа, «Варьеганнефтегаз» плюс попутный нефтяной газ (ПНГ).

— Какой сейчас уровень утилизации ПНГ у «Роснефти»?
— В этом году в целом будет около 80%, на некоторых предприятиях уже больше 95%. А к 2017 году мы выйдем на 95% по компании. У нас есть газовая программа по использованию ПНГ, утвержденная советом директоров, которая и реализуется.

— Как вы оцениваете сделку по продаже СИБУРу доли «Роснефти» в «Юграгазпереработке»? В чем заключалась проблема в совместной работе с СИБУРом в параметрах, в которых раньше работала ТНК-ВР?

— Это очень хорошая сделка. Наша задача была эффективно продать актив, минимизировать затраты на создание инфраструктуры и переработку. Эта задача выполнена. Надеемся, что и СИБУР доволен, что консолидировал 100% предприятия.

— Передоговориться по цене на ПНГ в рамках СП с СИБУРом не получалось?
— Да. Потом мне кажется, что в направлении переработки мы больше двигаемся к тому, чтобы самостоятельно заниматься этими вопросами. Мы хотим все-таки к 2018 году полностью вывести газовый бизнес компании на самоокупаемость. Мы стремимся к тому, чтобы повысить стоимость компании за счет газа. Сейчас пока, как вы знаете, у нас много разных газовых активов, и они недооценены.

— А в каких регионах могут появиться газоперерабатывающие проекты?
— На «Роспане», сейчас планируем на Приразломном, Приобском и Майском месторождениях.

— Там будет только отбензинивание газа или более глубокая переработка?
— Мы смотрим отбензинивание на Приобском, а на Приразломном и Майском — глубокую переработку. Есть и несколько перспективных проектов, специалисты компании сейчас работают над стратегией газоперерабатывающего направления.

— Вы планируете покупать какие-нибудь газораспределительные сети?
— Пока нет, «низкие» сети — это не наше приоритетное направление.

— Почему «Роснефть» решила войти в проект «Печора-СПГ»? Он довольно долго был на рынке, и к нему не было особенного интереса…
— Эта сделка еще не закрыта, есть только рамочное соглашение. В принципе хороший проект, интересный, мы пытаемся развиваться в этом направлении.

— А этот проект потенциально может быть сопряжен с вашими шельфовыми проектами с Exxon? Возможно, это будет площадка для переработки газа?
— В перспективе, конечно.

— Вы собираетесь полностью выкупить проект?
— Пока, как вы читали, у нас есть право на 50%. Окончательная конфигурация проекта и срок запуска завода будут определены сторонами после проведения предпроектных работ, по их результатам может рассматриваться и привлечение стратегического инвестора.

— Что вы думаете про перспективы России на европейском газовом рынке с учетом того, что в ЕС говорят о необходимости сокращать зависимость от российского газа?
— Европа ничем не сможет заменить российский газ. То есть напрямую такая замена невозможна. Для того чтобы им убрать наш трубопроводный газ вообще, нужно полностью перестраивать всю систему газопроводов. Глобально их газотранспортная система формировалась под три направления экспортных поставок, и перестроить ее очень сложно — это сумасшедшие инвестиции. У кого будет интерес строить все эти перемычки и интерконнекторы, чтобы получить ту же цену на газ? Никто реально не готов вложить в это деньги. Конечно, европейцы будут пытаться что-то делать, но так эту задачку не решишь.

— Вот если бы «Роснефть» экспортировала газ, она не подпадала бы под Третий энергопакет ЕС…
— Главное — обеспечить увеличение экспорта российского газа в Европу по рыночной цене и не допустить замещения российского газа другими источниками. А название конкретного поставщика не должно иметь значения для бюджета. Если это может обеспечить «Газпром», пожелаем ему успехов. Пока это поручено «Газпрому», он должен показать эффективность, которую надо контролировать.

— Как вы думаете, может ли Иран заменить Россию в поставках газа в Европу?
— Ресурсная база позволяет, но нужны дополнительные большие инвестиции в инфраструктуру. Кроме всего прочего Ирану самому требуется газ на севере, потому что там всегда не было газа, они в Туркмении покупали. Как вы видите, их газ даже в Турцию все время идет с большими проблемами. В любом случае, это решение не на ближайшее время.

— До конца 2012 года вы работали в «Газпроме», а уже в 2013 году перешли в «Роснефть». Как вы получили предложение о работе в «Роснефти»?
— Мы давно знакомы с Игорем Ивановичем (президентом «Роснефти» Игорем Сечиным.— «Ъ»). После завершения моей работы в «Газпроме» он меня пригласил. Мы обсуждали разные варианты монетизации газа — даже альянс с «Газпромом», но интересы ведущих игроков настолько разные, что было принято решение самостоятельно развивать газовое направление. Я увидела перспективу и согласилась — и не жалею.

