НЕФТЬ АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

21.05.2012

НЕФТЬ АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

Ара Марджанян
Старший эксперт НОФ «Нораванк», к.т.н., с.н.с.

Запасы

Доказанные запасы (prooved reserves) сырой нефти Азербайджанской Республики (АР) не изменялись с 2002г. и на сегодняшний день составляют 7 млрд. баррелей [1] (см. Рис. 1, левая ось). Львиная доля доказанных запасов приходится на прибрежные нефтяные месторождения Каспия, самым богатым из которых является месторождение «Азери-Чираг-Гюнешли» (АЧГ). На его территории – в границах, определенных по подписанному в 1994г. соглашению на период эксплуатации до 2024г., – извлекаемые запасы (recoverable reserves) нефти оцениваются в 5.4 млрд. баррелей, т.е. 77% от всех доказанных запасов АР. По положению на конец 2009г. здесь уже было добыто 1.4 млрд. баррелей (26% извлекаемых запасов месторождение АЧГ). Согласно профессиональным оценкам, запасы АЧГ для промышленно значимого использования исчерпаются к 2018-2020гг.

Потребление

Потребление сырой нефти в АР за период 1998-2011гг. не превышало отметку в 125 тыс. баррелей в день (б/д, см. Рис. 1, правая ось). В 2001-2011гг. этот показатель снижается в среднем до 85 тыс. б/д, что отражает проводимую политику по максимально возможному сокращению внутреннего потребления сырой нефти и направлению ее на экспорт [1]. В 2011г. потребление сырой нефти составило в среднем 74 тыс. б/д. По прогнозам специалистов, в ближайшие 2-3 года этот показатель останется неизменным [1, 2].

Переработка

По состоянию на январь 2012г. номинальная производительность двух действующих нефтеперерабатывающих заводов Азербайджана составляет около 400 тыс. б/д (нефтеперерабатывающие заводы «Бакинский» – мощностью 239 тыс. б/д и «Новобакинский» – мощностью 160 тыс. б/д). Несмотря на существенную недозагруженность производственных мощностей, оба завода нуждаются в модернизации. Необходимые инвестиции оцениваются в $600-700 млн. [2].

Экспорт

В 2010г. экспорт сырой нефти из АР составил в среднем 777 тыс. б/д, что почти на 8% меньше показателя 2009г. Около 95% экспорта добытой в АР нефти осуществляется тремя основными нефтепроводами.

80% экспорта осуществляется по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД), который, в свою очередь, прокачивает в основном нефть, добытую на АЧГ. В 2008г. по БТД перекачивалась также добытая на Тенгизском месторождении казахская нефть, которая на танкерах доставлялась к побережью АР – на Сангачалский терминал. С июля 2010г. по этому нефтепроводу транспортировалась также туркменская нефть. Нефтепровод БТД эксплуатируется консорциумом¹, управляемым британской компанией BP. Оператором турецкой части является компания BOTAS International. С июля 2006г. по БТД началась прокачка «большой нефти», добытой в АЧГ. Номинальная (проектная) пропускная способность БТД составляет 1.0 млн. б/д (согласно данным BP, в отдельные периоды этот показатель может быть увеличен до 1.2 млн. б/д). В действительности же БТД работал на значительно более низком уровне своих проектных возможностей. Так, в 2008г. среднегодовая прокачка по БТД составила 0.653 млн. б/д. В 2011г. по этому нефтепроводу было транспортировано около 32.2 млн. т нефти, что на 13% меньше показателя 2010г. Согласно данным компании BP, с июля 2006г. на конец 2011г. по БТД было прокачано 1.13 млрд. баррелей, что составляет всего 56% проектного уровня загрузки за этот период времени².

С целью повышения эффективности работы БТД и улучшению финансовых показателей всего проекта БДТ путем его дозагрузки в июле 2010г. Азербайджан и Туркменистан подписали соглашение о транспортировке туркменской нефти по этому нефтепроводу. По состоянию на 1 февраля 2012г. по БТД было прокачано около 4.4 млн. тонн туркменской нефти, из которых около 2 млн. – в 2011г. В марте 2011г. было заявлено, что турецкий оператор БТД BOTAS International с начала эксплуатации нефтепровода зафиксировал потери в размере $31 млн. из-за недозагрузки БТД. Ожидается, что по завершении деятельности программы (2045г.) потери только этой компании составят около $2 млрд.

