Архив меток: odnako.org

Дебиты скважин и инвестиции

odnako.org: Польский «сланец»: как искали газ, а нашли легкую нефть

Компания 3Legs Resources, которая занимается разработкой сланцевого газа в Польше, недавно опубликовала пресс-релиз с данными по тестам скважины Lublewo LEP-1ST1H. Многие информационные агентства уже осветили данные как неудачи, но, как нам кажется, на новости стоит остановиться подробнее. Почему такое внимание уделено лишь одной тестовой скважине? Просто потому что тестовых скважин на сланцевый газ в Польше единицы: у компании 3Legs Resources, которая считалась наиболее перспективной, их всего три за несколько лет и судить о ситуации приходится буквально по отдельным скважинам.

Чтобы иметь возможность оценить ситуацию, стоит перейти к конкретным данным, а они таковы: средняя суточная добыча с 8 августа по 17 сентября составила 232 барреля нефтяного эквивалента, что немного. Несмотря на то, что планировали получить на скважине именно газ, в основном была лёгкая нефть. Компания оценила эти результаты как некоммерческие и приняла решение прекратить усилия. Пропорции между газом и нефтью зависят от многих параметров и могут сильно варьироваться в пределах месторождения, поэтому следует применять оценку в баррелях нефтяного эквивалента. В любом случае, меньшая доля газа в добыче не делает скважину менее привлекательной, особенно с учетом того, что нефть сейчас дороже газа в пересчете на теплотворную способность.

С одной стороны, слабые данные действительно говорят не в пользу промышленной добычи сланцевого газа в Польше — и так немного желающих заниматься разведкой, не говоря уже о добыче. И проблема не в высокой доле нефти в этой конкретной скважине, а в нерентабельности добычи. Поэтому можно утверждать с высокой вероятностью, что до 2020-го никакого “сланцевого чуда” как в США в Польше не будет.

Тем не менее, начальный дебит в 232 барреля нефтяного эквивалента — это, на удивление, неплохое значение по меркам сланцевых скважин. Для сравнения, на месторождении “Баккен” нефти низкопроницаемых коллекторов (так называемой “сланцевой”) начальные дебиты составляют около 450 баррелей в день. На месторождении Игл-Форд — порядка 500 баррелей нефтяного эквивалента (а несколько лет назад в разы меньше). Вроде бы больше. Но начальные дебиты стоит сравнивать, не забывая и о длине горизонтального ствола скважины — чем он длиннее, тем дебиты пропорционально больше, а скважина, аналогично, дороже. На скважине компании 3Legs Resources длина горизонтального ствола составляет полтора километра, примерно как среднее значение на Игл-Форде, но зато короче типичных скважин “Баккена” в два раза (там это около трёх километров).

Поэтому, стоит сделать два вывода:
1.​ Технологически, добыча “сланцев” в Польше, в целом, эквивалентна США и проблем с ней нет. Пока непонятен момент с соотношением газ/нефть, но он, в плане энергоресурсов, не несёт в себе проблем. При этом стоит сделать скидку на то, что на первых скважинах (как в случае обсуждаемой) технологии только подбираются и обкатываются.

2.​ Экономическая сторона вопроса сильно хромает. Скорее всего, скважина получилась столь нерентабельной не по причине плохих результатов конкретно добычи, а по причине высокой стоимости скважины, которая обусловлена неразвитостью польского сектора добычи углеводородов. В США скважины показывают аналогичные результаты и при этом имеют хорошую себестоимость в $60-75 за баррель

“Сланцевые” месторождения обладают рядом принципиальных отличий — углеводороды содержатся во всём пласте и они не скапливаются в одном месте (“ловушке”), как на традиционных месторождениях. Поэтому они, обычно, более однородны, имеют бОльшие запасы и вероятность того, что скважина уникальна и больше таких хороших не будет — мала. Поэтому следует исходить из того, что это “средняя” скважина.

Итог таков, что в среднесрочной перспективе результаты действительно плохие, а в долгосрочной их можно рассматривать как относительно позитивные — скважина показала приемлемые значения добычи и польское “сланцевое чудо” отныне перестало упираться в технологические факторы, а лишь в экономические, которые решаемы при подходящих амбициях и экономической ситуации.

