Архив меток: Каспий и Прикаспий

oleglurie-new: Из истории ЛУКОЙЛа

Читать далее

Сайт CASPIY.NET

http://caspiy.net/karta-sajta.html
Каспий: Статус, нефть, уровень http://caspiy.net/knigi/kaspij-status-neft-uroven.html
Каспий: Зачем он западу? http://caspiy.net/knigi/kaspij-zachem-on-zapadu.html

Сайт с материалами конца 1990-х годов

rus-map.ru: Карта нефтегазоносности Оренбургской области


4030х2770
http://rus-map.ru/940037.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

Астраханская область: Месторождение «Великое»

11-04-2013

Недавно «Пункт-А» писал о том, что по данным астраханских властей в Харабалинском районе готовится к освоению крупное месторождение легкой нефти, которое превратит эту территорию в богатейший край и серьезно повлияет на экономику региона. Месторождение имеет скромное название – «Великое». И вот, наконец, СМИ стали известны более развернутые подробности этого проекта.

Нескромное название и такие же запасы

Для начала, напомним подробности, о которых сообщил глава регионального правительства Константин Маркелов на своей пресс-конференции 18 марта. Он сообщил:

– Предварительный расчет извлекаемых запасов нефти по месторождению «Великое» в Харабалинском районе показал 42 млн тонн. Сейчас готовятся документы на выявленные запасы (там же) легкой нефти – порядка 140 млн тонн и даже возможно больше. Это месторождение будет отнесено к категории крупных. По запасам оно будет сопоставимо с самым крупным за постсоветский период открытием месторождения Филановского на шельфе Каспия. Для нас наличие столь серьезных запасов позволяет рассматривать в среднесрочной перспективе вопрос организации в регионе нефтеперерабатывающих мощностей.

При этом до последнего времени никакого месторождения «Великое» на территории Харабалинского района не числилось, а было шесть площадок с иными названиями. Анализируя высказывание премьера регионального правительства, «Пункт-А» высказал предположение, что речь идет, возможно, о Хошеутовском или Пойменном месторождениях, права на разработку которых принадлежат, соответственно структурам Газпрома и ЛУКОЙЛа.

И не угадали.

Уроки географии: где лежит легкая нефть

Как удалось выяснить, речь идет об участке Тамбовский, разработкой которого занимается ЗАО «Нефтегазовая компания «АФБ». До последнего времени этот участок проходил по реестрам под грифом «запасы не числятся».

И вот. Наконец. Дело сдвинулось. СМИ удалось побеседовать с представителями ЗАО «НГК «АФБ» и выяснить подробности. Так, главный геолог общества Владимир Кудинов сообщил:

– Участок месторождения «Великое» расположен в Харабалинском районе Астраханской области – в его полупустынной части. В пойменную территорию не заходит. Региональный этап геологоразведки был проведен еще в середине девяностых годов специалистами Астраханьгазпрома (ныне ООО «ГДА» – прим. ред.). Но эти работы имели в незначительный объем – порядка 1,5 тыс. погонных метров скважин. В результате было исследовано несколько структур, в том числе и так называемая Георгиевская площадь. Наша компания уже начала уточнять параметры именно этой структуры – его расположение, глубины, контуры.

– Не считая интерпретации предыдущих материалов АФБ провела бурение более 3 тыс погонных метров, – уточняет заместитель гендиректора компании Руслан Давлетьяров.

– В результате удалось выяснить, что рабочая глубина месторождения составляет порядка 5 тысяч метров, – продолжает геолог В. Кудинов. – Общий на текущий момент продуктивный интервал, приуроченный к башкирским известнякам — это средний карбон, порядка 150-200 метров — от 4 тыс. 870 метров до 5 тыс. 150 метров.

Легкая нефть на нелегкой глубине

Впрочем, журналистов заинтересовал такой вопрос: насколько «легкой» является та нефть, которая обнаружена в Харабалинском районе? Ведь не секрет, что в углеводороды мало просто добыть – их еще нужно очистить от разных примесей и привести в товарный вид: сделать пригодной к транспортировке и дальнейшей переработке. На каких-то месторождениях это сделать легче (потому и нефть там – «легкая»).

А где-то, напротив, приходится избавляться от тяжелых примесей, что приводит к потерям ресурсов и удорожает процесс. Ближайший пример – наше родной Астраханское газоконднсатное месторождение, богатое серой настолько, что ООО «ГДА», по некоторым данным, является одним из крупнейших игроков на мировом рынке серы. И хорошо, что сейчас сера подорожала, так что из этого побочного продукта можно извлекать прибыль. А ведь изначально, когда производство строилось, проблема утилизации серы была весьма и весьма насущной – девать было некуда.

Что же говорят специалисты «АФБ» о харабалинской нефти?
– Обнаруженная нефть отличается высоким содержанием растворенного газа, – отмечает Владимир Кудинов. – По этому газу нами был проведен отдельный подсчет запасов – по всем категориям. Запасы газа составляют порядка 40 млрд кубометров. НО… В отличие от всех месторождений, приуроченных к этим же отложениям на территории региона, сероводорода встречено незначительное количество. Буквально лишь следы – сотые доли.
– Нефть легкая, – согласно кивает Руслан Давлетьяров. – Аналогов на территории области на данный момент нет! Нет необходимости проводить работу по превращению в товарный газ.

Впрочем геолог Кудинов в оценках «легкости» более прагматичен:
– Пока марка нефти не установлена, на анализы не отправляли. В соответствии с классификацией, есть геологические запасы различной категорийности — С1, С2, В.
И поясняет:
– Есть запасы извлекаемые на текущий момент, в зависимости от применяемых технологий:
140 млн тонн нефти — это запасы по категории С2 геологические,
43 млн тонн нефти — это запасы извлекаемые (С2).
С1 порядка 3 млн тонн нефти — С1 считается единственной скважиной, которая сейчас пробурена.

Что дальше? Когда забьют фонтаны?

Впрочем, вряд ли стоит всерьез рассчитывать, что уже в ближайшие пару лет Харабали превратятся в Кувейт. Замгендиректора АФБ поясняет:

– Свидетельство о регистрации Роснедрами в ноябре 2012 года. На баланс поставлено 1 января 2013 года. Госкомитет по запасам утвердил в октябре 2012 года. Говорить сейчас о том, какие суммы и когда будут направлены, пока преждевременно. По лицензионному соглашению мы должны с пробурить 4 поисковых скважины и 10 разведочные в течении двух-трех лет — 2013 -2015 годы. Пока продолжаем разведку, будем делать испытание.
http://www.punkt-a.info/view_page/view/18379

17 апреля 2014
Месторождение Великое было обнаружено нефтегазовой компанией АФБ в 2012 году в границах Тамбовского лицензионного участка в Астраханской области. Тогда извлекаемые запасы нефти были предварительно оценены в 42,3 млн тонн. В ходе проведения необходимой доразведки для подтверждения запасов и дальнейшего изучения месторождения геологи рассчитывали на конечный результат в 140 млн тонн нефти (по категории С2) и 40 млрд куб. м газа. Однако по итогам ГРР выяснилось, что запасы существенно выше — 300 млн тонн нефти (С2) и 90 млрд куб. м газа. Более того, нефть месторождения — легкая, а газ характеризуется низким содержанием сероводорода. В то же время месторождение имеет сложное геологическое строение, что может повысить стоимость его разработки.
http://investcafe.ru/blogs/grbirg/posts/40098

В России найдено сверхкрупное месторождение нефти http://new.bfm.ru/news/254627
Впервые за последние годы в России открыто крупное месторождение нефти. Как рассказал Business FM министр природных ресурсов Сергей Донской, запасы месторождения «Великое» оцениваются в 300 млн тонн нефти и 90 млрд кубометров газа

«Запасы месторождения беспрецедентны — около 300 млн тонн нефти и 90 млрд кубометров газа. Такое отрытые подтверждает высокую перспективность Астраханской области с точки зрения подобных крупных открытий», — пояснил министр.

Примечательно, что предыдущее крупное открытие также было сделано в Астраханском регионе. В 2006 году на Каспийском шельфе геологи ЛУКОЙЛа обнаружили месторождение имени Филановского с извлекаемыми запасами более 150 млн тонн нефти.

Что касается месторождения «Великого», то его освоением, вероятно, займется компания АФБ. Нефтяник уже не первый год работает в Астраханском регионе и два года назад совершил там другое крупное открытие. Тогда компания открыла запасы в 140 млн тонн нефти Тамбовском участке, который является частью месторождения.

Представители АФБ сегодня уточнили, что извлекаемые запасы нефти оцениваются в 331 млн тонн, а запасы газа после геологоразведки повышены до 300 млн куб м. Добычу на месторождении планируется начать в ближайшие пять-семь лет.

«На самом деле, месторождение непростое. У него сложное геологическое строение, но на сухопутной части Астраханской области это первое месторождение практически без примесей сероводорода. То есть, если мы подтвердим заявленные цифры, то экономически его разработка будет крайне выгодна и более чем рентабельна», — заявлял тогда главный геолог АФБ Владимир Кудинов.
Крупнейшим акционером нефтяной компании является председатель совета директоров аэропорта «Внуково» Виталий Ванцев. Несколько лет назад он инвестировал в нефтяную компанию более 100 млн долларов, и эти вложения себя явно оправдали.

«Исходя из запасов, стоимость месторождения «Великое» можно оценить в 0,9-1,1 млрд долларов, — рассчитал аналитик ИК «Уралсиб Кэпитал» Алексей Кокин. — Теперь у компании и инвестора есть приятный выбор — развивать проект самостоятельно или же привлекать партнера». По словам эксперта, учитывая недостаток крупных месторождений на суше, интерес к участию в проекте наверняка проявят все крупные игроки отрасли. Наиболее вероятные кандидаты в партнеры — «Роснефть» и ЛУКОЙЛ, чьи активы расположены в соседних регионах.

Отметим, у «Роснефти» уже есть опыт совместной работы со структурами Виталия Ванцева. Нефтяная компания и «Внуково-инвест» на паритетных началах контролируют ТЗК в аэропорте.

В России уже достаточно давно не было открытия крупных месторождений. На суше последним крупным отрытым месторождением стал Ванкор, которой геологи обнаружили в 1988 году. Месторождение осваивает «Роснефть», его запасы превышают 500 млн тонн «черного золота». Два года назад государство продало лицензии на считавшиеся последними крупные месторождения Лодочное, Шпильмана и Имилорское. Активы приобрели «Роснефть», «Сургутнефтегаз» и ЛУКОЙЛ соответственно. Теперь в нераспределенном фонде остались лишь месторождения объемом до 20 млн тонн.

ЛУКОЙЛ не готов к участию в освоении месторождения Великое без оценки его запасов http://itar-tass.com/ekonomika/1127693

К ЛУКОЙЛ не готова говорить о возможном участии в освоении месторождения Великое в Астраханской области, так как не обладает подтвержденными данными о его геологии и запасах. Об этом сегодня журналистам в Астрахани заявил президент ОАО ЛУКОЙЛ Вагит Алекперов, отвечая на вопрос, рассматривает ли компания возможность совместного освоения данного месторождения или покупку компании недропользователя.

«Мы пока не видели геологических материалов, поэтому сложно говорить, оценку давать. Если нам предложат, мы изучим материалы и потом дадим свою оценку», — сказал Алекперов.
Месторождение Великое в Астраханской области считается одним из самых перспективных, оно открыто геологами нефтегазовой компании АФБ в 2012 году. Как заявил накануне министр природных ресурсов и экологии Сергей Донской на конференции «Разведка и добыча нефти: факторы устойчивого развития», запасы этого углеводородного месторождения оцениваются в 300 млн тонн нефти.

Министр отметил, что это будет месторождение федерального значения. По его словам, месторождение открыла малоизвестная компания, которая рискнула вложить деньги в геологоразведку.
НК ЛУКОЙЛ работает в Астраханском регионе, осваивая крупнейшие месторождения углеводородов на Каспии.

Минприроды объявило о Великом. На Нижней Волге нашли 300 млн тонн нефти http://www.kommersant.ru/doc/2454158
Минприроды объявило об открытии самого крупного нефтяного проекта за последние годы. Подконтрольная совладельцу аэропорта Внуково Виталию Ванцеву компания АФБ разрабатывает в Астраханской области Великое месторождение с вероятными запасами 300 млн тонн. Пока проект на стадии геологоразведки, крупные российские нефтекомпании, которые могли бы стать его потенциальными соинвесторами, осторожно относятся к его перспективам. По мнению экспертов, запасы Великого еще нужно подтвердить.

В Астраханской области открыто крупное месторождение федерального значения с запасами нефти по категории С2 в объеме 300 млн тонн и запасами газа 90 млрд кубометров, сообщил вчера министр природных ресурсов Сергей Донской. По его словам, запасы Великого уже поставлены на госбаланс. «На месторождении еще продолжаются работы, но уже сейчас понятно, что это одно из крупных месторождений, открытых за последнее время на суше»,— заявил министр, сравнив его с Ванкорским месторождением «Роснефти» (запасы — 480 млн тонн нефти; о самых крупных месторождениях России см. таблицу). По словам господина Донского, освоение нового месторождения будет проходить быстрыми темпами и эффективно.