Следующий экспортный нефтепровод – Баку-Новороссийск, с номинальной пропускной способностью 100 тыс. б/д. В 2010г. экспорт по этому нефтепроводу составлял 45.5 тыс., а в 2008г. – около 29.0 тыс. б/д. В 2011г. по этому нефтепроводу было прокачано около 2 млн. т нефти, что на 11,3% меньше показателя 2010г. Напомним, что по подписанному еще в 1996г. российско-азербайджанскому соглашению предусматривалось, что по нефтепроводу Баку-Новороссийск должно транспортироваться 5 млн. т нефти в год по транзитному тарифу $15.67 за тонну. Во второй половине 2011г. был зафиксирован спор между компаниями SOCAR и Транснефть вокруг транспортных тарифов и объемов транспортируемой нефти. Российская сторона, в частности, требовала либо увеличить загрузку нефтепровода, либо пересмотреть квоты (предоставить ежегодные квоты на недополученные 3 млн. т нефти российской компании «ЛУКОЙЛ»).

Третий экспортный нефтепровод – Баку-Супса – с номинальной пропускной способностью 145 тыс. б/д (или около 7 млн. т в год). Нефтепровод не действовал с октября 2006г. по ноябрь 2008г. В 2008г. прокачка нефти по нему составила всего 13 тыс. б/д, а в январе-августе 2009г. – 55 тыс. б/д. Прокачка в 2011г. составила около 2.65 млн. т нефти, что на 187 тыс. т меньше показателя 2010г.

Около 5% объемов экспортируемой из АР нефти выпадает на долю железной дороги и автотранспорта.

Добыча

Кривая добычи сырой нефти в АР за период 1998-2011гг. приводится на Рис. 1. (правая ось, тыс. б/д, по данным [1]). Здесь же показаны оценки добычи на 2012-2013гг. [2]. Как видим, на этапе «ранней нефти» месторождения АЧГ (1998-2004гг.) добыча нефти в АР начинает медленно увеличиваться и в 2004г. достигает показателя 315 тыс. б/д. С началом добычи «основной нефти» АЧГ (начало 2005г.) и вводом в эксплуатацию нефтепровода БТД в основном режиме (июль 2006г.) добыча интенсивно растет и в 2010г. достигает среднегодового показателя 1.037 млн. б/д. Причем 80% этого объема (0.830 млн. б/д) приходилось на долю нефти, добытой на месторождении АЧГ. В следующем, 2011г., в Азербайджане был зафиксирован спад добычи нефти. 27-го сентября 2011г. было заявлено³ о пересмотре запланированного на 2011г. показателя добычи (снижен на 100 тыс. б/д). Реальная добыча в 2011г. составил 0.9 млн. б/д. Из этого объема 0.8 – 0.85 млн. б/д составила доля добычи на АЧГ.

Рис. 2.
Схема комплексной трехэтапной программы эксплуатации месторождения АЧГ (консорциум BP/AIOC).

Показаны также платформы «Чираг» (Chirag) этапа «ранней нефти» (EOP) и «Западный Чираг» (West Chirag) нового, 4-го этапа (НПЧ, COP).

Здесь необходимы некоторые пояснения. До сегодняшнего дня нефтедобыча на АЧГ осуществлялась в рамках т.н. «комплексной трехэтапной программы эксплуатации месторождения АЧГ» консорциума AIOC (оператор – компания BP) [3]. На Рис. 2 изображена производственная схема этой программы. В рамках ее выполнения в феврале 2005г. была сдана в эксплуатацию интегрированная платформа «Центральный Азери» первого этапа программы («Sentral Azeri», phase 1). В декабре 2005г. и ноябре 2006г. соответственно были сданы две идентичные береговые платформы второго этапа проекта («West Azeri», «East Azeri», phase 2). Наконец, в апреле 2008г. была сдана в эксплуатацию интегрированная береговая платформа третьего этапа «Глубоководная Гюнешли» («DWG», phase 3). Для полноты картины на Рис. 2 показана также установленная в декабре 1997г. береговая платформа «Чираг» (Chirag) этапа «ранней нефти» АЧГ (Early Oil Project, EOP).