— Ваши бывшие коллеги обижались?
— А почему они должны были обижаться? Я же уже ушла из «Газпрома», то есть у меня уже не было там обязательств.

— Почему вы все-таки согласились прийти в «Роснефть»?
— Потому что мне это очень интересно было. Это новая задача. У меня здесь шире круг ответственности. В «Газпроме» я занималась перспективой, балансами, планированием развития ЕСГ, проектированием, наукой, техническим регулированием. Я с предприятиями работала только в части проектирования и внедрения. А в «Роснефти» у меня еще и ответственность за предприятия, которые добывают газ, за их экономику. И мне всегда хотелось, чтобы экономическая составляющая была определяющей, и здесь удается это сделать. В «Газпроме» несколько по-другому. Там тоже занимаются экономикой, но здесь управление идет через проекты, а там управляют программами.

— В чем разница?
— Здесь совершенно другие подходы. Идет управление конкретными проектами. Для того чтобы проект вывести на реализацию, надо пройти очень много ступеней анализа и оценки, причем он обсуждается на уровне практически всей «Роснефти».

— Говорят, что все равно в «Роснефти» только одна ступень принятия решений и это президент компании…
— Нет, неправда. До тех пор пока этот проект доходит до президента, он обсуждается на научно-техническом совете с участием всех специалистов. Например, за последние полтора года мы провели пять или шесть проектов, несколько раз обсуждали каждый из них на научно-техническом совете (НТС), приходилось перерабатывать инвестмеморандум. А этот меморандум включает в себя все от самого начала — от геологии до в принципе ликвидации проекта. С первого раза мы, может быть, только один проект провели через НТС. И только потом проект попадает на инвесткомитет, а затем в зависимости от его суммы может перейти на правление и совет директоров.

Русакова Влада Вилориковна
Родилась 13 декабря 1953 года в Москве. Окончила Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И. М. Губкина по специальности «проектирование и эксплуатация газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз». С 1978 года работает в газовой отрасли. В 1995-1997 годах — начальник службы развития зарубежных проектов управления перспективного развития «Газпрома». В 1997-1998 годах — заместитель начальника, в 1998-2003 годах — начальник управления прогнозирования перспективного развития департамента перспективного развития, в 2003 году возглавила департамент перспективного развития. В 2003-2012 годах — член правления «Газпрома». В декабре 2012 года ушла из «Газпрома», с апреля 2013 года — вице-президент «Роснефти», где курирует газовый блок.
Газовый бизнес «Роснефти»
Company profile

«Роснефть» является третьим по объему добычи производителем газа в России. Добыча газа в 2013 году — 38,2 млрд кубометров, выручка от реализации — 103 млрд руб., запасы на конец 2013 года по ABC1+C2 — 6,5 трлн кубометров. Кроме того, «Роснефть» владеет 44 лицензиями на освоение шельфа, ресурсы газа компании на шельфе — 24 трлн кубометров. К 2020 году компания планирует добывать 100 млрд кубометров газа в год. Основные добывающие активы — «Роспан», Харампурское и Береговое месторождения, Кынско-Часельская группа месторождений. На базе проекта «Сахалин-1» вместе с ExxonMobil «Роснефть» планирует строительство завода по сжижению газа мощностью 5 млн тонн, также компания в мае 2014 года договорилась о покупке 51% в проекте «Печора СПГ».
http://www.kommersant.ru/doc/2547577

— — — —
06 Июнь 2013 Роснефть, день инвестора-2013. 4. Газ http://iv-g.livejournal.com/891707.html

iv_g: записи об Азербайджане

2014
16 Февраль 2014 Производство в СССР в 1931-1952 гг., добыча нефти http://iv-g.livejournal.com/1001229.html

2013 29 Декабрь 2013 Столетие промышленной переписи России 1913 года. Промышленники http://iv-g.livejournal.com/983251.html

28 Декабрь 2013 Столетие промышленной переписи России 1913 года. Добывающая промышленность http://iv-g.livejournal.com/982573.html

19 Декабрь 2013 oilru.com: Газовая правда Азербайджана оказалась “горькая” http://iv-g.livejournal.com/980008.html
22 Октябрь 2013 Благотворительность ГНКАР http://iv-g.livejournal.com/955843.html
06 Октябрь 2013 Азербайджан: обзор страны http://iv-g.livejournal.com/948920.html

05 Октябрь 2013 eia.gov: Каспийский регион http://iv-g.livejournal.com/948240.html

