1. Навіщо і де «помилився» Консорціум?
2. Боротьба за стабілізацію видобутку
3. Особиста думка
4. Примітка

Як ми вже писали раніше, проекти з експорту азербайджанського газу - дороги, складні і політично мотивовані. А тому - серйозних фінансових надходжень від газового експорту ця країна не отримає.

Навпаки, нафтова видобуток приносить країні реальний дохід і відносне процвітання. З понад 40 млн тонн нафтового видобутку Азербайджану 75% припадає на групу родовищ «Азері-Чираг-Гюнешлі» ( «АЧГ»), саме вони і обговорюються в представленому матеріалі. Тут вже почалися проблеми, тому успіхи боротьби за стабілізацію видобутку прямим чином вплинуть і на фінансове благополуччя Азербайджану.

Важливо також і те, що «АЧГ» розробляється Консорціумом переважно іноземних компаній на основі режиму УРП (Угода про розподіл продукції), що вже призвело до традиційних в таких випадках конфліктів між Консорціумом і офіційним Баку з питань розподілу прибутку.

У 1981-1987 роках в акваторії Каспію на схід від Баку відкриті три родовища нафти - Азері, Чираг і Гюнешлі ( «АЧГ»). У 1994 році підписано угоду (на основі УРП) по їх розробці (проект «АЧГ») між Консорціумом (Азербайджанська Міжнародна Операційна Компанія - АМОК) і Азербайджаном. Консорціум: BP (оператор, 35,78%), Chevron (11,27%), Inpex (10,96%), Itochu (4,3%), ExxonMobil (8,006%), ONGC Videsh Ltd (2,72% ), SOCAR (11,65%), Statoil (8,56%) і TPAO (6,75%). Видобуток нафти розпочато в 2001 році. Її поставки на світовий ринок здійснюються по нафтопроводах Баку - Тбілісі - Джейхан і Баку - Супса. Промислова інфраструктура включає 5 морських платформ: Центральне Азері, Західне Азері, Східне Азері, Чираг і Глибоководна Гюнешлі.

Навіщо і де «помилився» Консорціум?

10 жовтня 2012 президент Азербайджану Ільхам Алієв виступив на засіданні Кабінету Міністрів. Його мова в частині видобутку нафти на родовищах «АЧГ» була не по-східному жорсткою і конкретною . По відношенню до Консорціуму п'ять разів прозвучало слово «помилки» в тому числі три рази в поєднанні «грубі помилки». В результаті «помилок» не виконані плани видобутку нафти: 2009 рік - 46,8 / 40,3 млн т (план / факт); 2010 рік - 42,1 / 40,6 млн т; 2011 рік - 40,2 / 36,0 млн т. Чи не виконується і план 2012 р Недоотримана прибуток Азербайджану склала $ 8,1 млрд. Президент також повідомив про зміну з середини 2008 року розподілу прибуткової нафти на користь Азербайджану (70% - Азербайджану, 30% - Консорціуму) і зазначив, що відхилення реальних показників від планових почалося відразу після цієї події.

Чи справді Консорціум допустив «грубі помилки» в плануванні видобутку нафти на родовищах «АЧГ»? Максимальний видобуток нафти планувалася в 2009 році. Досягнуто в 2009-2010 роках і склала 40,3-40,6 млн т (86,8% від запланованої). Початок різкого спаду видобутку нафти планувалося з 2010 року - на 10,0% відносно 2009 року. Але спад почався в 2011 році - 11,3% відносно 2010 року. В цілому це задовільний збіг планових і фактичних показників для проектів розробки великих родовищ нафти і газу.

Але в одному ключовому показнику планування Консорціум дійсно допустив «грубу помилку». В звіті ВР за 2005 рік приведена оцінка чутливості грошових потоків проектів «АЧГ», «Стадії-1» Шах-Деніз (як можна зрозуміти, мається на увазі конденсат, що видобувається в рамках цього проекту) і нафтопроводів Баку - Тбілісі - Джейхан і Баку - Супса до ціни нафти. Розрахунки зроблені для її ціни $ 20, $ 30, $ 40, $ 50 і $ 60 за барель. Тобто в періоди планування і початкового етапу реалізації проектів навіть не передбачалося, що ціна нафти перевалить відмітку $ 100 за барель. Або передбачалося, але тільки в «тиші кабінетів». Ціну цієї «грубої помилки» озвучив у своїй промові Ільхам Алієв. В освоєння і розробку родовищ «АЧГ» Консорціум вклав $ 28,7 млрд, а його дохід склав $ 73,0 млрд. І це на 12-й рік від початку видобутку нафти!