На начальном этапе реализации комплексной трехэтапной программы (2005-06гг.) предполагалось, что нефтедобыча месторождения АЧГ достигнет пика в 1.24 млн. б/д уже в 2010г. После чего добыча снизится до среднегодового показателя 0.9 млн. б/д и останется на этом уровне до 2015г. («режим плато» (см. [3] и, более подробно, [4]). Однако, как было указано выше, в действительности объем всей добытой сырой нефти в АР в 2010г. составил всего 1.037 млн. б/д. А на АЧГ в том же году было добыто всего 0.83 млн. б/д, т.е. на 400 тыс. б/д (или за 3 года на 440 млн. баррелей) меньше, чем планировалось по трехэтапной программе AIOC/BP. Причем в 2011г. показатели нефтедобычи на АЧГ не изменились и даже чуть снизились. Естественно, что такое заметное недовыполнение показателей запланированной добычи (32%) самым отрицательным образом сказалось не только на финансово-экономических показателях трехэтапной программы, но и на показателях проекта нефтепровода БТД (см. выше), составляющих его неотъемлемую, так сказать «транспортную» часть.

Таким образом, вследствие срыва запланированных еще в 2005-06гг. показателей нефтедобычи можно констатировать провал комплексной трехэтапной программы эксплуатации месторождения АЧГ консорциума BP/AIOC.

Проблемы нефтедобычи на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли

Согласно прогнозам Энергетического информационного агентства Департамента энергетики США (DOE EIA, январь 2012г.), долгожданный пиковый уровень добычи сырой нефти в Азербайджане в 1.1-1.2 млн. б/д будет достигнут в 2012г. [2]. Авторы этого прогноза предполагают, что этот показатель сохранится либо слегка снизится в следующем, 2013 году (см. Рис.1, пунктирную линию кривой добычи). При всем уважении к указанному источнику, считаем, что такие прогнозы несколько излишне оптимистичны.

И дело тут не только в том, что, даже по данным азербайджанской государственной нефтяной компании SOCAR, пик добычи нефти в Азербайджане на уровне около одного миллиона баррелей в день, по всей вероятности, будет зафиксирован только в 2013г.⁴ Дело в том, что, по нашим оценкам, срыв комплексной трехэтапной программы эксплуатации месторождения АЧГ консорциума BP/AIOC и проекта нефтепровода БТД свидетельствует о системных недостатках всего проекта. Немногочисленные источники, обсуждающие круг этих вопросов, в качестве объяснения провала трехэтапной программы обычно приводят три фактора, обусловившие срыв запланированных ранее показателей нефтедобычи:

грузино-осетинская война августа 2008г. и конфронтация Грузии с РФ, которой предшествовал взрыв отрезка нефтепровода БТД на территории Турции,
последствия аварии нефтяной платформы компании BP в Мексиканском заливе, в результате чего BP вынуждена была производить более частые инспекционные остановки на своих платформах, размещенных на участке «Азери» берегового месторождения АЧГ,
серьезная авария нефтяной платформы «Центральный Азери» 17 сентября 2008г. и мероприятия по ликвидации ее последствий⁵.

Однако подробное изучение этих факторов показывает, что ни по отдельности, ни в совокупности они не в состоянии объяснить срыв запланированных показателей объемом в 400 тыс. б/д.

Действительно, даже несколько завышенная оценка урона добычи вследствие первых двух из указанных выше причин составляет всего около 16 млн. баррелей за 22-23 дня⁶, что составляет менее 4% от «недополученного» объема добычи (см. выше). Разумеется, эти причины никоим образом не могли повлиять на срыв показателей трехэтапной программы эксплуатации АЧГ.