Министр также рассказал, что месторождение было найдено небольшой компанией АФБ. Основным ее акционером является совладелец аэропорта «Внуково» Виталий Ванцев. Сергей Донской сообщил, что у АФБ сквозная (включающая разведку и разработку) лицензия на Великое, и компания рассматривает партнерство по проекту с крупными нефтекомпаниями. Но, по словам представителя господина Ванцева, пока никаких предметных переговоров о полной или частичной продаже актива не ведется.

Информация о том, что в Астраханской области обнаружено крупное нефтяное месторождение, появилась два года назад, но тогда его запасы оценивались в 43 млн тонн. В 2013 году «Интерфакс» со ссылкой на главного геолога АФБ сообщал, что компания оценивает запасы месторождения по категории С2 в 140 млн тонн нефти и 40 млрд кубометров газа. При этом отмечалось, что нефть Великого легкая. Но пока рынок относится к Великому скептически. В крупнейших компаниях отрасли — «Роснефти», ЛУКОЙЛе и «Газпром нефти» — комментировать интерес к проекту отказались. Собеседник «Ъ», близкий к ЛУКОЙЛу, который работает в регионе, говорит, что интереса к активу нет. Напомним, что на сегодняшний день большая часть нефти в Астраханской области является высоковязкой, ее разработка и дальнейшая реализация крайне затруднены. Один из участников рынка рассказал «Ъ», что интересовался, например, одним из соседних месторождений, но в итоге от его покупки отказался из-за того, что «нужны особые навыки по работе на таком проекте».

Собеседник «Ъ» в одной из крупных нефтекомпаний считает, что в итоге доказанные запасы Великого «могут оказаться существенно ниже озвученных». «Там нефть глубокого залегания, и добывать ее может быть нерентабельно»,— замечает один из источников «Ъ». Карен Дашьян из Advance Capital напоминает, что на Великом пробурена только одна разведочная скважина, которая, по сути, не может дать точных данных по запасам нефти. По его мнению, по этой причине инвесторы пока оценивают фактор риска как высокий. «Чтобы запасы месторождения стали убедительными для рынка, компании необходимы еще две-три скважины»,— говорит господин Дашьян. Он добавляет, что геология Великого сложная, поэтому АФБ потребуются дорогостоящие (стоимостью около $30 млн) подсолевые скважины.

Крупнейшие нефтяные месторождения России http://www.kommersant.ru/doc/2454230

Источник: Минприроды, «Тройка Диалог».

Нефтегазовая компания АФБ не подтвердила информацию о наличии газа на месторождении «Великом» Нашему корреспонденту нефтяники сообщили, что разработкой сейчас заниматься они не собираются. С 1 января текущего года, именно тогда АФБ взяли месторождение на баланс, были проведены работы по бурению второй скважины и сейсмологическая оценка. Первая скважина на «Великом» была пробурена Газпромом, но в начале 2000-х компания отказалась от разработки месторождения.
http://www.astrakhanfm.ru/ekonomika/ekonomika_76664.html

В Астраханской области открыто крупное нефтегазовое месторождение, заявил министр природных ресурсов и экологии Сергей Донской. Ему присвоено название «Великое» (Тамбовский участок в Харабалинском районе). Запасы месторождения «беспрецедентны: около 300 млн т нефти и 90 млрд куб. м газа», говорится в сообщении министерства: «Таких крупных открытий в России не происходило уже более 20 лет». Извлекаемые запасы месторождения — 331 млн т нефти по категориям С1 и С2, сообщило Bloomberg со ссылкой на гендиректора владельца лицензии — ЗАО «Нефтегазовая компания «АФБ» — Бориса Богушева. По его словам, запасы месторождения зарегистрированы Госкомиссией по запасам 1 января 2014 г.

По данным сайта Роснедр, АФБ получила лицензию на Тамбовский участок для геологического изучения, разведки и добычи в мае 2011 г. По данным ЕГРЮЛ, срок действия лицензии — до 31 мая 2036 г. Компания была единственным участником конкурса и заплатила за лицензию 37,8 млн руб. В конкурсной документации ресурсы участка указывались более чем скромные: 2 млн т нефти (по категории Д2) и 177 млрд куб. м газа (по категориям Д1 + Д1л + Д2).

Два года назад стало известно, что еще в 2010 г. контрольный пакет АФБ приобрел совладелец аэропорта «Внуково» Виталий Ванцев за $200 млн. Об этом рассказывал «Ведомостям» источник в его окружении. У компании есть и другие акционеры, но это не партнеры Ванцева по «Внуково», говорил он. Кто сейчас владеет долями в АФБ, не известно. По данным «СПАРК-Интерфакса», акционеры — физические лица. В ЕГРЮЛ их имена не указаны. Ванцев был недоступен для журналистов.

По словам Богушева, запасы удалось обнаружить по итогам геологоразведочных работ и бурения двух скважин — глубиной 5116 и 5149 м. Средняя глубина залежей нефти — 4900-5100 м. «Старт промышленной добычи зависит от темпов обустройства, скорее всего это произойдет в ближайшие 5-7 лет», — передает его слова Bloomberg. Предварительная оценка инвестиций в обустройство месторождения — около $1,5 млрд. Выход «на полку» может произойти через семь лет после начала добычи. Максимальный уровень добычи — 38 млн т в год, говорит Богушев. С таким показателем АФБ может войти в топ-5 крупнейших российских нефтяных компаний.

Аналитик ИК «Анкоринвест» Сергей Вахрамеев считает реальным сроком выйти «на полку» добычи в течение семи лет. В среднем, по его словам, в зависимости от темпов освоения месторождение выходит «на полку» за пять лет. Но добыча через семь лет на уровне 38 млн т вряд ли возможна, полагает он. Запасы в 330 млн т по С1 + С2 еще нужно перевести в доказанные, после чего, по практике, их оказывается вдвое меньше. В среднем нефтяные компании добывают в год 6% от доказанных запасов. При доказанных запасах в 165 млн т реальная добыча на «Великом» может составить около 10 млн т в год.

Но даже с таким показателем АФБ может войти в российскую нефтяную элиту. «Русснефть» Михаила Гуцериева, замыкающая топ-10 крупнейших нефтяных компаний, в прошлом году добыла 13,4 млн т нефти. В планах компании — увеличить этот показатель к 2020 г. до 15 млн т.

«Небольшая компания рискнула, вложила средства и сделала хорошее открытие», — сказал Донской. Объем инвестиций ни он, ни Богушев не назвали. Аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров оценивает стоимость бурения двух скважин в $8-10 млн. Он указывает, что запасы месторождения расположены глубоко. В среднем по стране — и преимущественно в Ханты-Мансийском автономном округе — глубина залегания нефтеносных пластов составляет 2500-3100 м. Поэтому себестоимость добычи будет выше, чем на других месторождениях, продолжает Нестеров. Но насколько, он оценивать не стал: это зависит от того, сколько скважин потребуется и какова будет сетка их расположения. При этом Нестеров подчеркивает, что главный плюс этого месторождения — наличие транспортной инфраструктуры рядом.

Открытие гигантского месторождения — интересная новость для нефтяного рынка, говорит Нестеров. Успех он объясняет тем, что методы геологоразведки стали более точными, появились новые технологии. Все это позволяет с большей уверенностью заниматься геологоразведочными работами.

Для разработки месторождения владелец лицензии может привлечь партнера, сказал Донской: «Насколько я знаю, эта компания сейчас рассматривает партнерство на проекте с крупными нефтяными компаниями». К активу уже проявили интерес несколько крупных нефтегазовых компаний, включая иностранные, говорит Богушев. Имена претендентов он раскрывать не стал. Представители «Роснефти», «Лукойла», «Газпром нефти», «Башнефти» от комментариев отказались. «Роснефть» уже сотрудничает со структурами Ванцева. В 2011 г. принадлежащая Ванцеву компания «Внуково-инвест» (владеет различными бизнесами во «Внуково») продала «Роснефти» 50% ТЗК во «Внуково» и осталась ее партнером в этом бизнесе. После этого «Внуково-инвест» и «Роснефть» изучали возможность строительства ТЗК в другом столичном аэропорту — «Домодедово».

Месторождение «Великое» будет интересно всем нефтяным компаниям, так как у проекта есть вся транспортная инфраструктура, считает аналитик Райффайзенбанка Андрей Полищук. Нефть с месторождения может как экспортироваться (например, через порт Новороссийск), так и перерабатываться на близлежащих нефтеперерабатывающих заводах. Ближайшие НПЗ принадлежат «Роснефти» (Туапсинский) и «Лукойлу» (Волгоградский), поэтому именно им, на его взгляд, в первую очередь может быть интересно партнерство с АФБ.

Если бы собственники АФБ продали компанию сейчас, то выручили бы, по оценке аналитика UBS Константина Черепанова, $1-1,4 млрд. Впрочем, источник в крупной нефтяной компании говорит, что есть сомнения в реальности таких запасов «Великого».
http://www.vedomosti.ru/companies/news/25417261/krupnoe-mestorozhdenie-v-astrahanskoj-oblasti-otkryto

На нефтяное месторождение Великое появились претенденты http://izvestia.ru/news/569353

— — — —
2010

https://www.psg.deloitte.com/NewsLicensingRounds_RU_100610.asp

27 Сентябрь 2011 blackbourn: Прикспийская низменность http://iv-g.livejournal.com/547719.html
28 Апрель 2010 Астраханская область, добыча углеводородов http://iv-g.livejournal.com/140130.html

Административно-территориальное деление Астраханской области

Карта ТЭК Астраханской области

Роснедра: Госпрограмма «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (УВ сырье). 3. Планы

Роснедра: Госпрограмма «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (УВ сырье). 2. Газ

Роснедра: Госпрограмма «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (УВ сырье). 1. Нефть

http://www.rosnedra.gov.ru/article/7266.html
http://www.rosnedra.gov.ru/data/Files/File/2748.pptx

Кашаганское месторождение


http://iv-g.livejournal.com/191531.html

Кашаган — гигантское шельфовое нефтегазовое месторождение Казахстана, расположено в 80 км от города Атырау (Гурьев), в северной части Каспийского моря. Глубина шельфа составляет 3—7 м.

Месторождение открыто 30 июня 2000 года скважиной «Восток-1». Является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море. Разработку месторождения ведёт международное совместное предприятие North Caspian Operating Company (NCOC) в соответствии с соглашением о разделе продукции по Северному Каспию от 18 ноября 1997 года.

Разработка месторождения ведется с помощью искусственных островов. Пиковая добыча Кашагана (50—75 млн тонн нефти) выведет Казахстан в пятёрку нефтедобывающих стран в мире.

Разработка месторождения ведётся в сложных условиях: шельфовая зона, неблагоприятное сочетание мелководных условий и ледообразования (около 5 месяцев в году), экочувствительная зона, большие глубины залегания месторождения (до 4800 м), высокое пластовое давление (80 МПа), высокое содержание сероводорода (до 19 %).

Нефтегазоносность связана с пермским, каменноугольными и девонским отложениями. Месторождение характеризуется как рифогенное, когда углеводороды находятся под солевым куполом (высота соляного купола 1,5—2 км). Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Месторождение было обнаружено в год празднования 150-летия известного мангыстауского поэта-жырау XIX века — Кашагана Куржиманулы. Как и многие имена в казахском языке, слово қашаған имеет перевод и означает черту характера — «норовистый, неуловимый» (чаще всего о животном).

Кашаган, как высокоамплитудное, рифогенное поднятие в подсолевом палеозойском комплексе Северного Каспия было обнаружено поисковыми сейсмическими работами советскими геофизиками в период 1988—1991 годы на морском продолжении Каратон-Тенгизской зоны поднятий.
Впоследствии оно было подтверждено исследованиями западных геофизических компаний, работавших по заказу правительства Казахстана. Первоначально выделенные в его составе 3 массива Кашаган, Кероглы и Нубар в период 1995—1999 годы получили названия Кашаган Восточный, Западный и Юго-Западный соответственно.
Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением до 850 атмосфер. Нефть высококачественная — 46° API, но с высоким газовым фактором, содержанием сероводорода и меркаптанoв.
О Кашагане было объявлено летом 2000 года по результатам бурения первой скважины Восток-1 (Восточный Кашаган-1). Её суточный дебит составил 600 м³ нефти и 200 тыс. м³ газа. Вторая скважина (Запад-1) была пробурена на Западном Кашагане в мае 2001 года в 40 км от первой. Она показала суточный дебит в 540 м³ нефти и 215 тыс. м³ газа.
Для освоения и оценки Кашагана построено 2 искусственных острова, пробурено 6 разведочно-оценочных скважин (Восток-1, Восток-2, Восток-3, Восток-4, Восток-5, Запад-1).

Запасы нефти Кашагана колеблются в широких пределах от 1,5 до 10,5 млрд тонн. Из них на Восточный приходится от 1,1 до 8 млрд тонн, на Западный — до 2,5 млрд тонн и на Юго-Западный — 150 млн тонн.
Геологические запасы Кашагана оцениваются в 4,8 млрд тонн нефти по данным казахстанских геологов.
По данным оператора проекта общие нефтяные запасы составляют 38 млрд баррелей или 6 млрд тонн, из них извлекаемые — около 10 млрд баррелей. В Кашагане есть крупные запасы природного газа, более 1 трлн куб. метров.