Суму прибутку Азербайджану від проекту «АЧГ» президент в явному вигляді не озвучив. Її можна оцінити по прибутковою нафти, отриманої в 2010-2012 роках. Цифри наведені в звіті за 2012 рік « Extractive Industries Transparency Initiative (EITI) Committee Of The Republic Of Azerbaijan ». Обсяг прибутковою нафти Азербайджану в 2010 році склав 215,4 млн бар., В 2011 році - 181,1 млн бар., В 2012 році - 160,8 млн бар. Всього за три роки отримано 553,7 млн ​​бар. (75,3 млн т), що становить 65,5% від обсягу нафти, видобутої Консорціумом (для нафти «АЧГ» 7,4 бар. = 1 т). При ціні нафти рівній $ 100 за барель (за вирахуванням витрат на транспортування) прибуток Азербайджану в грошовому вираженні склав $ 55,4 млрд. Звернемо увагу на динаміку обсягів прибутковою нафти Азербайджану. У 2012 році її отримано на 25,4% менше, ніж в 2010 році. Зниження на 12,7% в рік. Станом на 30.10.2013 р по проекту «« АЧГ »» видобуто 318 млн т нафти. Обсяг прибутковою нафти Азербайджану - 165 млн т (51,8%).

Боротьба за стабілізацію видобутку

До кінця 2012 року між Азербайджаном і Консорціумом були досягнуті угоди щодо заходів по стабілізації видобутку нафти на родовищах «АЧГ». Вони включали буріння нових експлуатаційних свердловин в проекті «АЧГ» і будівництво платформи Західний Чираг. Видобуток нафти за проектом «« АЧГ »» в період 2007-2013 років становила 75-80% від її видобутку в Азербайджані. Виходячи з цього, зрозуміло, що мова йде про стабілізацію видобутку нафти в республіці.

Будівництво платформи Західний Чираг виконано в рамках Chirag Oil Project (проект «COP»). Вкладення в нього склали $ 6 млрд ($ 4 млрд - на будівництво платформи і $ 2 млрд - на буріння свердловин). Видобуток нафти повинна була початися в четверний кварталі 2013 року. Перенесена на початок 2014 року.

Основна проблема в розробці родовищ «АЧГ» - падіння дебітів нафти у видобувних свердловинах. Для підтримки тиску в розроблюваних пластах в них закачують попутний нафтовий газ і воду.

Спад видобутку нафти за проектом «АЧГ» за 9 місяців 2013 року склав 3,2% . Спад видобутку в 2012 році щодо 2011 року - 4,6%. Тобто спостерігається уповільнення її падіння. Це серйозний успіх Консорціуму. Але він досягнутий дорогою ціною. За 9 місяців минулого року на «АЧГ» введено в експлуатацію 10 свердловин (7 нафтовидобувних, 1 газо- і 2 водонагнетательних). На кінець вересня в експлуатації знаходилися 72 видобувні і 33 нагнітальні свердловини . В тому числі : Чираг - 13 видобувних і 5 водонагнетательних, Центральне Азері - 16 видобувних, 6 газо - і 1 водонагнетательная, Західне Азері - 7 видобувних і 6 водонагнетательних, Східне Азері - 12 видобувних і 3 водонагнетательние, Глибоководний Гюнешлі - 14 видобувних і 12 водонагнетательних. Тобто фонд свердловин зріс майже на 10%.

Ефект від введення нових свердловин можна оцінити на основі зіставлення середньодобового видобутку за перші 9 місяців 2012 та 2013 років . Падіння середньодобового видобутку нафти за проектом «АЧГ» залишило 3,0%. На платформі в Центральному Азері введено в експлуатацію 4 свердловини. Однак середньодобовий видобуток знизилася з 163000 до 150700 бар. Те ж саме і на платформі Чираг. Введено в експлуатацію 3 нових свердловини, а середньодобовий видобуток знизилася з 76000 до 70800 бар. Введенням в експлуатацію однієї свердловини майже стабілізована видобуток на платформі Західний Азері - 192000 і 191700 бар. Найбільше падіння видобутку відзначається на платформі Східний Азері - з 139000 до 113000 бар., Де нових свердловин не вводилося. Тобто природне падіння видобутку склало 18,7% за рік. Це на 7-й рік розробки покладів нафти. Позитивний результат від введення нових свердловин досягнутий тільки на платформі Глибоководне Гюнешлі. Видобуток збільшився з 114000 до 137000 бар. Тут в експлуатацію введено 4 нові свердловини. Відзначимо, що в наведених даних є розбіжність в кількості нових свердловин. Декларується 10 нових свердловин, а їх сума по видобувним платформ - 12. Але це не принципово. Більш об'єктивно короткостроковий ефект від введення нових свердловин можна буде оцінити за обсягами видобутку нафти в четвертому кварталі 2013 року. Ці дані поки не опубліковані.

Капітальні витрати Консорціуму в проект «АЧГ» в 2013 році склали $ 2,5 млрд . Такі ж витрати були і у 2012 році . Швидше за все, капітальні витрати 2012-2013 років зроблені в рамках заходів з підтримки видобутку нафти. Вкладення в проект «COP» склали $ 6,0 млрд. Разом, вкладення Консорціуму в стабілізації видобутку нафти на родовищах «АЧГ» склали $ 11,0 млрд. При цьому збільшення видобутку нафти в 2014 році і подальший період пошукові роботи не передбачається. Боротьба йде за уповільнення її спаду.