Гораздо более значимым оказался урон от последствий аварии на платформе «Центральный Азери» в сентябре 2008г. Но и в этом случае опять-таки несколько завышенная оценка урона составит порядка 200 тыс. б/д, что способно объяснить не более 50% отклонения от запланированных ранее объемов добычи на АЧГ.

Имеются все основания утверждать, что срыв запланированных объемов нефтедобычи на АЧГ в рамках трехэтапной схемы имел «системный» характер⁷ и был обусловлен следующими основными причинами [4]:

изначально завышенной оценкой извлекаемых запасов нефти месторождения АЧГ,
недостаточным уровнем общих мощностей на АЧГ запланированных в рамках трехэтапной схемы AIOC/BP,
недостаточным объемом обратной закачки сопутствующего газа (и воды) в нефтеносные горизонты АЧГ для обеспечения необходимого для запланированной добычи внутреннего давления нефтеносных пластов.

На наш взгляд, особое значение имеет третья из указанных выше причин, к тому же связанная с геоэкономическими и геополитическими реалиями в регионе Южного Кавказа.

Недостаточный объем обратной закачки сопутствующего газа, по всей вероятности, был вызван рядом причин. Во-первых, вполне созвучно положениям «доктрины Алиева» [4], начиная с 2007г. АР инициировала программу использования собственных газовых ресурсов, в том числе – сопутствующего газа, получаемого во время нефтедобычи на АЧГ, как дополнительного и более гибкого рычага воздействия на региональную геополитику. Предполагалось, что азербайджанский (в перспективе – туркменский) газ должен вытеснить поставки в регион российского (и иранского) газа и тем самым ослабить геополитическую роль этих стран в регионе. Предполагалось также, что подобная политика укрепит позиции АР в регионе, наполнит новым содержанием проект «энергетического моста Южного Кавказа» по оси Азербайджан-Грузия-Турция-Израиль, а также приучит Турцию к роли исключительно транзитной (а не «покупающей-продающей») страны в деле поставок азербайджанского газа в ЕС и Ближний Восток. В условиях туманной перспективы реализации второй фазы эксплуатации газоконденсатного месторождения Шах-Дениз и проекта «Набуко» сопутствующий газ из АЧГ рассматривался как наиболее доступный и «готовый к употреблению» инструмент.

Помимо этого, властные и партийные круги США, в том числе Государственный департамент и посольство США в АР, оказывали заметное давление на государственную компанию SOCAR и BP в деле:

гарантированного обеспечения Грузии поставками газа из АР, особенно в зимние периоды 2007-09гг.;
осуществления стратегической программы «отказа» Грузии от российского газа и ориентирования ее в сторону «энергетического моста» Азербайджан-Турция-Израиль и ЕС;
обслуживания и укрепления «новой», стратегической роли Турции в важнейших процессах, протекающих в регионе «Большого Среднего Востока».

В этом контексте сопутствующий газ из АЧГ рассматривался как вполне пригодный инструмент. В результате, компания BP в 2006-2008гг. находилась под постоянным давлением как властей АР и SOCAR, так и властных и партийных кругов США, а также правительства Грузии (и Турции), которые требовали ограничить объемы закачки сопутствующего газа обратно в месторождение и использовать его в первую очередь для поставок Грузии (и Турции), особенно в зимние сезоны 2006-2009гг. Об этом красноречиво свидетельствует переписка между Государственным департаментом США и посольствами США в АР и Грузии, опубликованная известной компанией Wikiliks (подробнее об этом см. [4]).

В результате подчинения этому давлению и ограничения объемов закачки производительность нефтяных платформ AIOC/BP, размещенных на участке «Азери» месторождения АЧГ, из-за потери необходимого внутреннего давления заметно уступила запланированным показателям. В частности, добыча платформы «Центральный Азери» начала отставать от запланированных показателей еще с начала 2007г. и задолго до сентябрьской аварии 2008г.