Разработку месторождения Кашаган ведёт совместная операционная компания North Caspian Operating Company (NCOC) в форме соглашения о разделе продукции по Северному Каспию. В неё входят: «Казмунайгаз», Eni (оператор месторождения), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell имеют по 16,81 % доли участия, ConocoPhillips — 8,4 % (отказалась от участия в проекте в 2012 году), Inpex — 7,56 %.
Министерство нефти и газа Казахстана в июле направило американской нефтяной компании ConocoPhillips уведомление о намерении правительства Казахстана использовать преимущественное право на приобретение доли участия ConocoPhillips в Северо-Каспийском проекте. В качестве покупателя от имени Казахстана, приобретение доли участия ConocoPhillips в Северо-Каспийском проекте будет осуществляет «Казмунайгаз».
С 7 сентября 2013 года был подписан договор между «Казмунайгазом» и китайской CNPC о покупке доли ConocoPhillips — 8,4 % в Северо-Каспийском проекте.

Казахстанское правительство и международный консорциум по разработке Северо-Каспийского проекта (включая месторождение Кашаган) согласовали перенос начала добычи нефти с 2011 года на сентябрь 2013 года.
В 2008 году для освоения Кашагана между Республикой Казахстан и участниками Северо-Каспийского Консорциума подписан договор. Согласно договору North Caspian Operating Company стал оператором работ в рамках Соглашения о разделе продукции по Северному Каспию, были разделены выполнение производственных операций: Eni отвечает за реализацию Этапа I (Опытно-промышленная разработка, включая бурение), на Этапе II будет выполнение строительство объектов наземного комплекса; Royal Dutch Shell отвечает за планирование, работы по освоению и строительство морских объектов Этапа II; ExxonMobil будет выполнение буровых работ в этапе 2; «Казмунайгаз» и Royal Dutch Shell будет управлять эксплуатацией производства на всех последующих этапах.
Промышленная добыча месторождение Кашагана началось в 11 сентября 2013 года.
По 1-му этапу разработки месторождении Кашаган добычи нефти должно составить 25 млн тонн в год. Казахстан войдет в Тор-10 нефтедобытчиков в мире и добыча нефти превысит более 100 млн тонн.
По 2-му этапу разработки должно составить 50 млн тонн в год, пиковая добыча должно составить 75 млн тонн в год, Казахстан войдет в Тор-5 нефтедобытчиков в мире.
В целях повышения нефтеотдачи и уменьшения содержания H2S консорциум готовится задействовать несколько сухопутных и морских установок в Карабатане для закачки природного газа в продуктивный пласт, будет построен нефтепровод и газопровод с Карабатаном.

В освоении месторождения Кашаган будут использоваться искусственные производственные острова: небольшие «буровые» острова без персонала и большие «острова с технологическими комплексами» с обслуживающим персоналом (остров Д).
Добытые углеводороды будет перекачиваться по трубопроводам с буровых островов на производственный остров Д. На острове Д будут находиться технологические установки для извлечения жидкой фазы (нефти и воды) из сырого газа и установки для закачки газа.
На Этапе I примерно половина всего объёма добытого газа будет закачиваться обратно в пласт. Извлечённые флюиды и сырой газ будут подаваться по морскому трубопроводу на Карабатан, где планируется осуществлять подготовку нефти до товарного качества.

Транспортировка частично стабилизированной кашаганской нефти будет осуществляться морским нефтепроводом Кашаган — Ескине. После получения товарной нефти в Ескене (завод Болашак) кашаганская нефть будет транспортироваться по следующим направлениям:
южное — по нефтепроводу Ескене — Курык[5] и далее танкерами в Баку:
по нефтепроводу Баку — Тбилиси — Джейхан в нефтяной терминал Джейхан;
по нефтепроводу Баку — Батуми в нефтяной терминал Батуми;
российское — по сетям Транснефти и по КТК в Новороссийск и далее танкерами:
турецкое — в Самсун, далее по нефтепроводу Самсун — Джейхан в нефтяной терминал Джейхан;
балканское — в Бургас, далее по нефтепроводу Бургас — Александруполис в нефтяной терминал Александруполис;
китайское — по действующему нефтепроводу Казахстан — Китай или Ескене — Кенкияк — Кумколь — Атасу — Алашанькоу.
Транспортировка кашаганского газа будет осуществляться по газопроводу Казахстан — Китай;
также рассматриваются различные маршруты железнодорожной транспортировки нефти.

— — — —
http://www.kmg.kz/search/?q=%D0%9A%D0%B0%D1%88%D0%B0%D0%B3%D0%B0%D0%BD&x=0&y=0
— — — —
04/09/2007
Остановка каспийского проекта грозит нефтяным гигантам новыми политическими бедами («The Financial Times», Великобритания)

Когда делегация в составе руководителей пяти крупнейших в мире нефтяных компаний во главе с итальянской Eni прибыла на прошлой неделе в Казахстан, чтобы попытаться разрешить спор по поводу гигантского Кашаганского нефтяного месторождения, ее ждала новость о том, что правительство остановило разработку на основании экологических претензий и начало следствие по делу о якобы имевших место фактах уклонения от уплаты налогов на ввозимое оборудование.

Спор возник после того, как Eni представила этой центральноазиатской стране пересмотренный план освоения данного месторождения на Каспийском море. Он предусматривал перенос сроков начала добычи на два года — до конца 2010-го, а также удвоение стоимости первого этапа проекта (добыча 300000 баррелей нефти в день) до 19 миллиардов долларов. Казахстан также сообщил о том, что полная оценочная стоимость этого рассчитанного на 40 лет проекта увеличилась с 57 до 136 миллиардов долларов. Таким образом, Кашаган может стать самым дорогостоящим производственным проектом за всю мировую историю.

Пересмотренный план лишает Казахстан существенной части доходов, а также возможности достичь поставленной цели — увеличить в три раза нефтедобычу и войти в десятку мировых лидеров по экспорту нефти. Данный спор, возникший на фоне общемирового усиления ресурсного национализма, может дать Казахстану предлог для укрепления контроля над Кашаганом, который является одним из немногих в мире неосвоенных месторождений, способным давать 1,5 миллиона баррелей нефти в день.

Аналитики говорят, что Eni, которая поставила все свое будущее на Кашаганское месторождение, сама виновата в произошедшем, потому что когда в 2001 году она выиграла долгожданное право стать оператором проекта, компания наобещала больше, чем могла сделать.
http://inosmi.ru/world/20070904/236395.html

09.10.2009
Т.Казиев: Кашаганский проект: вместо Аджипа — Норт Каспиан
В январе 2009 года на место прежнего оператора, компании Agip KCO — «дочки» итальянского нефтяного гиганта — заступила новая операционная компания NCOC (North Caspian Operating Company), по-русски Норт Каспиан Оперейтинг Компани (НКОК).

Оператор проекта — компания «Норт Каспиан Оперейтинг Компании» (НКОК) — выступает от имени семи признанных международных нефтяных компаний «КазМунайГаз», «Тоталь», «Эни», «Эксон Мобил», «Шелл», «КонокоФиллипс», «ИНПЕКС». Cогласно новым договоренностям, доля участия КазМунайГаза в проекте увеличилась с 8,33% до 16,81%, при этом доли участия остальных акционеров СРП по Северному Каспию распределились примерно следующим образом Эни — 16,81%, Эксон Мобил — 16,81%, Шелл — 16,81%, Тоталь — 16,81%, КонокоФиллипс — 8,4%, ИНПЕКС — 7,56%. По новым условиям работы в рамках проекта делегированы четырем агентам Оператора — Аджип ККО, Шелл Девелопмент Кашаган Б.В., Эксон Мобил и КазМунайГаз

Что касается «Аджип ККО» — дочерней структуры компании «Эни» — то эта компания отвечает за реализацию Фазы 1 развития Кашагана (Опытно-промышленная разработка или ОПР), а также Фазы 2, относящейся к наземной части развития проекта. Это строительство морских островов и их инфраструктуры, нефтеочистительного завода «Болашак» на Карабатане, газотурбинной электростанции, трубопроводов от морских месторождений к заводу, инфраструктурных объектов (автомобильных и железных дорог, инженерных коммуникаций, вахтовых городков). Строительство нефтегазового комплекса «Болашак» в районе Карабатана в Макатском районе области в рамках проекта стартовало в 2005 году. Общая стоимость завода — 3,9 млрд долларов. Название заводу дал президент страны Н. Назарбаев. Стройка финансируется компаниями-акционерами, сейчас там работает 20 500 человек. Проектная мощность завода — 450 тыс. баррелей в сутки или 22,5 млн тонн нефти в год. Срок сдачи в эксплуатацию — 2010 год. Здесь будут осуществляться обезвоживание и стабилизация нефти, очистка от меркаптана, хранение и экспорт нефти во время фазы опытно-промышленной разработки. А система переработки газа мощностью 6,2 млрд куб. метров в год охватывает обессеривание, регулирование точки росы, использование сжатого газа в качестве топлива, производство серы и хранение остатков газа, его очистку и компремирование до доставки в пункт подключения к действующей линии. Завод наряду с передовыми отечественными установками оснащен лучшими технологиями и оборудованием европейского производства. За время первого и второго этапов строительства выполнено в общей сложности 80 процентов работ на суше. На Карабатане построена газотурбинная электростанция, недавно состоялся ее пробный пуск, это тоже дорогостоящий проект. В целом стоимость Фазы 1 (ОПР) после недавнего пересмотра ее участниками проекта сокращена на 1 млрд долларов. Сокращения стоимости проекта активно добивалось правительство Казахстана, дабы уменьшить объемы возмещения по СРП.

Надо признать, компания «Аджип ККО», несмотря на недовольство партнеров по поводу удорожания стоимости проекта и сроков сдачи объектов, проделала грандиозную работу. Несомненно, каждый такой проект изначально несет в себе издержки, включая увеличение стоимости проекта относительно первоначальных расчетов. Да и сам по себе проект технически уникален, к тому же находится в экологически чувствительной зоне мелководья Каспия. Все это наложило отпечаток на его реализацию. Затраты увеличились существенно — с $57 млрд до $136 млрд. Согласно Соглашению о разделе продукции (СРП) по Северо-Каспийскому проекту, прежний оператор — консорциум Аджип ККО — намеревался приступить к промышленной разработке месторождения Кашаган еще в 2005 году, но изменившиеся договоренности отодвинули этот срок на 2008 год. А в середине 2008 года Аджип ККО вновь уведомил правительство Казахстана о переносе срока начала добычи на месторождении Кашаган — теперь уже на второе полугодие 2010 года. Это вызвало бурную реакцию руководства страны, приведшую к новым договоренностям и рождению НКОК.

Согласно новым договоренностям, добыча нефти на Кашагане должна начаться 1 декабря 2012 года. При этом консорциуму поставили последний срок добычи первой нефти — 31 декабря 2013 года. В случае выхода за пределы 2013 года возмещение затрат за счет будущей добычи нефти не будет осуществляться, консорциум сам будет нести издержки. Однако в сугубо нефтяных изданиях эксперты предрекают, что реальная добыча нефти может начаться только в 2015 году, а активная промышленная разработка — в 2017-м.

Обязанности других агентов распределены следующим образом: Шелл Девелопмент Кашаган Б.В. разрабатывает морскую часть Фазы 2; Шелл и КазМунайГаз станут совместно управлять эксплуатацией производства через совместную Компанию по добыче (NCPOC); Эксон Мобил будет управлять буровыми работами Фазы 2 и последующих этапов развития Кашагана.

Что касается непосредственно оператора проекта, то НКОК отвечает за определение общей стратегии проекта, планирование, координацию и взаимодействие со всеми заинтересованными сторонами. За компанией закреплена роль связующего звена между семью партнерами — участниками проекта и полномочным органом Правительства РК. Должность управляющего директора НКОК будет исполняться по очереди компаниями-партнерами, первоначально ее займет представитель французской Total, а заместителем управляющего директора является представитель КазМунайГаза.

В дальнейшем руководить производственными операциями будет компания Шелл при постепенном усилении роли КМГ. Роль КМГ в проекте будет увеличиваться, и компания будет задействована на всех этапах его реализации. Как и сообщалось ранее, для выполнения возложенных обязанностей Эни, Шелл и ЭксонМобил наделяются соответствующими полномочиями в таких вопросах, как укомплектование персоналом, закупки, операционные процедуры с применением собственных систем управления. Запланированный максимальный уровень добычи нефти на Фазе 1 (очереди 1 и 2) рассчитан на 300 тыс. баррелей нефти в сутки с учетом закачки газа, с последующим увеличением до 450 тыс. баррелей нефти в сутки после введения дополнительных мощностей закачки газа, запланированного на начало Фазы 2. На этапе полномасштабного освоения (промышленная фаза освоения — ПФО) Кашагана добычу нефти планируется довести до 1,5 млн баррелей в сутки, но это уже в конце следующего десятилетия. При этом при цене 85 долларов за баррель в течение жизни проекта консорциум должен заплатить Казахстану 72 миллиарда долларов в виде роялти.

Для реализации Северо-Каспийского проекта вскоре после подписания в 1997 году соответствующего СРП сроком на 40 лет был создан консорциум OKIOC (прежнее название Agip KCO). Согласно СРП, в контрактную территорию буровых работ консорциума входят четыре нефтеносные структуры: Кашаган, Каламкас, Актоты, Кайран. Эти структуры состоят из 11 морских блоков, занимающих территорию примерно в 5,6 тыс. кв. км. Извлекаемые запасы нефти Кашагана оцениваются минимум в 7-9 млрд баррелей, а общие геологические запасы нефти этой нефтеносной структуры в 38 млрд баррелей.