28 Май 2013 Отчет нефтефонда Азербайджана за 2012 год http://iv-g.livejournal.com/887109.html
28 Февраль 2013 obsrvr: о газификации России http://iv-g.livejournal.com/844536.html
22 Февраль 2013 Азербайджан и нефть: Публикации на сайте edf.az http://iv-g.livejournal.com/840738.html
10 Февраль 2013 humus: Фото Баку конца XIX -начала XX века. Часть 3 http://iv-g.livejournal.com/833841.html
09 Февраль 2013 Азербайджан: Итоги 2012 года http://iv-g.livejournal.com/833506.html
09 Февраль 2013 А.Собко: Дождётся ли Европа «альтернативного газа» и когда http://iv-g.livejournal.com/833028.html
08 Февраль 2013 humus: Фото Баку конца XIX -начала XX века. Часть 2 http://iv-g.livejournal.com/832431.html
05 Февраль 2013 humus: Фото Баку конца XIX -начала XX века. Часть 1 http://iv-g.livejournal.com/830675.html
27 Январь 2013 foreign.senate.gov/publications: Energy and Security from the Caspian to Europe http://iv-g.livejournal.com/824766.html

2012
17 Декабрь 2012 Азербайджан: Муртуза Мухтаров http://iv-g.livejournal.com/801008.html
09 Декабрь 2012 Азербайджан: Алиев и добыча нефти BP http://iv-g.livejournal.com/796862.html
04 Декабрь 2012 Азербайджан: Прозрачность нефтедоходов http://iv-g.livejournal.com/794174.html
03 Декабрь 2012 radioazadlyg.org: нефтяные теги http://iv-g.livejournal.com/793632.html
02 Декабрь 2012 spectat: добыча нефти и газа в Азербайджане http://iv-g.livejournal.com/793311.html
28 Ноябрь 2012 Баку хочет экспортировать газ в Европу на тех же принципах, что и Россия http://iv-g.livejournal.com/790947.html
08 Октябрь 2012 Рейтер: Уменьшение добычи нефти в Азербайджане http://iv-g.livejournal.com/758334.html
07 Октябрь 2012 trubagaz: Офшорное бурение в Европе, карта от Natural Gas Daily http://iv-g.livejournal.com/758181.html
02 Июль 2012 Варианты раздела Каспийского моря http://iv-g.livejournal.com/702943.html
02 Май 2012 Программа INOGATE http://iv-g.livejournal.com/662145.html
26 Апрель 2012 Total: 2011 Results and outlook http://iv-g.livejournal.com/657717.html
07 Март 2012 Экономика стран б.СССР http://iv-g.livejournal.com/614487.html
6 Февраль 2012 О Набукко http://iv-g.livejournal.com/603428.html

2011
02 Декабрь 2011 Газпром и Европа: текущие новости http://iv-g.livejournal.com/580973.html
03 Ноябрь 2011 Трубопроводное противоборство: очередной этап http://iv-g.livejournal.com/570455.html
02 Ноябрь 2011 Азербайджан и Турция подписали соглашения по поставкам и транзиту природного газа http://iv-g.livejournal.com/568861.html

23 Октябрь 2011 Азербайджан: нефть и газ http://iv-g.livejournal.com/564653.html
Прогнозные данные по добыче нефти

05 Октябрь 2011 Usgs Assessment:Undiscovered Oil and Gas Resources Каспия и Прикаспия, 2010 http://iv-g.livejournal.com/552622.html
17 Июнь 2011 MEA-1999: б.СССР, Турция http://iv-g.livejournal.com/510318.html
08 Июнь 2011 Каспийская нефть: планы и реальность http://iv-g.livejournal.com/506947.html
23 Март 2011 Апшеронский полуостров, фото http://iv-g.livejournal.com/481921.html

31 Январь 2011 blackbourn: Каспий и Прикаспий http://iv-g.livejournal.com/449029.html

26 Январь 2011 blackbourn: Северный Кавказ http://iv-g.livejournal.com/445648.html

2010
16 Декабрь 2010 Депеши с WikiLeaks: Азербайджан обвинил BP в хищении нефти на 10 млрд долларов
http://iv-g.livejournal.com/400292.html

25 Сентябрь 2010 BP Statistical Review of World Energy (June 2010), добыча нефти, Европа и Евразия
http://iv-g.livejournal.com/311677.html
25 Сентябрь 2010 Азербайджанская нефть: поиски равнодействующей (2001) — 4 http://iv-g.livejournal.com/311551.html
25 Сентябрь 2010 Азербайджанская нефть: поиски равнодействующей (2001) — 3 http://iv-g.livejournal.com/311172.html
25 Сентябрь 2010 Азербайджанская нефть: поиски равнодействующей (2001) — 2 http://iv-g.livejournal.com/310823.html
25 Сентябрь 2010 Азербайджанская нефть: поиски равнодействующей (2001) — 1 http://iv-g.livejournal.com/310534.html
25 Сентябрь 2010 Баку: борьба за нефть, 1918 http://iv-g.livejournal.com/310035.html
06 Сентябрь 2010 «Газпром» вновь удвоил закупки газа в Азербайджане http://iv-g.livejournal.com/279862.html
17 Август 2010 Газовые месторождения и трубопроводы
http://iv-g.livejournal.com/236846.html
08 Июль 2010 Зачем глава bp приезжал в Баку? http://iv-g.livejournal.com/194360.html
07 Май 2010 Россия: дореволюционные открытки — нефть, Баку http://iv-g.livejournal.com/151378.html
28 Апрель 2010 Диаграмма: Азербайджан, добыча нефти 1870-2024 http://iv-g.livejournal.com/140584.html
28 Апрель 2010 Каспийский регион: нефтегазовая инфраструктура, карта lib.utexas.edu http://iv-g.livejournal.com/140398.html
22 Январь 2010 EIA прогнозирует сокращение нефтедобычи в Азербайджане http://iv-g.livejournal.com/59067.html
13 Январь 2010 Азербайджан к осени 2010г. планирует в 2,5 раза увеличить экспорт газа в Иран http://iv-g.livejournal.com/46455.html