Ради полноты картины необходимо сказать, что в свою очередь компания BP в полной мере использовала сложившуюся ситуацию в своих целях. Так, в рамках т.н. «белой книги BP» от 2006г. она, по сути – ультимативным образом, потребовала от властей АР укрепления своего доминирующего положение в нефтедобывающей сфере республики и продления срока действия «договора века», подписанного еще в 1994г. на выгодных для себя условиях. Помимо этого, она связала свою деятельность по нефтедобыче на АЧГ с возможностью взять под свой контроль эксплуатацию так называемого «глубинного газа» месторождения АЧГ⁸, а также газоконденсатного месторождения Шах-Дениз.

Парадоксальным образом грузино-российский августовский конфликт 2008г. и сформированная в его результате новая региональная геополитическая ситуация существенно облегчили успешную реализацию этих целей BP в Азербайджане.

Перспективы нефтедобычи месторождения Азери-Чираг-Гюнешли

Продавив (не без сопротивления) принятие всех своих требований со стороны властей АР и в полной мере осознав недостаточность производственных мощностей комплексной трехэтапной программы эксплуатации АЧГ, чтобы спасти сложившуюся ситуацию и добиться наконец давно обещанного показателя нефтедобычи в один и более млн. б/д, компания BP в 2011г. инициировала новую масштабную и дорогостоящую программу 4-го этапа эксплуатации месторождения АЧГ.

Речь идет о «нефтяной программе Чираг» (НПЧ,COP) общей стоимостью $6 млрд. В рамках этой программы предусматривается установка новых береговых платформ на участке «Чираг» месторождения АЧГ. Первую из предусмотренных платформ – «Западный Чираг», планируется установить между платформами «Глубоководная Гюнешли» и «Чираг 1» (см. Рис. 2). В настоящее время (начало 2012г.) ведутся работы по монтажу и установке платформы «Западный Чираг». Помимо этого, BP повысила долю своего участия в консорциуме AIOC и способствовала повышению доли государственной компании SOCAR в этом консорциуме.

Несмотря на то, что указанными мероприятиями компания BP подтвердила свою решимость в деле эксплуатации АЧГ, имеются некоторые основания сомневаться в том, что даже с осуществлением программы НПЧ добыча на месторождении АЧГ достигнет показателя в 1 млн. и более б/д. Так, согласно выполненным в последнее время расчетам британского Центра глобальных энергетических исследований (ЦГЭИ)⁹, реализация НПЧ в основном позволит перераспределить внутреннее давление месторождения АЧГ и продлить график нефтедобычи на уровне до 900 тыс. б/д в режиме плато, но не обеспечить запланированную еще в 2006-2007гг. пиковую добычу в 1.2 млн. б/д.

На Рис. 3 приведен график добычи, построенный экспертами ЦГЭИ. Тонированным поверхностям соответствуют запланированные показатели нефтедобычи соответствующих этапов освоения АЧГ. Кривая показывает действительный уровень нефтедобычи (в тыс. б/д) до 2011г. Слева на Рис. 3 приведен график добычи на АЧГ до начала реализации программы НПЧ (COP) но по уточненным показателям 2010г. для трехэтапной программы эксплуатации АЧГ. Здесь же простым наложением, показан график нефтедобычи НПЧ без учета перераспределения внутреннего давления месторождения от реализации это новой программы.

График справа учитывает перераспределение внутреннего давления месторождения АЧГ вследствие реализации программы НПЧ (COP), а также реальную нефтедобычу платформ отдельных этапов проекта. Как видим из этого рисунка, реализация НПЧ позволит несколько изменить режимы добычи платформ трех первых этапов АЧГ и продлить суммарную нефтедобычу месторождения АЧГ в режиме плато на уровне около 900 тыс. б/д до 2016г. Однако, согласно оценкам ЦГЭИ, даже реализация программы НПЧ не позволит обеспечить пиковую добычу в один и более млн. б/д.

Рис. 3.
График объемов добычи нефти на месторождении АЧГ до реализации программы НПЧ (слева) и после нее (справа). ЦГЭИ, 2011г.

* * *

Завершая наш краткий обзор, считаем необходимым сделать следующие замечания.