В период с 1993 по 1997 гг. консорциумом проведены сейсмические исследования на территории площадью 110 тысяч кв.км, по результатам которых выявлено несколько перспективных структур. Помимо месторождения Кашаган открыты месторождения Юго-Западный Кашаган, Актоты, Кайран и Каламкас. По мировым стандартам эти морские месторождения считаются крупными, однако по своим запасам они значительно уступают гигантскому Кашагану.

2013
Прощальный поцелуй: почему инвесторы уходят с Каспия?
Этот вопрос вновь стал актуальным после февральской информации о намерении продать свои доли в казахстанских нефтяных проектахамериканской ConocoPhillips и норвежской Statoil. ConocoPhillips еще осенью 2012 года сообщила на своем сайте, что официально уведомила власти Казахстана и партнеров о намерении продать свою долю (8,4 %) в проекте «Кашаган» за 5 млрд долларов. 11 февраля обществу стало известно о выходе норвежской компании Statoil из проекта участка «Абай», который считается весьма перспективным. Как говорят наблюдатели, ее уход стал наиболее болезненным в череде выходов западных компаний из проектов по казахстанскому шельфу Каспия. В 2012 году французская Total отказалась от участия в проекте «Женис», итальянская Eni – от участка Шагала, американская ConocoPhillips продала КМГ свою долю в проекте «Н». Не был возобновлен проект Южный Жамбай.

Если вы будете искать ответы на этот вопрос, имеющий прямое отношение к имиджу нашей страны как будущего нефтяного гиганта на Каспии, то найдете ряд стандартных заключений. Мол, главная причина в существующей системе госрегулирования – правительство Казахстана предъявляет весьма жесткие требования к нефтяным компаниям по таким вопросам, как местное содержание и социальные инвестиции; давят и искусственно налагаемые экологические штрафы. Отдельную проблему представляет собой перерасход средств и задержки с запуском в связи с техническими трудностями работы. Их связывают с неэффективной системой управления и другими препонами, которые не раскрывают реальной причины бегства инвесторов.

При этом эксперты не хотят признать и учесть очевидный факт: из проектов на суше нефтяные компании не сбегают.

2013
Fitch: начало добычи на Кашаганском месторождении – позитивный фактор для Казахстана и КазМунайГаза
Представители Eni, ведущего члена North Caspian Operating Company, разрабатывающей Кашаганское месторождение, заявили, что на первоначальной стадии эксплуатации (2013-2014 гг.) добыча увеличится до 180 тыс. барр./сутки, в то время как сейчас добыча на нефтяных месторождениях Казахстана составляет 1,6 млн барр./сутки.

Фактор нефтедобычи на Кашаганском месторождении уже учтен в прогнозах агентства по росту реального ВВП Казахстана на 5,3% в 2013 г. и 6,0% в 2014 г. относительно 5,0% в прошлом году.

Кашаганское месторождение имеет оценочные запасы в 35 млрд барр. нефти, из которых 11 млрд барр. рассматриваются как извлекаемые. Планы увеличить добычу до 370 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки будут зависеть от готовности разработчиков месторождения сейчас или в будущем нести существенные дополнительные затраты, связанные со вторым этапом проекта. Первый этап имел несколько задержек и расходы около $46 млрд. По оценкам официальных лиц в Казахстане, при завершении второго этапа суммарная добыча в стране может увеличиться до около 2,2 млн б.н.э. в сутки в 2018 г.
Fitch также рассматривает начало добычи как позитивный момент для КазМунайГаза, который имеет 16,8-процентную долю в проекте.

Кроме того, China National Petroleum Company становится акционером Кашагана с 8,3-процентной долей. Существующая пропускная способность трубопровода Казахстан-Китай составляет 14 млн тонн в год, и экспорт в Китай достиг 10 млн тонн в год в 2012 г., или 12% добычи. КазТрансОйл, национальный оператор нефтепроводов в Казахстане, сообщал ранее в этом году, что Казахстан увеличит экспорт в Китай на 20% до 12 млн тонн в год (или 240 тыс. б.н.э. в сутки) в 2013 г. и надеется еще более увеличить пропускную способность до 20 млн тонн в год, или более чем на 40%.


http://www.stratfor.com/analysis/chinas-ambitions-xinjiang-and-central-asia-part-1


http://www.shell.com.kz/ru/aboutshell/who-we-are.html

http://bankwatch.org о Кашагане (Экономика и экология)
Kashagan oil field development — 2007
Preliminary fact-finding mission report: Kashagan oil field development Kazakhstan — 2007
Hellfire economics: multinational companies and the contract dispute over Kashagan, the worlds largest undeveloped oilfield — 2008
The Kashagan stitch-up: update to the Hellfire Economics briefing paper

— — — — —
Нефтегазоносные бассейны Казахстана — 2010
Нефтегазоносные бассейны Казахстана — согласно схемы нефтегеологического районирования по А. А. Бакирова на территории Казахстана располагаются пять выявленных и перспективных нефтегазоносных провинций. В выявленных провинциях к настоящему времени открыто более 200 нефтяных, газовых, нефтегазовых и конденсатных месторождений. Из них гиганты это Кашаган, Тенгиз, Карашыганак. К нефтегазовым перспективным структурам Казахстана относится Жамбай Южный морской, Курмангазы, Каламкас-море и т. д.

Каспийский регион: нефтегазовая инфраструктура, карта lib.utexas.edu — 2010
Казахстан, карты с geolog.at.ua — 2010
Карты нефтяных месторождений бассейна Каспийского моря — 2010
blackbourn: Каспий и Прикаспий — 2011
Usgs Assessment:Undiscovered Oil and Gas Resources Каспия и Прикаспия, 2010 — 2011
blackbourn: Прикаспийская низменность — 2011
neftegaz.ru: Энергетическая стратегия Казахстана к 2020 году — 2011
первая нефть с главного проекта республики — Кашагана — будет, как и было обещано ранее, в конце 2012 — начале 2013 года. Речь идет об объемах в 370 тысяч баррелей в сутки в ходе первой фазы освоения месторождения.

Однако, по словам казахстанского министра, ожидать экспорта нефти с Кашагана при осуществлении второй фазы освоения месторождения стоит не ранее 2019-2020 годов. Причина такой задержки, по словам Мынбаева, в том, что до сих пор существует неопределенность между участниками проекта по бюджету освоения второй фазы Кашаганского проекта.

Казахстан: Большая Каспийская Проблема — 2012
Однако планы — это одно, а суровая реальность это другое. Получается на нынешний момент следующая картина:
1. Пробная добыча на Кашагане начнется до конца 2012 года с объема 75 тысяч баррелей в сутки. В 2013 году добыча составит 375 тысяч баррелей в сутки, то есть примерно 19 миллионов тонн нефти в год. Скорее всего, на данном уровне добычи товарного газа в больших объемах не будет. Возможно, потом, через 1-2 года Кашаган выйдет на мощность 450 тысяч баррелей в сутки или примерно 22,8 миллиона тонн нефти в год.
2. Схема второго этапа освоения Кашагана пока не согласована.

eia.gov: Каспийский регион — 2013

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.

BP Statistical Review of World Energy 2013: Oil: Proved reserves — 2013

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

humus: Фото Баку конца XIX -начала XX века. Часть 3


http://humus.livejournal.com/3007123.html

Азербайджан: Итоги 2012 года


1news.az/economy/oil_n_gas/

По состоянию на 1 января 2012 года в Азербайджане обнаружено 81 нефтегазовое месторождение. В настоящее время Госнефтекомпания Азербайджана (SOCAR) осуществляет эксплуатацию 58 месторождений, 23 месторождения по различным причинам не эксплуатируются, а эксплуатация некоторых – прекращена. Эти данные опубликованы в отчете о деятельности Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) за 2011 год. Из них 40 месторождений находится на суше, а 18 месторождений – в море. В отчете отмечается, что с начала добычи нефти до 1 января 2012 года в Азербайджане добыто 1,754 млрд. тонн нефти и 622,4 млрд. кубометров природного газа. В 2011 году в Азербайджане в общей сложности добыто 45,7 млн. тонн нефти и конденсата и 25,9 млрд. кубометров газа. Из общего объема добычи 8,401 млн. тонн нефти и 7,084 млрд. кубометров газа пришлось на долю SOCAR. Азербайджанская международная операционная компания (АМОК) в 2011 году с месторождений Азери-Чираг-Гюнешли добыла 35,465 млн. тонн нефти и 11,943 млрд. кубометров попутного газа. С морского газоконденсатного месторождения «Шах-Дениз» в прошлом году было добыто 6,726 млрд. кубометров газа и 1,759 млн. тонн конденсата. С месторождений, расположенных на суше и разрабатываемых операционными компаниями, в рамках соглашений PSA добыто 1,8 млн. тонн нефти и конденсата, и 200 млн. кубометров природного газа.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130108035655136.html

По итогам января-ноября 2012 года 90,53% всего экспорта Азербайджана пришлось на нефть и нефтепродукты. За указанный период 85,03% всего экспорта Азербайджана пришлось на сырую нефть, а на нефтепродукты — 5,5%. Отметим, что по итогам 2011 года 91,94% всего экспорта Азербайджана пришлось на нефть и нефтепродукты. За указанный период 86,2 % всего экспорта Азербайджана пришлось на сырую нефть, а на нефтепродукты — 5,74%.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20121228120618581.html

В 2012 году согласно показателям счетчиков из Азербайджана экспортировано нефти в объеме 34,935 млн. тонн. Как передает 1news.az со ссылкой на Государственный таможенный комитет Азербайджана, из этого объема по таможенным декларациям было экспортировано 24,237 млн. тонн нефти на сумму $20,232 млрд.

Из общего объема экспорта 1,99 млн. тонн экспортировано по трубопроводу Баку-Новороссийск, 3,923 млн. тонн — по трубопроводу Баку-Супса. По трубопроводу Баку-Тбилиси-Джейхан за этот же период экспортировано 27,999 млн. тонн нефти. По железной дороге экспортировано 1,015 млн. тонн. В 2011 году декларированный объем экспорта нефти из Азербайджана составил 37,45 млн. тонн. Из этого объема по таможенным декларациям было экспортировано 27,825 млн. тонн нефти на сумму $22,911 млрд.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130121022044453.html

В течение 2012 года в Азербайджане было добыто 17,2 млрд. кубометров товарного газа. По сравнению с 2011 годом добыча товарного газа увеличилась на 5,4%. В 2011 году в Азербайджане было добыто 25,7 млрд. кубометров газа.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130121011913297.html

В 2012 году добыча нефти в Азербайджане года составила 43 млн. тонн. По сравнению с 2011 годом добыча нефти сократилась на 2,4 млн. тонн. В декабре добыча была в объемах 3,6 млн. тонн. Добыча нефти в Азербайджане в 2011 году составила 45,4 млн. тонн, что на 5,434 млн. тонн меньше показателя 2010 года.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130118032634336.html

По итогам 2012 года отчисления Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) в госбюджет страны составили 1,425 млрд. манатов ($1,819 млрд.), по сравнению с аналогичным периодом прошлого года выплаты увеличились на 6,7%, или 89,792 млн. манатов. За прошлый год SOCAR также перечислила в Государственный фонд социальной защиты 157,501 млн. манатов. По сравнению с 2011 годом выплаты увеличились на 17,1%, или на 22,992 млн. манатов. Отметим, что по итогам 2011 года отчисления SOCAR в госбюджет страны составили 1,335 млрд. манатов ($1,698 млрд.). Кроме того, в 2011 году SOCAR перечислила в Государственный фонд социальной защиты 134,509 млн. манатов.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130116022317689.html

В 2012 году Госнефтекомпания Азербайджана (SOCAR) экспортировала 1,243 млн. тонн нефтепродуктов, за указанный период экспортировано 60,142 тыс. тонн автомобильного бензина, 921,57 тыс. тонн дизельного топлива и 145,98 тыс. тонн авиационного керосина, 3,023 тыс. тонн мазута и 113,027 тыс. тонн вакуумного газойля.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130114093757472.html
Госнефтекомпания Азербайджана (SOCAR) в течение 2012 года экспортировала 3,023 тыс. тонн мазута, по сравнению с 2011 годом экспорт мазута сократился на 2,548 тыс. тонн. В декабре экспортировано 179 тонн продукции. Отметим, что в 2011 году SOCAR экспортировал всего 5,571 тыс. тонн мазута. В декабре тонна 1%-го сернистого мазута на рынке реализовывалась за $597,07.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130110044825766.html
В течение 2012 года Госнефтекомпания Азербайджана (SOCAR) экспортировала 921,57 тыс. тонн дизельного топлива, что на 345,43 тыс. тонн меньше, чем за 2011 год, по итогам 2011 года SOCAR экспортировала 1,267 млн. тонн дизельного топлива. По сравнению с 2010 годом экспорт дизельного топлива сократился на 266 тыс. тонн.
В декабре тонна дизельного топлива на мировом рынке реализовывалась по цене $914,14.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130109035247644.html

Турция платит Азербайджану 350 долларов США за тысячу кубических метров газа. Как сообщает 1news.az со ссылкой на Zaman, об этом сказал руководитель SOCAR Turkey Energy, а также член правления Petkim Кенан Явуз. «Это самая выгодная цена для Турции, так как за тот же объем газа страна платит 400 долларов США России, 500 долларов США – Ирану», — сказал он.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130111092334411.html

Эксплуатационный фонд скважин Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) на 1 января 2012 года насчитывал 9342 скважины. Из этого количества 6673 скважины находятся в действующем фонде, а 2638 скважин — в бездействующем фонде. В отчете также отмечается, что с 2008 по 2011 год SOCAR ликвидировала 1750 скважин, не подлежащих восстановлению и имеющих технические недостатки.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130109121024003.html

Себестоимость добычи газа на месторождениях Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) в 2011 году увеличилась в сравнении с показателем 2010 года на 11,4% и достигла 35,56 AZN за тысячу кубометров. В структуре себестоимости одной 1 тыс. кубометров газа заработная плата составила 6,9%, социальное страхование – 1,5%, амортизационные отчисления – 33,8%, расходы на ремонт и технику – 13%, промысловый налог – 16,3%, расходы на транспортировку – 13,1% и прочие расходы.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130109103006583.html

Себестоимость добычи нефти на месторождениях Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) в 2011 году увеличилась в сравнении с показателем 2010 года на 11,7% и достигла 82,3 AZN за тонну. В структуре себестоимости одной тонны нефти заработная плата составила 18%, социальное страхование – 3,5%, амортизационные отчисления – 15,5%, расходы на ремонт и технику – 16,3%, промысловый налог – 13,5%, расходы на транспортировку – 12,5% и прочие расходы.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130108045946779.html

humus: Фото Баку конца XIX -начала XX века. Часть 2

http://humus.livejournal.com/3005287.html
http://fotki.yandex.ru/users/humus777/album/295896/

humus: Фото Баку конца XIX -начала XX века. Часть 1

http://humus.livejournal.com/3004299.html
http://fotki.yandex.ru/users/humus777/album/294476/

Основа для сепаратизма на Западе Казахстана. 2

Очень похожие данные приводит в своем исследовании и эксперт Ассоциации приграничного сотрудничества (Россия) Марат Шибутов. Как видно из представленного ниже графика, запад республики дает самый большой объем промышленного производства – все четыре области республики находятся в самом верху рейтинга с колоссальными относительно Южного Казахстана показателями: см. таблицу «Объем промышленного производства, млрд. тенге».