08 Январь 2010 Трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан http://iv-g.livejournal.com/39669.html

08 Январь 2010 Новости Азербайджана: нефть и газ http://iv-g.livejournal.com/39371.html
08 Январь 2010 Возможное будущее Азербайджана на примере Саудовской Аравии http://iv-g.livejournal.com/38951.html

2009
29 Июнь 2009 Газпром начнет закупать азербайджанский газ с января 2010г. http://iv-g.livejournal.com/33795.html
03 Апрель 2009 Каспий и Прикаспий: geolib, Авербух, 1995, нефтегазогеологическое районировние http://iv-g.livejournal.com/301165.html

Производство в СССР в 1931-1952 гг., добыча нефти

Источник: Записка начальника ЦСУ СССР Старовского Кагановичу Л.М. от 5 января 1954 года.
http://burckina-faso.livejournal.com/563146.html
Таблицы в натуральных показателях в тексте

Производство основных видов промышленной продукции в СССР и США в период с 1931 по 1952 год

http://burckina-faso.livejournal.com/564889.html

— — — — —
В начале 1930-х годов нефтяная промышленность оказалась заложницей необоснованных планов

В первом номере журнала «Нефтяное хозяйство» за 1931 г. была напечатана обширная передовая статья председателя правления «Союзнефти» Георгия Ломова с лаконичным названием «Нефтяная промышленность перед расширенными заданиями». Из неё следовало, что Центральный Комитет ВКП(б) проставил перед отраслью невыполнимую задачу — всего за несколько лет совершить «большой рывок» и в завершающий год пятилетки выйти на рубеж годовой добычи нефти в 46 млн т.

Первый Пятилетний план был принят XVI конференцией ВКП(б) в апреле 1929 г. и окончательно утверждён V Всесоюзным съездом Советов в мае того же года. В нём планировалось в 1932 г. выйти на рубеж годовой нефтедобычи в объёме 21,7 млн т[1]. Однако уже через три месяца, в августе 1929 г., постановление Совета народных комиссаров СССР обязало отрасль «довести к концу первой пятилетки добычу нефти до 26 млн т»

Хотя в 1929 г. было добыто 13,7 млн т сырья (против 11,6 млн т в 1928 г)[3], экономика и население продолжали ощущать постоянный недостаток нефтепродуктов.

На XVI съезде ВКП(б) (26 июня — 13 июля 1930 г.) были отмечены «тревожные факты недовыполнения качественных показателей хозяйственного плана»[6]. В то же время под лозунгом: «Пятилетку в четыре года!» — по инициативе И. В. Сталина было принято решение о пересмотре первоначально утверждённых планов по всем отраслям в сторону существенного увеличения. Это в значительной степени коснулось и нефтяной промышленности.

Что касается годовых объёмов, то их планировалось довести с 11,6 млн т в 1928 г. до 40 млн т в 1932 г.

Но и этот фантастический показатель годовой нефтедобычи — 40 млн т — оказался для советского партийно-политического руководства неокончательным. Через три месяца, 15 ноября 1930 г., ЦК ВКП(б) принимает Постановление «О положении в нефтяной промышленности», где «предлагает ВСНХ довести добычу нефти в 1933 г. до 45-46 млн т с тем, чтобы не менее 40-41 млн т было получено со старых и новых площадей Закавказья и Северного Кавказа»[11]. В целом следует отметить, что подобные, ничем не обоснованные изменения планов первой пятилетки осуществлялись в отрыве от реальных возможностей отрасли и в силу наличия множества объективных причин эти планы не могли быть реализованы даже наполовину.