Стан розробки родовищ «АЧГ» представлено на діаграмі. Цифри видобуток нафти з морських платформ в період 2001-2012 років взяті з щорічних звітів ВР . Видобуток нафти в Азербайджані - з сайту ВР . Поки опубліковані дані видобутку нафти за проектом «АЧГ» тільки за перші 9 місяців 2013 року . Вони перераховані на весь рік по середньодобовому видобутку. Цифра видобутку нафти в Азербайджані в 2013 році - 43,3 млн т, отримана додаванням до річної видобутку на «АЧГ» 10,5 млн т (див. Примітку). Це приблизно середня видобуток за останні роки нафти SOCAR і конденсату «Стадії-1» проекту «Шах-Деніз». Середня планована видобуток нафти в Азербайджані в період 2014-2017 років становить 40,5 млн т .

У 2013 році за проектом «АЧГ» видобуто приблизно 32,8 млн т нафти. Операційні витрати Консорціуму на промислі складають приблизно $ 760 млн. Це вартість 1,0 млн т нафти. Разом, вартість всієї прибутковою нафти $ 23,5 млрд. З них Консорціум отримав $ 7,1 млрд (ВР - $ 2,2 млрд), Азербайджан - $ 16,4 млрд.

Особиста думка

Автор чотири роки пропрацював в СП «Вьетсовпетро» (Вунг-Тау, В'єтнам). СП створено в 1981 році і розробляє унікальне за геологічною будовою родовище Білий Тигр. Воно, як і родовища «АЧГ», розташоване на шельфі. Вирішальний внесок в успішне облаштування промислу на родовищі Білий Тигр і початок видобутку нафти (1986 рік) внесли фахівці Азербайджану. В СРСР ні у кого крім них не було досвіду організації морських промислів. А за плечима азербайджанських фахівців були «Нафтові камені», де освоєно весь цикл морських робіт на нафти і газ - від пошуків до транспортування продукції на берегової термінал. У В'єтнамі їх пам'ятають. Головна вулиця Вунг-Тау названа «Баку». Чому Азербайджан, маючи високопрофесійні кадри і багаторічний досвід робіт на морі, не почав самостійно розробляти родовища «АЧГ»? Тим більше що SOCAR успішно розробляє з 1980 року мілководну частину родовища Гюнешлі, добуваючи тут до 65% своєї нафти . Чому SOCAR не зробив ще один крок в море, не встановив нову платформу на місці платформи Консорціуму Глибоководної Гюнешлі? Навіщо потрібно було віддавати Консорціуму групу родовищ на умовах СРП?

Причин того, що родовища «АЧГ» дісталися Консорціуму, багато. Вони знаходяться, в основному, в площині геополітичного вибору Азербайджану. І за нього Азербайджан уже заплатив величезну ціну. Це нечувана прибуток Консорціуму (тобто десятки мільярдів доларів недоотриманого прибутку для Баку) і почався спад видобутку нафти на 11-й рік розробки родовищ «АЧГ».

Примітка

У новинах на сайті 1news.az опубліковані підсумки видобутку нафти в 2013 році. Але, по-перше, це система обліку, прийнята в Азербайджані. Вона відрізняється від тієї, яка прийнята в ВР. По-друге, наведені цифри, які викликають питання. Видобуток нафти в Азербайджані в 2013 році зросла на 100 тис. т щодо 2012 року - 43,1 і 43,0 млн т. Видобуток SOCAR в 2013 році - 8,241 млн т (Збільшення на 69 тис. Т). Причому «34,8 млн тонн припало на блок родовищ Азері-Чираг-Гюнешлі, що розробляються Азербайджанської міжнародної операційної компанією (АМОК)». Але в цифру «34,8 млн тонн» входить і конденсат, що видобувається на родовищі Шах-Деніз. У січні-вересні 2013 року там видобуто 7,3 млрд. Куб. м газу і 1,85 млн. т конденсату. У перерахунку на рік видобуток конденсату складе 2,5 млн. Т. На проект «АЧГ» (АМОК) залишається 32,3 млн. Т. А в 2012 році було видобуто 32,9 млн т. Тобто, зниження видобутку становить 0, 6 млн т (1,8%). Наведені цифри перевіряються і за митними деклараціями. У 2012 році з Азербайджану експортовано 34,935 млн т нафти, а в 2013 році - 34,245 млн т . Різниця 0,7 млн ​​т. Проте в 2013 році Азербайджан збільшив обсяг переробки нафти на своїх НПЗ на 6,2% . Абсолютних цифр не наводиться. Шляхом перерахунків можна отримати абсолютне значення збільшення обсягу переробки - близько 400 тис. Т. Але на НПЗ перероблялася і казахська нафта . При цьому експорт нафтопродуктів у 2013 році залишився на рівні 2012 року. У будь-якому випадку, акуратний аналіз опублікованих цифр дає в 2013 році зниження видобутку нафти на «АЧГ».