Однако самым простым и наглядным параметром эффективности региональной экономики считается коэффициент валового регионального продукта (ВРП), по которому можно четко отследить, какая из областей дает больший экономический эффект. И здесь тоже все вполне однозначно: только одна область прикаспийского региона Казахстана дает сопоставимый с Южно-Казахстанской областью объем ВРП – это Западно-Казахстанская область (823 млрд. тенге). Остальные дают несоизмеримо больше. Атырауская область — 1969,9 млрд. тенге, а Мангистауская – 1108,5 млрд. тенге. При этом, Южно-Казахстанская область, обладая гораздо большей численностью населения, обеспечивает 925,5 млрд. тенге. Это тоже немало – но на фоне разницы в популяции по размеру ВПР в пересчете на одного человека западные родоплеменные объединения оставляют далеко позади правящие южные кланы по степени их экономической эффективности и влияния на бюджет страны.

Ситуация могла бы выглядеть более справедливой, если бы дикий экономический перекос компенсировался социальными благами. Однако даже здесь, похоже, никакой работы не велось по вполне объективным причинам: Мангистауская область, являясь бюджетным донором, является демографическим реципиентом. Один только Жанаозен с 2000 года вырос значительнейшим образом – более чем вдвое за 12 лет. Понятно, что при таком притоке (среди мигрантов преобладают оралманы – казахи-репатрианты из других республик) успевать отработать хотя бы строительство жилья довольно сложно. Это особенно актуально, если принять во внимание нехватку в регионе питьевой воды. Даже в административном центре, городе Актау, работает опреснитель на базе МАЭК. Это автоматически означает некоторые инфраструктурные проблемы. Что в этом контексте говорить о жителях «углубленного» в степях Мангышлака Жанаозене?

В качестве доказательства нашей версии предлагаем вашему вниманию материал, где быт в Жанаозене описывается репортером журнала «Эксперт-Казахстан» буквально за полгода до беспорядков. Однако, прежде чем предложить вам цитату, рекомендуем обратить внимание на требования простых рабочих к Астане.

«Скоро вокруг журналистов собралась толпа людей, некоторые подошли с камерами, каждый наперебой рассказывал о несправедливостях, чинимых их начальниками: у одного забастовщика ребенка сняли с автобуса, направлявшегося в санаторий, к другому пришли домой, позвали старушку-мать и сказали, что ее сын уволен, та упала в обморок. «Они хотят, чтобы мы продались китайцам и за 150 тысяч (тенге, около $1 тыс. – авт.) работали, — резюмировал один уже пожилой бастующий. — На самосожжение пойдем, нам терять нечего». Он был уверен, что местный и областной акиматы (администрации – авт.) работают в спайке с РД КМГ.

Кроме самосожжения в толпе говорили и о возможности отделения от Астаны. «Адайцы (большинство местных казахов представители именно этого рода; представителей других национальностей в городе почти нет) люди духовитые. Как пожелают, так и сделают», — предупредил нас один осведомленный местный источник.

У стоящего рядом парня в красной кепке я спросил, что делается властями для обустройства города. «Для обустройства тут ничего не делалось. Тут же на остановке летом невозможно стоять! Сейчас впервые за 20 лет они в городе систему водоснабжения меняют. Только в этом году 43 млрд тенге выделили, чтобы улучшить положение, — он вспомнил недавно утвержденную программу развития города. — Но никаких условий и никакого развития тут нет. Хочешь учиться — надо ехать в Алматы, а там только чтоб проживание обеспечивать, надо миллионы получать».

Прежде, чем мы углубимся в социологию, зафиксируем выводы, которые можно сделать из ранее упомянутого репортажа.

Первое и самое главное – рядовые рабочие высказывают мысль об отделении от Астаны. Этот момент не имел бы важного значения, если бы речь шла о любом другом регионе страны. Однако запад республики – это отдельный мир в системе взаимоотношений внутри казахской степи. Он не только удален географически, но еще и обделен вниманием властей во всех смыслах, являясь при этом территорией, которую без пафоса и иронии можно называть «закромами Родины».

Второе. Социально-экономический коллапс, центром которого стал регион за последние годы, даже со стороны выглядит несправедливым по отношению к жителям этой территории. Более того, если учесть темпы миграционного прироста и очевидное неумение властей регулировать эти процессы, можно констатировать: запад Казахстана будет демонстрировать в ближайшее время высокие темпы социальной неуправляемости даже при наличии нужных договоренностей региональных и центральных элит.

Третье. Даже без социологических инструментов, только на основании этой статьи можно прийти к важному выводу – жители региона акцентируют внимание на собственной принадлежности в первую очередь к местной родоплеменной структуре, а не этнической и, тем более, гражданской идентичности. Это тем более любопытно, что феномен «адайской ментальности» фиксировался специалистами еще до беспорядков в Жанаозене.

Ментальные предпосылки для сепаратизма

Еще в феврале 2007 года общественный фонд «Стратегия» провел ряд полевых исследований, по результатам которых составил «Портреты регионов Казахстана». В каждой из областей страны специалисты осуществили ряд стандартных замеров и подробно описали результаты, полученные в ходе исследования, на основании экспертных интервью, фокус-групп и массового опроса населения. В тексте использованы цитатыиз интервью с экспертами и фокус-групповых дискуссии?. Полученные результаты, пусть они и не имели потом вполне логичного для работ такой масштабности продолжения, можно назвать крайне занятными. Причем, и это надо отметить особо, речь в проведенном исследовании идет о 2007 годе – то есть еще «дозабастовочном» периоде. Итак, что же рассказали жители самой «горячей» области региона — Мангистауской?

Первое, на что обращают внимание специалисты – это четко сформулированное понимание: жители области осознают свое «стратегическое» положение. Что важно, это в равной степени касается и экономического содержания, и геополитического расположения. Речь идет о понимании: море со всеми его возможностями, в том числе торговыми, находится рядом, а это, как минимум, означает выход на другие экономики региона.

Здесь хотелось бы подробнее остановиться на выводах экспертов, которые могут трактоваться двояко. Опрошенные фондом специалисты рассматривают регион только с точки зрения перспектив развития – что на тот момент было вполне логичным: ведь речь идет о сравнительно благополучном периоде жизни региона. Однако если присмотреться к представленным тезисам с высоты прожитых лет, можно прийти и к другим выводам. Например, обособленность области и ее оторванность от основного большого мира (если речь идет об остальном Казахстане) в контексте раздражения региональной элиты и лозунгов об «отделении от Астаны» выглядят в буквальном смысле указанием на наличие структурных проблем в теле молодой казахской государственности. Если же к этому присовокупить осознание собственных стратегических перспектив жителями области (о нем мы писали чуть ранее), мы получим потенциальный повод для проявления латентного сепаратизма. И такое впечатление оставляет сравнительно безобидная первая часть исследования. Дальнейшее погружение в тезисную часть этой работы и вовсе заставляет прийти к переосмыслению процессов, происходящих в регионе.

В частности, специалисты отмечают некоторые особенности демографической ситуации: ее можно охарактеризовать, как «мечта националиста», поскольку «по национальному составу «у нас Мангистауская область, она стала как бы монообластью». По данным статистики, доля представителей? титульной? нации составляет около 80%. И по прогнозам экспертов, «может за год, за два изменения будут проходить, и у нас получается, что у нас некоторые районы в основном будут состоять из представителей? государство образующей? нации, или титульной?, как мы говорим». «Как отметило большинство экспертов, «отличие Мангистаускои? области от других областей? — это проживание в регионе представителей? одного рода, т.е. рода адаи?. Если сейчас там проживает 380 тыс. казахов, то 312 тыс. из них — адаи?цы». По свидетельствам экспертов, у жителей? других регионов Казахстана сложилась устойчивая ассоциация с Мангыстау как землёй? адаев. «Вот едешь в другие области, например, бываешь там, и сразу первый? вопрос: «Ты адаец?».

Для большей наглядности приведем цитату из другой части исследования: поясним лишь прежде, что в ней речь идет уже о самоидентификации жителей региона.

Уникальную особенность Мангистаускои? области участники фокус-групп отмечают в том, что область фактически является вотчиной? одного казахского рода — адаи?. «Вообще, как-то в областях очень много количество различных родов. Здесь же в основном большая часть – это жители, вот, адаи?цы». По мнению участников фокус-групп из числа некоренных жителей? области, именно такая локализация представителей? одного рода послужила основой? для сохранения и поддержания на территории области традиционных родовых отношении?. «В других регионах Казахстана, там не такое значение придается роду». Для жителей? Мангистаускои? области родовая принадлежность является одним из ключевых самоидентификационных признаков. Типичным поведением для адаи?ца считается начинать знакомство с вопроса о родовой? принадлежности собеседника, «в первую очередь, когда ты приезжаешь, тебя спрашивают, какой? у тебя род».

Необходимо пояснить, что мы специально совместили цитаты из разных частей работы фонда «Стратегия». Дело в том, что структура этой научной работы предполагает фиксацию проблем, однако авторы распределяют полученные результаты, исходя из логики собственной методологии, нам же важно зафиксировать самые болезненные точки, которые видятся в контексте событий декабря 2011 года. Так вот, если анализировать приведенные цитаты исходя из нашего видения проблематики, то хотелось бы внимательнейшим образом приглядеться к особенностям идентификации жителей области как со стороны экспертов фонда, так и со стороны самих опрашиваемых представителей этого непростого региона. В первую очередь, обращает на себя внимание важный факт – первичная самоидентификация населения. Люди считают себя не столько казахами, сколько «адайцами». Причем первое же сопоставление говорит о том, что на этой территории проживают в большинстве своем представители именно этого родоплеменного объединения, но самое здесь главное – это довольно агрессивная форма демонстрации своей принадлежности к числу региональных автохтонов. Несмотря на довольно сильную развитость трайбализма по республике в целом, открытая система распознавания «свой-чужой» по родоплеменному признаку не очень характерна даже для юга республики, который, согласно аналогичному исследованию фонда «Стратегия», считает себя «колыбелью казахской нации».

Усугублены вопросы самоидентификации и характерными особенностями местного менталитета. Так, согласно свидетельствам экспертов, для жителей Мангистауской области характерен «комплекс островитян», в рамках которого все остальные регионы республики рассматриваются в отрыве от «адайских земель» (они включают в себя далеко не весь запад Казахстана). Более того, наряду с «комплексом островитян» эксперты констатируют в качестве еще одной ментальной особенности так называемое «поведение кредитора», когда житель региона уверен, что все «понаехавшие» являются «должниками» жителей области, «они все считают: «это наша земля, вы сюда приехали и за это вы должны быть благодарны».

В целом, и этот момент необходимо отметить, исследование оставляет впечатление очень здравого документа, на который следовало бы обратить внимание еще в 2007 году. Подавляющее большинство из перечисленных в работе проблем за пять неполных лет можно было купировать, часть – нивелировать до малозначимых величин. Однако, судя по набору признаков, подавляющее большинство проблем так и остались актуальными. Это значит, что работы никакой не велось, а если таковая и была, то результаты ее минимальны. Особенное значение, и этот момент необходимо повторять вновь и вновь, проблемная оставляющая доклада фонда «Стратегия» приобретает на фоне событий 16-17 декабря 2011 года в Жанаозене, а также в контексте описанных нами в предыдущих главах проблем. В этой связи любопытным видится нижеприведенный вывод специалистов фонда, с которым трудно спорить. Его надо просто процитировать.