основные производственные показатели 1930 г., которые, несмотря на бравурное начало, свидетельствовали о непростом положении дел: «Добыча нефти в целом за год составила 17,2 млн т, что равно 99,8% программы и больше предыдущего года на 26,6%»

В итоге за весь 1931 г. в СССР было добыто лишь 22 млн 392 тыс. т нефти

— — — —

http://iv-g.livejournal.com/564653.html


http://iv-g.livejournal.com/310534.html

В 1921 году нефтедобыча в Баку достигла своего наинизшего уровня в 2,4 млн. тонн.
В 1940 году нефтедобыча в Азербайджане достигла 22,2 миллиона тонн, что составляло 71,5 % всей нефтедобычи в СССР.
Нефтяники Баку в 1941 году достигли рекордного уровня нефтедобычи — 23,482 миллиона тонн.
Уровень нефтедобычи падал, достигнув в 1945 году 11,5 млн. тонн. Только начиная с 1947 года нефтедобыча вновь стала расти.

В 1964-1968 годах уровень нефтедобычи поднялся на стабильный уровень и составил около 21 миллиона тонн в год. С 1969 по 1985 год количество добываемой нефти стало снижаться из года в год, в результате чего, в течение пяти лет, нефтедобыча оставалась на отметке 13 миллионов тонн в год. Причинами падения уровня нефтедобычи в 60-х годах XX века были истощение нефтяных месторождений на суше и высокая себестоимость нефти, добываемой на море, а также обнаружение крупных залежей нефти в Западной Сибири, Казахстане и других регионах Советского Союза. Все эти факторы привели к уменьшению доли Азербайджана в общей нефтедобыче СССР (в 1950 — 39,1 %, к 1960 — 12 %, в 1970-1980 годах соответственно с 5,7 до 2,4 %). В результате этого Москва перестала уделять должное внимание нефтяной промышленности Азербайджана.
http://www.window2baku.com/oil3.htm
— — — —

Азербайджан долго вышел на пик 1941 г. только в 20 веке.
В 1946 была открыта бавлинская нефть, в 1948г. забила нефть Ромашкинского месторождения.
Рост добычи в СССР обеспечила новая нефтегазоносная провинция

Добыча нефти в СССР, млн.т. Источник: Записка начальника ЦСУ СССР Старовского Кагановичу Л.М. от 5 января 1954 года.

Среднее ежегодное увеличение в 1931-1941 гг. составило 4.7%
Среднее ежегодное увеличение в 1931-1940 гг. составило 4.3%
Увеличение добычи в 1931-1941 гг. составило 1.47 раза
Увеличение добычи в 1931-1940 гг. составило 1.39 раза

Указанный рост в современной России ни при каких обстоятельствах не повторить из-за:
i/ низкой стартовой базы 1930-х гг.
ii/ отсутствия сегодня неразведанных НГБ на суше

Столетие промышленной переписи России 1913 года. Промышленники

— — — —
Россия: дореволюционные открытки — нефть, Баку
http://iv-g.livejournal.com/151378.html
Фото из истории нефтяной промышленности в России
http://iv-g.livejournal.com/151892.html
Из истории нефтяной промышленности
http://iv-g.livejournal.com/281116.html
varandej: Борислав, нефть, фото, история
http://iv-g.livejournal.com/313258.html

Huntington Beach, Калифорния. Нефть
http://iv-g.livejournal.com/389487.html
Фото nationalgeographic.com: добыча нефти в США
http://iv-g.livejournal.com/829714.html

Апшеронский полуостров, фото
http://iv-g.livejournal.com/481921.html
Нефть и люди, фото
http://iv-g.livejournal.com/555865.html
victorprofessor: ЯНАО и Оренбургская область с вертолёта
http://iv-g.livejournal.com/771206.html

humus: Фото Баку конца XIX -начала XX века. Часть 1-3
http://iv-g.livejournal.com/830675.html
http://iv-g.livejournal.com/832431.html
http://iv-g.livejournal.com/833841.html

Столетие промышленной переписи России 1913 года. Добывающая промышленность

Коллега vas_s_al отсканировал и выложил книгу «Столетие промышленной переписи России 1913 года» (не забудьте скачать)
http://nilsky-nikolay.livejournal.com/715031.html

— — — —
Для экспорта в растр
http://www.stduviewer.ru/index.html
http://www.stduviewer.ru/download.html

oilru.com: Газовая правда Азербайджана оказалась “горькая”

12.12.13, Москва, 11:43 Заместитель министра финансов Азербайджана Азер Байрамов, отвечая на вопросы журналистов во время прошедшего в Баку Форума национальных страховщиков выступил с сенсационным заявлением: “Через 4 года мы не получим ни копейки прибыли от продажи газа с Шах-дениз”.
По его словам, Азербайджан должен распрощаться с перспективами больших газовых прибылей, и в ближайшие 4 года Азербайджану ничего не светит в рамках проекта “Шах-дениз”.