— — — —
Весь вопрос в упирается в инфраструктуру и сделанные ранее инвестиции:

27 Март 2012 О сланцевом газе, моя оценка ситуации http://iv-g.livejournal.com/632859.html
Стоимость газ низкая в США по причине многих факторов:

а) близко к потребителям
б) развитый нефтегазосервис и практически свободный в условиях кризиса. Близость нефтегазосервиса к местам работы: не надо везти оборудование за тысячи километров.
в) колоссальный сдвиг в объемах бурения в 2006-2009 гг. именно на газовые скважины, рост от обычного уровня (до 2002 г.) почти в 3 раза
г) низкая ставка по кредитам
д) четыре из пяти формаций сланцевого газа в пределах основного района нефтегазодобычи в США, есть вся инфраструктура для транспортировки, буквально только подключайся и качай.
основная добыча (2/3) СГ приходится на формации Барнетт (Техас) и Хэйнесвилл (Техас, Луизиана), которые расположены в хорошо разведанных нефтегазоносных бассейнах США.
По степени разведанности сопоставимы, пожалуй, только Россия (Волго-Урал, Зап. Сибирь), Украина (Прикарпатский прогиб и особенно Днепровско-Донецкая впадина) и Китай.
е) добыча в известных районах или на известных месторождениях/газовых проявлениях в других интервалах глубин позволяет бурить только боковые стволы и проводить гидроразрыв, остальное все уже есть.

Поэтому сравнивать только текущие затраты («себестоимость») и дебиты без указания сделанных ранее капитальных затрат [и законодательной базы] в разных странах для рассмотрения перспективности проектов не совсем корректно.

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

«Роснефть» назвала причины падения цен на нефть

Вице-президент и пресс-секретарь «Роснефти» Михаил Леонтьев назвал причины текущего падения цен на нефть. По его словам, снижение носит временный характер и может не отражать объективного тренда. Об этом Леонтьев заявил в эфире «Русской службы новостей».

В качестве одной из причин падения Леонтьев назвал то, что «Саудовской Аравии начала делать большие скидки на нефть». По мнению Леонтьева, скидки носят характер «политического манипулирования», которое «может плохо кончиться» для ближневосточной страны.

Вторым фактором падения цен, по мнению Леонтьева, стала «ворованная нефть ИГИЛ (экстремистская группировка «Исламское государство Ирака и Леванта» — прим. РБК), которая «поступает на рынок через Турцию и Израиль с тройным дисконтом».

Среди долгосрочных факторов, влияющих на падения цен на нефть, Леонтьев назвал появление большого количества американской нефти на американском рынке и «сланцевую революцию».

9 октября цена ноябрьского фьючерса на нефть марки Brent снизилась до $89,97 – так низко цена на этот сорт нефти не опускалась с июня 2012г. На нефть марки WTI цены опустились ниже $90 еще в начале августа, на новостях о росте запасов сырой нефти в США. Из-за роста предложения нефти на рынке цены на нее падают уже третий месяц.

11 октября глава департамента стратегического планирования Минфина РФ Максим Орешкин заявил, что нефть может на короткий срок понизиться до $80 за баррель. По словам Орешкина, если цена на нефть останется на текущем уровне, то, в соответствии с бюджетным правилом, будут использованы средства Резервного фонда. На 2015г. бюджет формировался исходя из цены на нефть $96 за баррель.

Глава «Роснефти» Игорь Сечин в конце сентября назвал цену в $90 за баррель «нормальной».
http://top.rbc.ru/economics/12/10/2014/543a6f07cbb20f8760877b56
— — — — —
i/ Снижение может быть временным, а может и нет.
Может сыграть роль замедление китайской экономики.

http://www.zerohedge.com/news/2014-10-06/china-one-chart

ii/ О скидках на нефть Саудовской Аравии впервые читаю.
Не мешает при этом указать, что Саудовская Аравия снижает добычу с августа 2014

iii/ «Ворованная нефть» ИГИЛ составляет всего 80 tbd

Много нефти у ИГИЛ не может быть, т.к. добыча нефти в Сирии (BP Statistical Review of World Energy 2014): 2011 г. — 327 tbd, 2012 — 171 tbd, 2013 — 56 tbd, а основная нефть Ирака добывается на территориях, контролируемых шиитами и курдами.

iv/ Одновременно растет добыча в Ливии, почти на 0.7 mbd

v/ Рост добычи в США, безусловно значим
.
Долгосрочным фактором наконец-то стала сланцевая революция 🙂
Но почему-то упускается тенденция к снижению цен на сырье, существующая уже более трех лет

odnako.org: Нефтяной «отмыв», чьи интересы обеспечивает «исламский фанатизм» ИГИЛ

23 июня 2014
Пока западные СМИ рекламируют «Исламское государство Ирака и Леванта» как группу джихадистов, вдохновлённых Кораном, ИГИЛ начало нефтяную войну в Ираке. С помощью Израиля оно перекрыло поставки в Сирию и санкционировало воровство нефти Киркука местным правительством Курдистана. Продажа краденой нефти будет осуществляться компанией Aramco, которая выдаст лишние объёмы за увеличение саудовской добычи.
Читать далее