«Мангистауская область, как мононациональная область с сильной? родовой? традицией? и развитым чувством национального самосознания, может стать площадкой?, полигоном для внедрения и апробирования различных национал-идеологических технологии?, направленных как на повышение уровня патриотизма, так и на разжигание межнациональных конфликтов».

Краткий анализ событий по итогам ситуации в Жанаозене

Беспорядки в Жанаозене, которые произошли 16-17 декабря 2011 года, вне всяких сомнений являются самой верхней точкой противостояния региональных элит против центральных. Но даже из этих трагических событий, если судить по решениям, принятым в 2012 году, никаких системных выводов сделано не было.

В частности, проведенная по результатам ситуации в Жанаозене ротация высшего управленческого состава в Казахстане свидетельствует, скорее, о попытке исключить проблемный регион из активной политической повестки путем манипуляций с бюджетами национальных компаний. Фактически региональная элита задабривается исключительно вливаниями, и тем самым укрепляется в мысли о том, что забастовочный потенциал в диалоге с Астаной имеет ключевое значение. Косвенные отголоски этого тезиса можно было проследить во время бунта элиты Атырауской области, которая выразила свое несогласие с политикой президента по результатам отставки губернатора области Бергея Рыскалиева.

Также ничего не известно о сколько-нибудь крупных социально-экономических программах, реализуемых в регионе – и речь здесь идет даже не столько об их реализации, сколько об отсутствии некоего системного комплекса усилий пропагандистского характера, которые бы позволили говорить о возвращении если не взаимного доверия, то хотя бы демонстрации единства нации.

Не улучшает ситуацию и кадровая политика Астаны. По результатам бунта нефтяников 16-17 декабря 2011 года «Ак Орда» приняла ряд кадровых решений, большая часть из которых носила тактический характер. Однако впоследствии ротация, предпринятая Астаной, была зафиксирована. В итоге управлять проблемной областью «был оставлен» Бауыржан Мухамеджанов, выходец из южной родоплеменной общины. Не имея никаких претензий к этому чиновнику, отметим качество принятого решения – назначение «смотрящего» варяга в целом говорит о минимальных изменениях в кадровой политике Астаны. В рамках этой логики «контролировать» зачастую гораздо важнее, нежели «менять». О результатах принятого кадрового решения можно судить по продолжающимся даже в условиях нулевой информационной поддержки забастовкам нефтяников в регионе и непогашенном в целом протестном потенциале области.

Любопытен и другой факт из научно-исследовательской сферы – к настоящему моменту ничего неизвестно об официальных «замерах» — социальных, экономических и политических. И речь здесь идет вовсе не о правовой оценке событий, к которой призывает радикальная оппозиция – речь идет об отсутствии предпринятых системных исследований, зондаже ситуации и постановке первичных социальных диагнозов. Не изучены (во всяком случае, в публичном поле о них нет упоминаний) вопросы миграции – как внешней, так и внутренней; социально-экономического структурирования самых проблемных участков в регионах; вовлечения местного населения в бизнес-процессы; вопросы распределения властных полномочий в регионе и хотя бы бюджетных перекосов в пользу регионов-доноров.

Но самое главное — ничего неизвестно о качественных программах по выводу проблемных регионов из отраслевой зависимости. Дело в том, что согласно мнению аналитиков, нефтяные возможности ряда месторождений уже истощаются. Для моногородов, в число которых входит и Жанаозен, этот факт на перспективу означает только одно: резкое усиление потенциала протестных настроений и вывод ряда внутренних противостояний в открытую фазу.

Некоторые выводы

Первое же обобщение тезисов настоящего доклада подталкивает внимательного читателя к не слишком приятным выводам.

Во-первых, к настоящему моменту переход сепаратистских настроений на западе Казахстана из латентной фазы в более активную уже состоялся. Этот момент зафиксирован наблюдателями – а значит, можно говорить об уже сформировавшемся тренде. При этом в общем и целом в информационном поле страны нет данных о том, существует ли за озвученными лозунгами осознанная идеология. Однако, по совокупности косвенных данных, можно судить: в регионе созданы все условия для формулирования подходящей повестки. Зафиксирован этот момент был еще в 2007 году, а существенно усилен – в конце 2011 года.

Во-вторых, ситуация на западе Казахстана с тех пор развивалась только в крайне негативном для сохранения государственности ключе – раздражение элит подпитывалось пассивной, а зачастую и откровенно враждебной политикой центральных органов власти. Этот момент создает предпосылки для дальнейшей эскалации напряженности вне зависимости от оперативной ситуации до тех пор, пока в «Ак Орде» не будет разработана хоть сколько-нибудь внятная программа по политической, социально-экономической и, самое главное, ментальной интеграции региона в состав страны.

В-третьих, без проведения необходимой работы исследовательского и пропагандистского характера, спрогнозировать дальнейшую трансформацию регионального сепаратизма невозможно. Между тем очевидно, что после событий в Жанаозене скорость развития региональных фобий может возрасти кратно. При этом представить, как именно проявит себя родоплеменная конструкция региона скажем, при усилении внешнего информационного и политического давления, почти невозможно.

В-четвертых, ни в коем случает нельзя забывать о географическом расположении региона. «Адайская степь» граничит с очень непростыми районами Туркмении и Узбекистана, а по морю – еще и с ключевым «узлом» каспийской политики – Закавказьем, что не придает региону геополитической устойчивости, а скорее, наоборот, делает запад Казахстана одной из самых важных точек приложения англосаксонской политики. В этой связи можно вспомнить широко озвученные планы военных США в отношении порта Актау. Если продолжать рассуждения в этом контексте, то необходимо отметить крайне слабые инфраструктурные связи региона с остальной частью Казахстана. Усугубляются они ментальными различиями и сложившейся политической обстановкой в республике.

И последнее. Существует очевидная связь запада Казахстана с российским Северным Кавказом. К таковой можно отнести интенсификацию взаимодействия в рамках террористического подполья: в последние годы резко возросло количество случаев ликвидации в российских регионах боевиков с казахскими паспортами. Если помножить этот тренд на активизацию террористического подполья на западе Казахстана в 2011 году, то вопросов в этом ребусе с элементами родоплеменной структуры республики, политики, вопросов социально-экономического блока и ментальных различий — становится несоизмеримо больше. И каждый из них требует четкого ответа.

Заключение

И в заключение позволю себе напомнить еще один занятный момент. Дата 16 декабря – после событий в Жанаозене может считаться сакральной для Казахстана дважды. Впервые, напомню, 16 декабря прозвучало в 1986 году, когда в Алма-Ате были разогнаны «националистически настроенные студенты». Согласно официальной версии, которая бытует сегодня, в те дни произошло первое в Союзе выступление с национально-освободительными мотивами: казахи, дескать, вышли на улицы в знак протеста против политики Москвы, которая прислала руководить республикой русского Геннадия Колбина. Однако, есть и версия из-под ковра. По некоторым данным, тогда обострилась борьба за власть – и несущей конструкцией этой борьбы стали студенческие выступления.

Так в Казахстане решаются дела. И тогда, и сейчас.

И если тема сепаратизма не будет вовремя свернута и направлена в иное русло, есть большая вероятность, что дата 16 декабря – станет днем двойного «освобождения». Сначала — от «колониальной политики Москвы», затем – от «колониальной политики Астаны»
http://ostkraft.ru/ru/articles/251

Основа для сепаратизма на Западе Казахстана. 1

В феврале 2013 г. в Москве выходит в свет сборник аналитических статей «Средняя Азия: Новые координаты». В сборник, в частности, вошло исследование Михаила Пака «Основа для сепаратизма на Западе Казахстана», которое ниже публикуется в сокращённом виде.
Читать далее

foreign.senate.gov/publications: Energy and Security from the Caspian to Europe

12.12.2012

http://www.foreign.senate.gov/publications/
http://www.foreign.senate.gov/publications/download/energy-and-security-from-the-caspian-to-europe

Азербайджан: Алиев и добыча нефти BP

10.08.2012
На период с 2013 по 2018/20 годы падает реализация самых важных региональных геополитических и стратегических проектов США и Британии в Азербайджане.

В 2014-2015 годах будет завершён вывод западных войск из Афганистана. Осуществляться это будет и через территорию, и воздушное пространство Азербайджана; говорят, что значительные контракты Пентагона на перевозки личного состава и техники получила авиакомпания, принадлежащая семье президента Алиева.

В 2017 году начинается Фаза 2 газового проекта Шахдениз. В отличии от «Контракта века» 1994 года и проекта БТД 2001 года, реализовывать Шахдениз будет не консорциум, а SOCAR и BP на основе договора от июля 2009 года).

В этот же период будут осуществлены проекты газовых трубопроводов ТАНАП и Набуко (продолжение ТАНАПа в Европу). Опять таки проект ТАНАП реализуется не мультинациональными консорциумами, а компаниями SOCAR и Тюркас (одним из менеджеров которого является Матью Брайза, экс-посол США в Азербайджане).

В период с 2013 по 2018 год будут приняты решения и найдены средства на проекты транскаспийских трубопроводов — как минимум газовой трубы между Азербайджаном и Туркменистаном.

И конечно же, в этот период ожидается развязка ситуации вокруг Ирана. Азербайджан, хотим мы этого или нет, будет играть определённую и очень важную роль в этом процессе.
http://www.radioazadlyg.ru/content/blog/24672758.html

Сайт азербайджанской службы «Радио Свобода»

11.10.2012
Сайт азербайджанской службы «Радио Свобода»
Неожиданный спад стал возможен исключительно в результате грубых ошибок компании bp, возглавляющей консорциум, который осуществляет деятельность на месторождениях «Азери» и «Чираг». Мы на протяжении многих лет сотрудничаем с компанией bp. Во все периоды поддерживали их деятельность. Поддерживали их в самые трудные для них дни. Мы ожидали адекватного отношения», — заявил 10 октября президент Азербайджана Ильхам Алиев на заседании Кабинета министров.

Президент подчеркнул, что «это не первый год, когда добыча нефти уменьшается»:

«Разумеется, занятые в нефтяной промышленности специалисты знают, что у каждого месторождения нефти есть определенная жизнь. Добыча растет, достигает пиковой отметки, затем в течение определенных лет остается стабильной, после этого начинается спад. Но речь не идет о том, что достигнута пиковая отметка, а далее идут процессы спада, речь о том, что сделанные прогнозы не выполняются.

К своим словам хочу добавить конкретные цифры.

Так, в 2009 году данный нам прогноз добычи с месторождений «Азери» и «Чираг» составлял 46,8 миллиона тонн. А фактически нефти было добыто на уровне 40,3 миллиона тонн.

В 2010 году прогноз составлял 42,1 миллиона тонн, а фактически было 40,6 миллиона тонн.

В 2006 году прогноз составлял 40,2 миллиона, а реальная добыча – 36 миллионов.

В 2012 году сделанный прогноз составляет 35,6 миллиона тонн. Учитывая нынешнюю добычу, можно предположить, что до конца года bp не сможет добыть с месторождений «Азери» и «Чираг» более 33 миллионов тонн нефти.

Суммировав все эти цифры, приняв цену нефти на уровне 100 долларов, хотя в эти годы она была еще выше, и подсчитав, мы увидим, что Азербайджан недополучил 8,1 миллиарда долларов дохода», — сказал Алиев.

Контракт по нефтяным месторождениям «Азери» и «Чираг» был подписан на основе долевого раздела, отметил президент Азербайджана:

«На тех начальных этапах, когда вкладывались большие инвестиции, доля зарубежных инвесторов была большей – примерно 75 на 25% в пользу иностранцев.

После того, как они вернули свои инвестиции, долевой раздел начал меняться – на уровне 50 на 50%.

В середине 2008 года, учитывая уже рентабельность нефтяных месторождений «Азери» и «Чираг» и условия контракта, этот долевой раздел изменился в пользу Азербайджана, и в настоящее время, с середины 2008 года по сегодняшний день, составляет 75 на 25 процентов».

Ильхам Алиев отметил, что после того как произошли изменения в долевом разделе в пользу Азербайджана, добыча нефти с нефтяных месторождений «Азери» и «Чираг», «почему-то стала уменьшаться»:

«Иностранные инвестиции в нефтяные месторождения не носили благотворительных функций, это чисто бизнес-проект. С самого начала и по сегодняшний день консорциумом во главе с bp в нефтяные месторождения «Азери» и «Чираг» было вложено 28,7 миллиарда долларов инвестиций. К этому дню консорциум получил доход в размере 73 миллиардов. То есть получена большая прибыль.

Данные нам ошибочные прогнозы неприемлемы. Данные Государственной нефтяной компании лживые обещания неприемлемы. В мире бизнеса такого уровня таким отношениям нет места.

Инвесторы, неспособные выполнить свой служебный долг, условия контракта, должны сделать выводы, должны быть и будут приняты строгие меры».

В азербайджанских СМИ на следующий день появился комментарий главы пресс-службы компании bp в Азербадйжане Тамам Баятлы в ответ на президентскую критику:

«Компания bp полностью верна Азербайджану и работает с SOCAR для решения вопросов добычи на блоке месторождений «Азери-Чираг-Гюнешли» по возможности в кратчайшие сроки».

По словам Алиева, в прошлом месяце со стороны bp ему в официальном порядке было дано слово, что все эти негативные явления будут устранены в короткие сроки.