А.Байрамов сказал, что это связано с крупномасштабными инвестициями, которые требуются от участников Консорциума в период начала “Стадии-2” разработки месторождения “Шах-дениз”.
Для начала работы по добыче газа участники консорциума должны вложить около 40 миллиардов долларов (включая расходы на инфраструктуру – Caspian Barrel). В связи с этим, по словам А.Байрамова в следующем году будет пересмотрена часть контракта, связанная с распределением прибыли.

Если в 2013 году была получена прибыль от “Шах-дениза” (по итогам 9 месяцев 2013 года $289,8 млн., а с 2007 до 1 октября 2013 года прибыль Азербайджана составила всего $1,497 млн. – расчеты Центра нефтяных исследований Caspian Barrel, для сравнения: Азербайджан только в первым году добычи “большой нефти” на АЧГ в 2006 году при распределении прибыли 30% государству, 70% — компаниям, получила чистую прибыль более $1,2 млрд.) , то в следующем году никакой прибыли не будет. Таким образом, Азербайджан не получит экономических преференций от газового контракта вплоть до 2017-2018 гг.”, — заявил А.Байрамов.

И это еще не все

Как гром среди ясного неба прозвучало еще одно заявление. Замминистра финансов еще больше поразил своим новым откровением о том, что даже после начала эксплуатации газовых месторождений Азербайджан не сможет получить большой прибыли. Даже при достижении пика добычи газа прибыль Азербайджана не составит и части прибыли, полученной от большой нефти.
Напомним, что 19 сентября текущего года президент SOCAR Ровнаг Абдуллаев заявил, что по его подсчетам общие доходы в рамках “Шахдениз-2”, в частности государства, SOCAR и иностранных компаний составит свыше $200 млрд. Выражая свое отношение к громкому заявлению Р.Абдуллаева, замминистра финансов назвал этот прогноз чрезмерно оптимистичным.
Остается добавить, что за последние 2 года прибыль Азербайджана от экспорта нефти стала заметно сокращаться (пик нефтедоходов было в 2011 году, с тех пор они снизились более, чем на 20% — Caspian Barrel). Именно с целью формирования бюджета правительство вынуждено перманентно повышать цены на энергоносители, передает http://caspianbarrel.org со ссылкой на портал haqqin.az.

http://www.oilru.com/news/390190/

— — — —
Благотворительность ГНКАР — помпезные планы зачастую оборачиваются непомпезными делами
Азербайджан: обзор страны

eia.gov: Каспийский регион
Азербайджан и нефть: Публикации на сайте edf.az
Азербайджан: Алиев и добыча нефти BP

Благотворительность ГНКАР

Азербайджан
решено, что на территории страны газоснабжение всех мечетей и религиозных храмов, принадлежащих другим конфессиям, будет бесплатным.
http://spectat.livejournal.com/368908.html

ГНКАР обязалась в течение года снабжать религиозные учреждения Грузии газом бесплатно
и детские сады тоже
http://spectat.livejournal.com/369844.html

— — — —


http://iv-g.livejournal.com/948920.html

— — — —
в 2001-м (а если точнее, то на непубличном уровне гораздо раньше) покойный Гейдар Алиев, земля ему пухом, огласил разработанную и запущенную на не публичном уровне программу «проведения многопрофильных работ» с влиятельными представителями общественно-политических, культурных кругов России, организации PR-акций в российских СМИ, нейтрализации опасной для Азербайджана информации, назвав ее «важнейшей задачей XXI века».
http://putnik1.livejournal.com/2450740.html

Согласно данным ФМС в России находятся:
Всего в России:
Азербайджанцев — 620 000 человек, из них 414 000 мужчин и 206 000 женщин (Ж/М — 50%)
Т.е. в России по состоянию на октябрь 2012 года находится:
— 6,5% населения Азербайджана
В 1989 — 2010 гг. численность граждан России следующих национальностей изменилась следующим образом:
Азербайджанцы: было 336 000 стало 603 000 (+267 000)
возрастная структура населения Азербайджана
данные переписей населения РСФСР и РФ 1989 и 2010 гг.
http://www.fms.gov.ru/about/statistics/foreign/
http://rusanalit.livejournal.com/1725706.html

Азербайджан: обзор страны

Нефть
Azerbaijan’s proven crude oil reserves were estimated at 7 billion barrels in January 2013, according to the Oil and Gas Journal (OGJ). In 2012, Azerbaijan produced approximately 930,000 barrels per day (bbl/d) of total oil and consumed about 85,000 bbl/d. The country was among the 20 largest exporters of oil in the world in 2012.

Azerbaijan is one of the world’s oldest producing countries and has played a significant role in the development of today’s oil industry. The world’s first paraffin factory was opened there in 1823 and the first oil field was drilled in 1846. Azerbaijan was the site of the first offshore oil field, the Neft Dashlary, in the shallow water of the Caspian Sea, which still produces oil today.