Провал трехэтапной программы эксплуатации АЧГ, неэффективное и непрозрачное использование нефтедолларов, «прогибание» под «шантажом» международных нефтегазовых компаний, углубляющееся социальное расслоение и ряд других факторов приводят к ощутимому разочарованию, накапливаемому в азербайджанском обществе, помнящем обещания сплошного благополучия и решения «национальных задач», обещанных «доктриной Алиева» еще в 1994г. Это разочарование может углубиться еще больше, если ожидаемые дивиденды от эксплуатации газоконденсатных месторождений, в первую очередь, II этапа освоения Шах-Денизского месторождения, окажутся неспособными компенсировать неизбежный спад прибыльности нефтяной сферы.

Помимо этого, растущая социальная, религиозная и культурная поляризация азербайджанского общества, подавление общественных и личных свобод, системная дискриминация национальных меньшинств и прав автохтонных народов АР создают в стране взрывоопасную обстановку. Зачаточное состояние демократических институтов, недоразвитость гражданского общества и, по сути, полуфеодальный характер механизмов смены и применения власти не способствуют ее улучшению.

В такой ситуации у правящей элиты Азербайджанской Республики неизбежно растет соблазн разрядить растущее разочарование и отрицательную энергию, перенаправив ее за пределы национальных границ (Арцах, Иран, Северный Кавказ) и/или по другим адресам (национальные и религиозные меньшинства, «алчные империалисты», «коварные армяне», «имперская Россия», всевозможные «внутренние враги» и «национал-предатели» и пр.).

В краткосрочной перспективе (2012-13гг.) ситуация становится еще более тревожной вследствие общей геополитической нестабильности, вызванной рядом близких по времени выборов в ключевых для региона Южного Кавказа стран (США, РФ, Франция и пр.), реалиями так называемой «Арабской весны» и ситуацией вокруг Ирана.

Учитывая доходящий до абсурда военный бюджет Азербайджана, его милитаристскую риторику и повсеместно насаждаемую в республике армянофобию, а также слепое следование АР в фарватере политики Израиля и США в регионе Южного Кавказа, можно утверждать, что исходящая из АР угроза стабильности для всего региона становится прямой, серьезной и непосредственной.

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

² Т.е. 2.0 млрд. баррелей за 2000 дней.

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

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

⁵Информация об этой аварии стала доступна широкой обшественности только после обнародования известных материаловWikileaks в ряде публикаций от 15 декабря 2010г. в некоторых ведущих мировых СМИ.

⁶Недельный перерыв работы БДТ (при проектной пропускной способности в 1.0 млн. б/д) и 15-дневный дополнительный инспекционный останов трех береговых платформ участка «Азери» месторождения АЧГ с суммарной проектной выработкой 600 тыс. б/д в 2011г.

⁷На наш взгляд, именно осознание этого обстоятельства лежало в основе скептицизма компании Exxon, в итоге не захотевшей участвовать в реализации по сути чисто геополитического проекта нефтепровода БТД. Отметим также, что и в копмании BP имелся определенный скепсис как по отношению к запланированным финансово-экономическим показателям эксплуатации месторождения АЧГ вообще, так и по отношению к проекту БТД в частности. Однако позиция компании резко изменилась после смены ее руководства, а также после открытия для нее нефтяного рынка США (более подробно эти вопросы рассматривается в монографии автора [4]).

⁸Не путать с сопутствующим газом, получаемым на АЧГ. Глубинный газ, указанный здесь, является природным газом, залегающим глубже нефтеносных пластов месторождения АЧГ.

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

Более подробно материал статьи рассмотрен в монографии автора [4].

Источники и литература

BP Statistical Review of World Energy. 1998-2011.
US DOE Energy Information Administration. Azerbaijan: Country Analysis Brief. 9 January 2012.
Azeri, Chirag, Gunashli Full Field Development Produced Water Disposal Project. Environmental and Socio-economic Impact Assessment. Final Report, AIOC/BP. January 2007.
Марджанян А., Азербайджанская Республика: социально-экономический обзор. – Ер.: НОФ «Нораванк», 2012 (на арм. языке).

Февраль, 2012г.

«Глобус» аналитический журнал, номер 5, 2012

Возврат к списку

Другие материалы автора