«Все ошибки были признаны. Было признано, что положение не очень-то радужное. Данные мне обещания заключались в том, что за короткий период будут сделаны очень серьезные изменения, внесены поправки в рабочую программу, приняты конкретные меры для поддержания добычи на стабильном уровне и, самое главное, заменены люди, допустившие эти грубые ошибки. Но с того времени и по сегодняшний день — прошел почти один месяц — и я не вижу выполнения этих обещаний. Напротив, я считаю, здесь идет процесс затягивания времени. Поэтому я считаю, что это совершенно недопустимо. Государственной нефтяной компании уже дано поручение поднять этот вопрос в официальном порядке и принять необходимые меры. Инвесторы, неспособные выполнить свой служебный долг, условия контракта, должны сделать выводы, должны быть и будут приняты строгие меры», — заявил глава государства.

Контракт на разработку крупного морского месторождения «Азери-Чираг-Гюнешли» был заключен в 1994 году. Долевое участие в контракте распределено следующим образом: bp (оператор в «Азери-Чираг-Гюнешли») — 35,78 процентов, Chevron — 11,27 процентов, Inpex — 10,96 процентов, AzACG — 11,65 процентов, Statoil — 8,56 процентов, Exxon — восемь процентов, ТРАО — 6,75 процентов, Itocu — 4,3 процента и Hess — 2,72 процента (продала долю индийской ONGC, сделка завершится в первом квартале 2013 года).
http://www.panorama.am/ru/economy/2012/10/11/azerbaijan-oil/

12.10.2012
Объем промышленного производства в Азербайджане в январе-сентябре 2012 года сократился на 3,5% по сравнению с показателем аналогичного периода 2011 года. За отчетный период спад производства в нефтяной промышленности составил 5,6%. При этом, 76,4% от общего объема производства пришлось на добывающую промышленность, 18,3% — перерабатывающую, 4,8% — сферу производства и распределения электроэнергии, газа и пара
http://panorama.am/ru/region/2012/10/12/azer-industry/
За январь-сентябрь 2012 года объемы нефтедобычи в Азербайджане сократились на 2,7 млн. тонн, по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. В целом объем добычи нефти в Азербайджане за январь-сентябрь 2012 года составил 32,8 млн. тонн. В 2011 году экспорт сырой нефти из Азербайджана составил 37.45 млн. тонн, что на 12,2% меньше, чем в 2010 году. Экспорт нефтепродуктов в 2011 году, снизился на 11,7%, составив 1 млн. 985 тыс. тонн. Объемы экспорта нефти из Азербайджана за январь-август 2012 года составили 24,029 млн. тонн, сократившись по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 11,84%.
http://panorama.am/ru/economy/2012/10/13/az-economy/

13.10.2012
Что беспокоит нас и президента?
«Большая часть наших валютных резервов, которые сегодня находятся на уровне 45 миллиардов, — это средства Нефтяного фонда. И еще сколько средств было израсходовано в течение последних 12 лет», — заметил президент. Это очень важный эпизод из выступления. 45 млрд. было израсходовано за 12 лет. Вопрос для второклассника – сколько времени надо, чтобы израсходовать еще 45? Правильно, столько же, то есть 12 лет. Хотя, если в стране разразится экономический кризис сродни упадку европейской экономики, то можно ожидать еще более худший результат, история помнит, как за 4 месяц растаял 70 миллиардный стабилизационный фонд Южной Кореи или великий греческий пожар. Однако, допустим, что Азербайджану, как и в середине тучных «нулевых» удастся избежать экономического коллапса, но что поделать с аппетитом власти? С учетом возрастающих аппетитов государству осталось не более 10 лет, если не меньше для сведения бюджета без дефицита со всеми вытекающими отсюда последствиями. Если учесть, что с течением времени распадные процессы в стране, то есть суммы откатов и взяток, масштабы коррупции, наглость чиновников, проистекающая от безнаказанности будут только возрастать, времени остается намного
меньше.

по мнению западных аналитиков после этого выступления президента шансы bp стать оператором в мегапроекте «Шахдениз — 2» ничтожно малы, и ГНКАР может сделать ставку на другие американские компании, как Коноко или Эксон-Мобиль, и дескать этот выпад президента против bp рассчитан на то, чтобы держать остальные компании, входящие в АМОК в подвешенном состоянии.

В свое время Гейдар Алиев сделал транснациональным компаниям предложение, от которого они не смогли отказаться. Оно было гораздо заманчивее, чем нефтяная стратегия, разработанная сначала связкой А.Муталибов-С.Ализаде, а затем дуэтом Эльчибей — Сабит Багиров. Результаты налицо. И та связка, и другая удержали кормило власти в руках не более года. Видимо, на это и намекает влиятельный американский журнал Forbes.
http://haqqin.az/ictimai/3145-neftyanaya-voyna-prezidenta.html

уровень нефтедобычи ВР ниже прогнозируемого на 9-10%, однако, действующие на суше операторы недодают до 45% прогнозируемых объемов. Основная причина критики в том, что в качестве основного оператора консорциума британцы добывают более 80% экспортируемой нефти и газа. Только в течение года при ценах $110 за баррель запасы государственного нефтяного фонда пополнились на $19,5 млрд. Долгое время цены были гораздо более выше, поэтому отставание от прогнозируемых результатов выражается миллиардами недополученной валюты.

Компания ежегодно презентует отчеты, в которых нет ни слова об обязательствах по прогнозам, тем более о невыполнении их. С конца прошлого года вплоть до Лондонской олимпиады 2012 Ильхам Алиев четырежды встречался с президентом группы компаний ВР Робертом Дадли. По полученным данным, высокая интенсивность встреч обусловлена намерением ВР участвовать в новых проектах, заключить контракт на освоение глубинных пластов газовых месторождений “Азери- Чыраг – Гюнешли” и получить пай в международном проекте TANAP.

Как следствие встреч на высшем уровне, 5 октября между ВР и Азербайджанской государственной нефтяной компанией заключен новый рамочный договор, предусматривающий совместные разведывательные работы
http://haqqin.az/blok/3136-vr-ostanetsya-strategicheskim-partnerom-azerbaydzhana.html

В прошлом месяце ряд нефтяников и дипломатов сообщил Reuters, что, если BP хочет замедлить спад добычи, ей придется инвестировать в месторождения на миллиарды долларов больше, чем планировалось ранее. Такой шаг, возможно, не будет коммерчески оправданным, если соглашение о разделе продукции не будет продлено и истечет в 2024 году.
http://haqqin.az/blok/3132-azerbaydzhan-obvinil-bp-v-lozhnyh-obeschaniyah.html

15.10.2012
«Forbes»: Если «British Petroleum» уйдет из Азербайджана, то Алиев уйдет вслед за ней

Для корпорации «British Petroleum» тяжелые времена: она подверглась резкой атаке со стороны Азербайджана из-за спада нефтедобычи на ключевом месторождении Азери-Чираг-Гюнешли (АЧГ).

«Однако вопрос не в том, что Алиев атакует BP, а то, не делает ли он тем самым еще хуже себе?», — пишет американский финансово-экономический журнал «Forbes».

Согласно статье, за последние три года наблюдалась существенная разница между прогнозами BP по добыче и действительной добычей нефти в Азербайджане. В 2009 году планировалось добыть 46.8 тонн вместо добытых на самом деле 40,3 млн. тонн. В 2010 добыча составила 40.6 млн. тонн вместо прогнозируемых 42.1, а в 2011-ом – вместо запланированных 40.2 млн. тонн было добыто лишь 36 млн. тонн. По прогнозам на 2012 год, производство должно составить 35.6 млн. тонн, однако Баку считает, что в лучшем случае по итогам года будет добыто 33 млн. тонн. В денежном выражении разрыв, согласно азербайджанским данным, составил $8.1 млрд. Более того, Алиев уяснил, что за такие «грубые ошибки» будут предприняты «серьезные действия».

«Если основываться на реальных цифрах, на АЧГ никогда не производилось 1 млн. баррелей в день, как планировалось по завершению третьей фазы. Объем производства с первого дня эксплуатации АЧГ терпел упадок, и сейчас составляет всего лишь 684,000 баррелей в день. Объем производства нефти в целом по стране по прогнозам составит 940,000 баррелей в день к концу 2012 года», — пишет «Forbes».

Согласно автору статьи, причина проблемы — в геологии. «Даже если допустить, что производство на АЧГ можно вернуть к отметке 800,000 баррелей в день, то это потребует капитальных вложений. Консорциум АЧГ уже тратит ежегодно около $2 млрд. для сохранения текущего уровня добычи. Эта цифра может быть значительно выше, если в течение ближайших двух-трех лет будет решено расширить платформу. Однако проблема заключается в том, что контракт заканчивается в 2024 году, и вряд ли удастся окупить такие затраты за этот период», — говорится в статье.

«Forbes» отмечает, что как и любой нефтекрат, Алиев прекрасно понимает, что доходы от нефти – единственный способ содержать страну и самому оставаться у власти. «Баку захочет увеличить стоимость аренды АЧГ, чтобы компенсировать снижение объемов производства. А сейчас BP – компания, благодаря которой Азербайджан появился на энергетической карте мира в 1990-е, стал козлом отпущения», — пишет автор.

Журнал отмечает, что подобные игры для Алиева могут кончиться неприятным шоком. Нефтяные запасы Азербайджана, конечно, значительные, но не огромные.

«Каким бы сложным ни был текущий период для пребывания в Азербайджане для BP, президент Алиев должен твердо помнить, кто есть кто и какое место Азербайджан занимает на нефтяной карте мира. Международные нефтяные корпорации могут жить и без Азербайджана, если решат, что он переступил черту, но Алиев не может обойтись без них и доходов, которые они приносят. BP вполне может покинуть Баку, однако это произойдет незадолго до того, как Алиев уйдет вслед за ней, если решит прыгнуть выше своей головы», — пишет «Forbes».

29.11.2012
Нефтяные доходы Алиевых
Грязные богатеи: У любимой диктатуры Великобритании столько нефти, что ее наследники купаются в ней… Однако из-под сказочного богатства Азербайджана вылезают многие очень мутные тайны.
Это заголовок газеты «The Mail on Sunday» от 25 ноября.
Во втором заголовке читаем: За прошлый год нефть принесла 19 млрд фунтов стерлингов дохода, однако предполагается, что большая часть этих денег утекла в карманы президента Ильхама Алиева и его семьи.
Автор статьи Уилл Стюарт пишет:

«Никто не знает, какая часть поразительного нефтяного богатства Азербайджана течет на банковские счета 50-летнего президента Ильхама Алиева, его фаворитов и прихлебателей. Однако с уверенностью можно сказать, что их богатства трудно представить. По предположениям независимого расследования, государственная нефтяная и газовая компания за прошлый год получила прибыль в 19 млрд фунтов стерлингов в стране, население которой не достигает 10 миллионов».

«Сам Алиев получил образование в России, но своих дочерей Лейлу и Арзу послал учиться в Королевский колледж для девушек, где годичное обучение обходится в 15 тысяч фунтов стерлингов», — пишет Уилл Стюарт.

В статье говорится, что ни один из официальных лиц Великобритании, совершивших визит в Азербайджан, не критиковал официальный Баку.

«Наверное, они правы, — пишет «The Mail on Sunday». – Дело в том, что Алиев хоть и тиран, но он тиран-англоман».

Автор отмечает, что вполне возможно, в этой маленькой стране таится энергетическая безопасность будущих поколений Европы, а Алиев старается уверить, что у него есть еще столетние запасы газа. Кроме того, маршруты снабжения Европы углеводородами из Азербайджана недосягаемы для «русского медведя» «Газпрома», Саудовской Аравии с ее деспотией фундаменталистов и Ирана.

Несмотря на критику и насмешки над Алиевым, — пишет Уилл Стюрат, — западные лидеры втайне благодарны человеку, который принес стабильность в нефтяные и газовые перспективы.

Журналист напоминает, что когда Башар Асад пришел к власти в Сирии, один из британских министров-лейбористов назвал это «хорошей новостью».

«Этот очень общительный, обладающий современными взглядами человек поведет Сирию вперед», — сказал министр Соединенного королевства.

«Министра, который сказал это, звали Петер Хейн. И что же? Взгляд в прошлое делает нас мудрее. Поэтому могу сказать только одно: не очень-то полагайтесь на стабильную династию Алиевых с их дворцами-небоскребами. Колесо фортуны может однажды повернуться вспять».

Слева направо: Гейдар Алиев-младший, Мехрибан Алиева, Ильхам Алиев, Лейла Алиева и Эмин Агаларов на открытии Центра Гейдара Алиева. Фото president.az

— — — — — — — —

15.10.2012
Как друг Путина Ильгам Рагимов стал владельцем центра «Европейский» и гостиницы «Украина»

ЛУКОЙЛ: Презентация консолидированной фин. отчетности по стандартам ОПБУ США за 1-полугод. 2012

31 августа 2012г., Москва

ЛУКОЙЛ демонстрирует высокую финансовую эффективность среди российских компаний

Добыча ЛУКОЙЛа

Добыча ЛУКОЙЛа: продолжение стабилизации

Западная Сибирь: от падения к росту

http://www.lukoil.ru/new/presentations/2012
http://www.lukoil.ru/df.asp?id=97

Казахстан: Большая Каспийская Проблема

Основой нашей экономики является нефть, и пока не видно никаких признаков, что ситуация изменится. Соответственно, состояние наших нефтяных запасов является ключевым вопросом для каждого. Какие характеристики же важны для нас:

1. Добыча
2. Количество запасов, причем, не столько общих, а сколько извлекаемых
3. Себестоимость добычи
4. Темпы освоения месторождений
5. Возможности для экспорта

Если для наземных месторождений все примерно по этим вопросам более-менее ясно, то с морскими месторождениями, как пишут в статусах ВКонтакте девушки с неудавшейся личной жизнью, «все сложно». При этом надо отметить, что общие прогнозные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья в Казахстане составляют 17 миллиардов тонн, из них 8 миллиардов тонн приходится на морские месторождения — то есть, практически половина. И большинство прироста добычи нефти в стране будут обеспечивать именно морские месторождения, в то время как большинство разрабатываемых на суше месторождений нефти уже достигли стадии максимального уровня годовой добычи и дальнейший рост добычи на суше, в основном связан с интенсификацией разработки месторождений Тенгиз и Карачаганак. Поэтому ситуация с освоением казахстанского сектора Каспийского моря является ключевой для всей страны.