The country’s largest hydrocarbon basins are located offshore in the Caspian Sea, particularly the Azeri Chirag Guneshli (ACG) field, which accounted for more than 80 percent of Azerbaijan’s total oil output in 2012. Similar to its share of total production, ACG also holds the vast majority of Azerbaijan’s total reserves, with approximately 5 billion barrels located in this field.

Oil production in Azerbaijan increased from 315,000 bbl/d in 2002 to 1.0 million bbl/d in 2010. However, production declined since then, falling to 932,000 bbl/d in 2012. Monthly data through July 2013 show that this year’s production thus far has continued its decrease, falling to an average of 910,000 bbl/d for the first seven months of the year. EIA forecasts Azerbaijan’s production will decline to about 850,000 bbl/d in 2014.

Azerbaijan’s main producing field, the ACG field, covers 167 square miles and is located 62 miles east of Baku in the Caspian Sea. Peak production was expected to reach 1 million bbl/d, but production at this field so far failed to reach this target. Production problems have affected ACG output in the past couple years, with unexpected production declines occurring because of technical problems. A new development, the Chirag Oil Project (COP), plans to increase oil production and recovery from the ACG field through a new offshore facility. COP is expected to be commissioned in late 2013, according to BP, with peak production capacity reaching 360,000 bbl/d.

In addition to the ACG output, a small but stable volume of approximately 40,000 bbl/d of condensate is produced at the BP-operated Shah Deniz field, with further volumes produced by SOCAR, mainly from the shallow-water Guneshli field.

Природный газ
According to the OGJ, Azerbaijan’s proven natural gas reserves were roughly 35 trillion cubic feet (Tcf) as of January 2013. The vast majority of these reserves are associated with the Shah Deniz field. Recent discoveries of the Absheron and Umid formations, a further 15 Tcf of resources are estimated in place, according to Deutsche Bank.

http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=AJ

— — — —
spectat: добыча нефти и газа в Азербайджане, нефть — 1985-2011

Добыча нефти и газа по 2010

Usgs Assessment:Undiscovered Oil and Gas Resources Каспия и Прикаспия, 2010


http://img-fotki.yandex.ru/get/5506/invngn.42/0_5e281_460cd72e_orig

blackbourn: Каспий и Прикаспий

Каспийская нефть: планы и реальность

Диаграмма (2006): Азербайджан, добыча нефти 1870-2024

eia.gov: Каспийский регион

Oil and natural gas production is growing in Caspian Sea region

EIA estimates 48 billion barrels of oil and 292 trillion cubic feet of natural gas in proved and probable reserves in the Caspian basins. Almost 75 percent of oil and 67 percent of natural gas reserves are located within 100 miles of the coast.

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=12911
http://www.eia.gov/countries/regions-topics.cfm?fips=CSR

Caspian countries are developing new oil and natural gas export capacity

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=12931

Kazakhstan consortium achieves first oil production from Kashagan field

During the week of September 9, the North Caspian Operating Company, led by Italian oil company Eni, reported starting production from Kashagan, the largest oil field to be discovered in the past 35 years. Since the field’s discovery in June 2000, this consortium, including its four original members (Eni, Shell, Total, and ExxonMobil), has invested more than $40 billion in the project in attempts to overcome technical, political, and geographical challenges, making Kashagan not only the largest oilfield outside the Middle East, but also one of the world’s most expensive.

The recent start of the first of the 20 production wells included in the first phase of production comes eight years later than originally anticipated. This start was in advance of an October 2013 deadline set in the terms of the consortium’s production sharing agreement (PSA). Had this deadline not been met, the consortium would have had to forfeit compensation for expenditures. Eni forecasts output from the initial development to reach 180,000 barrels per day (bbl/d) by the end of 2013 and then rise to the full phase-one target of 370,000 bbl/d in 2014. Starting additional wells and meeting or approaching these targets will validate last week’s achievement.

Kashagan is an extremely complex project. Challenges to production include the field’s great depth (15,000 feet below the sea bed), reservoir pressure exceeding 10,000 pounds per square inch with lethal levels of hydrogen sulfide, and cold temperatures that make it unsuitable for typical fixed or floating drilling platform designs. Many of the participants have developed expertise in managing projects in remote cold areas, but few have managed projects with so many technical challenges.

Kashagan has an estimated 13 billion barrels of oil in proved reserves. This represents most of Kazakhstan’s offshore proved oil reserves and is roughly equivalent to Brazil’s entire proved oil reserves, both onshore and offshore. A possible second phase would boost production to 1.5 million bbl/d. However, the partners will need to determine if they will be able to recoup their expenses and reach an acceptable level of profitability before the project’s PSA terminates in 2041.