Но прежде, чем делать обзор существующей ситуации, надо вспомнить то, что было раньше. И начать надо с недействующей и уже полузабытой «Государственной программы освоения казахстанского сектора Каспийского моря», утвержденной Указом Президента Республики Казахстан от 16 мая 2003 года №1095, а также сопутствующих документов.

Что в ней предусматривалось:
1. Освоены до стадии промышленной добычи к 2015 году будут следующие участки КСКМ (из 34 предусмотренных) — Кашаган, Кайран, Актоты, В-3 (Курмангазы), В-5 (Тюб-Караган), С-1 (Ракушечное море), А-1 (Абай), А-2 (Исатай), Каламкас-море.
2. Помимо всего, должны быть пробурены 61 поисковая и разведочная скважина
3. Прогнозные данные добычи нефти по годам: 2006 год — 8 миллионов тонн, 2007 год — 11 миллионов тонн, 2008 год — 14 миллионов тонн, 2009 год — 21 миллионов тонн, 2010 год — 40 миллионов тонн, 2011 год — 52 миллионов тонн, 2012 год — 64 миллионов тонн, 2013 год — 76 миллионов тонн, 2014 г. — 88 миллионов тонн, 2015 год — 100 миллионов тонн.
4. Предполагаемые объемы добычи газа по годам: в 2005 г. — до 0,3 млрд.м, 2006 г. — 5 млрд.м , 2007 г. — 7 млрд.м , 2008 г. — 10 млрд.м , 2009 г. — 13 млрд.м , 2010 г. — 24 млрд.м , 2011 г. — 31 млрд.м , 2012 г. — 38 млрд.м, 2013 г. — 45 млрд.м , 2014 г. — 52 млрд.м и в 2015 г. до 63 млрд.м.
5. В целом, в 2012 году добыча должна идти или начаться на Кашагане, Кайране, Актоты, Каламкас-море, Тюб-Карагане и составить 64 миллиона тонн нефти и 38 миллиардов кубометров газа. На Курмангазы, Ракушечном море, Абае, Исатае должно идти оценочное бурение и строительство.

Однако планы — это одно, а суровая реальность это другое. Получается на нынешний момент следующая картина:
1. Пробная добыча на Кашагане начнется до конца 2012 года с объема 75 тысяч баррелей в сутки. В 2013 году добыча составит 375 тысяч баррелей в сутки, то есть примерно 19 миллионов тонн нефти в год. Скорее всего, на данном уровне добычи товарного газа в больших объемах не будет. Возможно, потом, через 1-2 года Кашаган выйдет на мощность 450 тысяч баррелей в сутки или примерно 22,8 миллиона тонн нефти в год.
2. Схема второго этапа освоения Кашагана пока не согласована.
3. На участках Курмангазы, Аташ, Тюб-Караган следов углеводородов после бурения найдено не было. Надо учесть, что Курмангазы считалось вторым по величине месторождением КСКМ после Кашагана с возможными извлекаемыми запасами в 900 миллионов тонн нефти
4. На Каламкас-море, Кайране, Актоты идут работы по оценочному бурению и разведке
5. На участке Жемчужины разведочным бурением найдены следы углеводородов. Планируется бурение разведочных скважин на Жамбае.

Гораздо лучше дело обстоит с береговой и транспортной инфраструктурой — кажется, ее возможности по экспорту нефти уже скоро превзойдут добычу, что обеспечит сильную конкуренцию между портами и нефтепроводами.

Оптимизма не добавляет и прогнозы МНГ, озвученные вице-министром Болатом Акчулаковым на V Астанинском экономическом форуме. Он спрогнозировал, что к 2030 году Казахстан будет добывать 109-110 миллиардов кубометров газа в год. Но все дело в том, что в 2009 году такое количество газа прогнозировалось добывать в 2020 году вместе с 164 миллионами тонн нефти — получается, сроки сдвинулись на 10 лет, что уже немало.

Как видно, темпы освоения, как и общие запасы углеводородов в казахстанском секторе Каспийского моря довольно далеки от запланированных и ожидаемых. Но хорошо ли это или плохо?
Что может быть аргументами за «хорошо»? На мой взгляд, это следующее:
1. Нефти все меньше и цена на нее будет расти. Извлекаемые запасы нефти все уменьшаются, альтернативные источники энергии остаются до сих пор крайне дорогими. Цена нефти остается на достаточно высоком уровне и возможные проблемы в Персидском заливе и Ближнем Востоке заставляют думать, что она останется на таком же уровне.

2. Чем меньше нефти добудут, тем больше нам останется. У морских месторождений (в частности у Кашагана) определен срок, до которого идет добыча инвесторами, а потом добыча будет вестись национальным оператором и тут есть прямая заинтересованность, чтобы Казахстану осталось побольше нефти и соответственно побольше доходов.

3. Лучше накопить денег и освоить самим. Пока наши компании не освоили технологии добычи на море и поэтому сами не могут разрабатывать месторождения, но они в настоящее время учатся, и, возможно, лет через пять уже будут иметь необходимый опыт. А свой национальный оператор — это более выгодные условия для государства, чем иностранцы.

4. Статус Каспия пока не очень хорошо определен, что может привести к возможным проблемам между государствами — пока освоение идет на Северном Каспии у Казахстана нет особых проблем, но когда будет осваиваться Средний Каспий возможны проблемы с Туркменистаном.

А что может быть аргументами за «плохо»? Тут тоже довольно много аргументов:
1. Нефти может быть все больше и цена на нее может упасть. Освоение морских месторождений на Каспии становится выгодным только при цене нефти около 50-60 долларов за баррель — если она ниже, то инвестиций можно не ждать. Если будут удешевлены технологии добычи тяжелой нефти, то вполне может быть, ею современный мир и обойдется, благо экономический кризис, возможно, как и в 70-х года XX века заставит резко понизить удельное потребление нефти. Поэтому может быть оптимальная стратегия — заполучить как можно больше инвесторов, пока нефть остается дорогой.

2. Инвестиции в нефтегазовую отрасль составляют один из основных источников поступлений денег в страну. Когда основные объекты на действующих месторождениях будут построены, количество инвестиций резко сократится. К примеру, бурение только одной разведочной скважины на Каспии стоит сейчас до 100 миллионов долларов и частично эти деньги будут потрачены в Казахстане.

3. Местные инвестиции и предприятия развиваются в расчете на быстрое освоение Каспия — пример, предприятия в Мангистауской и Атырауской областях. Если, к примеру, трубный завод будет построен и заработает в 2017 году, а строительство трубопроводов на Кашагане начнется в 2020, у владельца завода будут существенные проблемы.

4. Прикаспийские области являются основным объектом для трудовой миграции в стране именно из-за того, что там разворачиваются такие большие нефтегазовые проекты, занимающие по 15-20 тысяч человек как минимум. Что будут делать приехавшие туда люди, если количество рабочих мест резко сократится и новые рабочие места не появятся?

5. Политическая значимость Казахстана во многом зависит от его нефтегазовых ресурсов — каспийская нефть нужна Евросоюзу, чтобы снизить зависимость от России. Соответственно, чем больше там нефти, тем больше уступок Казахстану готовы сделать и Евросоюз и Россия, чтобы тем или иным образом повлиять на этот поток. Но верно и обратное — если нефти не будет, то вместо интересного партнера и возможной проблемы (статусы эти, кстати, равнозначны по части получения преференций) Казахстан превращается в обычную заштатную страну.

Как видно, руководству страны в ближайшее время придется решать — наращивать ли освоение Каспия или нет. На мой взгляд, оно пока решило сделать выбор в сторону консервативного варианта — пока не форсировать освоение Каспия.

Будет ли этот вариант правильным или нет — покажет время.
http://tengrinews.kz/opinion/321/

Варианты раздела Каспийского моря


http://www.vz.ru/infographics/2010/10/26/442583.html

topneftegaz.ru: о Роснефти

Топ-10 перспективных проектов «Роснефти»

1. Проект «Сахалин-3». В рамках проекта Сахалин-3 «Роснефть» совместно с китайской нефтехимической корпорацией Sinopec ведет поисково-разведочные работы на Венинском лицензионном участке. Участок расположен на шельфе острова Сахалин в Охотском море, его площадь составляет 5,3 тыс. кв. км. Глубина моря в районе участка варьируется от 25 до 150 м.
2. Проект ««Сахалин-5». В рамках проекта Сахалин-5, реализуемого НК «Роснефть» и компанией BP, ведутся разведка и разработка Кайганско-Васюканского лицензионного участка, расположенного на сахалинском шельфе.
3. Туапсинский прогиб. Туапсинский лицензионный участок расположен в российской части шельфа Черного моря вдоль Черноморского побережья Краснодарского края. Он охватывает около 11,2 тыс. кв. км при глубине моря от 1 000 до 2 000 м и, с точки зрения освоения морских месторождений, считается сверхглубоким. В ходе сейсморазведки на участке выявлено примерно 70 перспективных структур.
4. Темрюкско-Ахтарский участок расположен в Краснодарском крае на шельфе Азовского моря в районе Темрюкского залива. Для его разведки и разработки компании «Роснефть», ЛУКОЙЛ и Государственный фонд имущества Краснодарского края основали в 2003 г. совместное предприятие ООО «НК «Приазовнефть». Площадь участка составляет 5,4 тыс. кв. км, а глубина моря — около 10 м.
5. Западно-Черноморский и Южно-Черноморский лицензионные участки. В 2007 г. «Роснефть» выиграла аукцион, связанный с конкурсным производством компании «ЮКОС», и в числе прочих активов приобрела 100%-ную долю в ООО «Вал Шатского», которому принадлежит лицензия на геологоразведку Западно-Черноморского лицензионного участка на шельфе Черного моря.
6. Северо-Каспийский проект. В 2007 г. «Роснефть» выиграла аукцион, связанный с конкурсным производством компании «ЮКОС», и в числе прочих активов приобрела долю в Каспийской нефтяной компании, которой принадлежит лицензия на проведение геологоразведочных работ на Северо-Каспийском лицензионном участке в российском секторе Каспийского моря.
7. Арктические моря России. НК «Роснефть» приступила к реализации проектов в Карском и Баренцевом морях, получив в 2010 г. 4 лицензии на изучение шельфа арктических морей: три из них — на участки в Карском море, Восточно-Приновоземельские — 1, 2 и 3 и одну лицензию на Южно-Русский участок в Печорском море. Ресурсы перечисленных участков оцениваются в 21,5 млрд. тонн нефтяного эквивалента.
8. Структура Курмангазы (Казахстан). «Роснефть» участвует в проекте по освоению структуры Курмангазы, которая расположена в казахстанской части шельфа Каспийского моря между месторождениями Кашаган и Широтное.
9. Адайский блок (Казахстан). Роснефть владеет 50%-ной долей в проекте по разведке и разработке запасов Адайского блока в богатом нефтью регионе Атырау на западе Казахстана. Остальные 50% принадлежат китайской компании Sinopec.
10. Блок «245-юг» (Алжир). Роснефть» участвует в международном проекте по разведке блока 245-юг площадью 6,5 тыс. кв. км в южной части Алжира.
http://topneftegaz.ru/analisis/view/7878

Топ-10 добывающих предприятий ОАО НК Роснефть
1. ООО «РН-Юганскнефтегаз» (обеспечивает 57 % добычи ОАО НК «Роснефть»)
2. ООО «РН-Пурнефтегаз» (ведет разработку нефтяных и газовых месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе)
3. ОАО «Томскнефть ВНК» в Западной Сибири
4. ЗАО «Ванкорнефть» (Восточная Сибирь)
5. ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» на Дальнем Востоке
6. «РН-Северная нефть» в Республике Коми
7. Самаранефтегаз (крупнейшее нефтегазодобывающее предприятие Роснефти на территории Самарской области и ее третий по объему добывающий актив)
8. ОАО «Удмуртнефть» (крупнейшее нефтедобывающее предприятие Удмуртской Республики)
9. Краснодарнефтегаз (юг России)
10. ОАО «НК «Роснефть-Дагнефть» и ОАО «Дагнефтегаз» (Основными месторождениями являются Димитровское нефтегазоконденсатное месторождение и Озерное нефтяное месторождение).
http://topneftegaz.ru/analisis/view/7876

Total: 2011 Results and outlook

http://www.total.com/en/investors/results/2011/2011-results-202134.html
http://www.total.com/en/investors/presentations/2011-results-outlook-202149.html
http://www.total.com/MEDIAS/MEDIAS_INFOS/5103/EN/Total-2011-en-results-outlook-slides.pdf