Kashagan and Tengiz, Kazakhstan’s largest onshore field, together account for a significant part of nearly 4 million bbl/d of oil production that EIA’s 2013 International Energy Outlook projects Kazakhstan will reach in 2040.
http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=13011

Отчет нефтефонда Азербайджана за 2012 год

http://www.oilfund.az/uploads/A1.1%20IPSAS%20Financial%20Statement_SOFAZ_2012_ENG.pdf

obsrvr: о газификации России

Оригинал взят в Газификация. Мифы против мифов и факты

Увидел у френда критику высказываний про газификацию России.

А как на самом деле?

Советский миф
Кязимов К. Г.
Основы газового хозяйства: Учебник. — М.: Высш. школа. 1981.

Директивами XXIII съезда КПСС по пятилетнему плану развития народного хозяйства СССР на 1966—1970 гг. впервые были установлены задания по газификации жилищного фонда страны: повысить уровень газификации жилищ в городах до 50—55% и в сельской местности до 20—25%. На девятое пятилетие XXIV съездом КПСС было установлено следующее задание: довести газификацию жилищного фонда в городах и поселках городского типа до 65—75%, а в сельской местности до 40—50%.

В соответствии с утвержденными на XXV съезде КПСС Основными направлениями развития народного хозяйства СССР на 1976—1980 годы предусматривалось дальнейшее расширение газификации жилищного фонда страны. Уровень газификации жилищ в городах за пятилетие доведен до 75—80%, а в сельской местности— до 65—70%. В десятой пятилетке в основном завершилась газификация городов и сельских районов. Решения съездов партии успешно выполнены.

Касательно РФ
Карта «Уровень газификации жилого фонда Российской Федерации в городах и рабочих посёлках»

Но против в советского мифа есть антисовестский
18.02.2007
Дмитрий Медведев: «Вы знаете, как это ни удивительно прозвучит, но сложное. И когда мы обращаемся к цифрам 1991 года, то можем увидеть, что, скажем, Азербайджан был газифицирован на 80 процентов, Армения — на 71 процент, Украина — на 50 процентов, а РСФСР — на 30 процентов».

Причем ссылка есть только в кэше гугла, на исходном ресурсе ntv.ru запись потерли.

Вот например армянский миф о их газификации на 120% (или журноламерский ляп?):
24 июня 2009
Уровень газификации в Армении составляет 92%, выступая в ходе международной конференции “Армения на перекрестке коммуникаций” в Цахкадзоре 22 июня заявил заместитель председателя правления ОАО «Газпром» Валерий Голубев. По его словам, подобный уровень газификации является самым высоким по сравнению со всеми странами СНГ, и в два раза выше, чем газификация в России, которая составляет 60%.
http://armenia.russiaregionpress.ru/archives/2822

Слова Медведева как бы не подтверждаются:
23.07.2007
Армения —
Он сообщил, что в период с 2002 года по 1 июля 2007 года уровень газификации удалось довести до 87,3% против 21% до начала осуществления программы газификации.
http://www.uadaily.net/index.php?viewe=68058

Азербайджан
16/08/2012
В 2009-2012 годах … в результате проделанной работы на первое августа 2012 года уровень газификации по стране был доведен до 76,4 процента

10 Июл 2012
Проводятся соответствующие мероприятия для доведения уровня газификации страны до конца 2013 года до 95 процентов

Россия
ООО «Газпром межрегионгаз»
Уровень газификации природным газом к началу 2012 года увеличился на 9% (в сравнении с показателями на начало 2005 года) и составил 63,2% в среднем по России, в том числе в городах — 70%, в сельской местности — 46,8%.

Татарстан
Уровень газификации сельской местности на начало 1990 года был 5%. К началу 1995-го он вырос до 35,5%. По сравнению с другими регионами России это были показатели первой десятки.
В августе 2003 года практически завершилась Программа 100%-ной газификации Республики Татарстан природным газом.

P.S. Сравнительную таблицу уровней газификации на 1991 г. в интернете не нашел.
Но слова Медведа как бы доставляют, хотя бы на примере Армении и Азербайджана…

Дополнение
Про нынешний уровень газификации регионов России читать здесь (regnum с 2000 г.)
Небольшая подборка новостей о газификации здесь

Из комментариев к записи
— часто под газификацией еще понимают, что в районе есть инфраструктура для запрвки и развозки газовых баллонов
— теперь понятны бодрые рапорты съездам КПСС.
— в советское время такая инфраструктура (баллоны, развозимые «Зилами» и «Газ-53») действительно была довольно широго распространена и действительно означала «газификацию» населенного пункта, в котором можно было установить газовый прибор и регулярно заказывать или получать (обменивать на пустой) баллон с газом по регулируемым расценкам.
Есть ли такая инфраструктура с регулируемыми тарифами — мне неведомо, не видел. Есть коммерческие организации, осуществляющие такую газификацию и использующие газонаполнительные мощности Газпрома, на этом кормится Газпром (ему это выгодно, поскольку берет за наполнение сколько хочет) и, разумеется, коммерсанты. К «газификации» как таковой это, очевидно, уже не относится