НОВЕЙШАЯ ИСТОРИЯ АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ НЕФТИ
Подписанием под руководством президента Азербайджана Гейдара Алиева исторического контракта века - Соглашения о разведке, разработке и долевом разделе добычи по месторождениям "Азери", "Чираг" и глубоководной части "Гюнешли", Азербайджан заложил надежную и стабильную основу своего долгосрочного экономического развития. Девять лет назад Азербайджан также зарекомендовал себя как один из потенциально крупнейших производителей и экспортеров углеводородов. К 2010 году страна собирается добывать и экспортировать ежегодно более 50 млн. тонн нефти и 6,6 млрд. м3 газа. Такие возможности экспорта Азербайджану предоставят (помимо остальных) два крупных проекта - разработка месторождения "Азери-Чираг-Гюнешли" и "Шах-Дениз". И два экспортных нефте - и газопровода Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Тбилиси-Эрзурум.
АЧГ
Контракт по "Азери-Чираг-Гюнешли" (АЧГ) был подписан между Азербайджаном и иностранными компаниями 20 сентября 1994 года. Среди участников соглашения, образовавших тогда Азербайджанскую международную операционную компанию (АIOC), были американские Amoco, Unocal, Pennzoil, Exxon, McDermott, британские British Petroleum, и Ramco, норвежская Statoil, российская LUKoil, турецкая TPAO и Delta Oil из Саудовской Аравии. В дальнейшем список компаний-участниц консорциума претерпел изменения, были перераспределены и перекуплены доли участия в контракте. "Вышла из игры" американская McDermott, в AIOC вошла японская Itochu, объединились два нефтяных гиганта - British Petroleum и Amoco. В консорциум вошла американская Mobil, объединившаяся с Exxon, уже являвшейся участницей проекта. Кроме того, в AIOC появились "новые" имена: Devon Energy (бывшая Pennzoil), а британская Ramco в 2000 году вышла из проекта, продав свою долю (2,0825%) саудовско-американскому альянсу Delta Hess за $150 млн. И уже в 2002 году российская LUKOIL продала свою долю в проекте за $1,375 млрд. японской INPEX.
В настоящее время участниками проекта выступают BP (оператор- 34,1367% долевого участия), Unocal (10,2814%), ГНКАР (10%), INPEX (10%), Statoil (8,5633%), ExxonMobil (8,006%), TPAO (6,75%), Devon Energy (5,6262%), Itochu (3,9205%), Delta Hess (2,7213%).
За истекшие девять лет (с момента подписания) консорциум АМОК возглавляли 4 президента: Терри Адамс, Дэвид Причард, Джон Легат и Дэйвид Вудворд, который и по сей день является главой операционной компании.
В ноябре 1997 г. в соответствии с межправительственным соглашением между Азербайджаном и Россией, первая нефть с контрактной площади по трубопроводу Баку-Новороссийск была транспортирована в черноморский порт Новороссийск (Россия) для дальнейшего экспорта на мировые рынки. Единственный на то время экспортный трубопровод получил неофициально название "северного" маршрута.
В рамках первого этапа проекта, именуемого "Проектом ранней добычи нефти", на месторождении "Чираг" была построена платформа "Чираг-1", с которой на сегодня уже пробурено 17 скважин, бурится 18-ая. Помимо этого, был построен по мировым стандартам и сдан в эксплуатацию Сангачальский терминал. Итальянской компанией Saipem было построено два подводных трубопровода: 24-дюймовый нефтепровод - до терминала в Сангачале, и 12-дюймовый газопровод - до газокомпрессорной станции на "Нефтяных Камнях".
А в апреле 1999 года со сдачей в эксплуатацию терминала в грузинском черноморском порту Супса и нефтепровода Баку-Супса, "проект ранней нефти" был удачно завершен. С этого момента AIOC стала владельцем второго экспортного нефтепровода, получившего название "западного маршрута". Именно по нему сегодня экспортируется почти вся добываемая на АЧГ нефть, объем которой составляет 155 тыс.барр. в сутки. Стоимость разработки всего проекта АЧГ сегодня составляет 15 млрд. долларов. А запасы оцениваются в 720 млн. т. нефти и 99 млрд. м3 газа. На месторождении "Чираг" установлена платформа "Чираг-1", которая сегодня производит нефть. В течение 2002 года АМОК добыла более 6,4 млн. тонн нефти с месторождения "Чираг".
"Араз-Алов-Шарг"
Партнерами по проекту "Араз-Алов-Шарг" являются: BP (оператор) - 15%, норвежская Statoil - 15%, американская ExxonMobil - 15%, турецкая TPAO - 10%, канадская Alberta Energy - 5% и ГНКАР - 40%. Сумма необходимых капиталовложений в проект - $4 млрд.
BP сейчас физически не может начать бурение на этом блоке. Дело в том, что имеющиеся на Каспии ППБУ заняты, а другие (классом ниже) просто не пригодны для проведения здесь таких операций. Поэтому компания пока продолжает изучать технические данные, полученные на блоке, планирует будущие работы и продолжает консультации с азербайджанским правительством. Согласно контракту, подписанному между BP и ГНКАР, бурение первой разведочной скважины на блоке должно было начаться давным-давно, но после июльского инцидента 2001 года, когда патрульные катера иранских ВМС под угрозой применения силы заставили азербайджанские исследовательские суда уйти из этого района, BP, как оператор проекта, приостановила все работы и до сих пор на блок не возвращалась. И хотя BP не уведомляла ГНКАР о том, что считает "иранский" инцидент форс-мажорным обстоятельством, но заявила, что работы на "Араз-Алов-Шарг" будут приостановлены до тех пор, пока Азербайджан и Иран не договорятся о принадлежности спорного месторождения.
Специалисты ГНКАР считают южно-каспийский блок "Араз-Алов-Шарг" весьма перспективным. После проведения ГНКАР по заказу BP поверхностных исследований донных отложений на блоке специалисты пришли к выводу о наличии здесь большого количества углеводородов. В ходе исследований была обнаружена так называемая "живая" нефть. Это значит, что углеводороды залегают не очень глубоко. А детальная интерпретация показала, что бассейн залегания очень большой. Более того, в этой части моря происходит активная миграция нефти, что увеличивает шансы найти именно коммерчески привлекательные объемы сырья. Не исключено также, что бурение первой разведочной скважины на "Араз-Алов-Шарг", будет проводиться с новой полупогружной буровой установки (ППБУ) DSS-20, которая строится в Баку датской компанией Maersk. Новая ППБУ будет готова к работе к концу 2003 года.
"Абшерон"
Партнерами по проекту "Абшерон" являются: американская ChevronTexaco (оператор) - 30%, ГНКАР - 50% и французская TotalFinaElf - 20%. Сумма капиталовложений в реализацию проекта составляет $3-4 млpд. Запасы газа на контрактной площади оцениваются в несколько сот миллиардов кубометров. По словам вице-президента ГНКАР по геологии и геофизике Хошбахта Юсифзаде, ChevronTexaco не хочет бурить вторую разведочную скважину на блоке. Решение обосновывается наличием экономически непривлекательного объема углеводородов. Правда, в самой компании очень сдержанно делают заявления о дальнейшей работе, говоря лишь, что в настоящее время перспективы "Абшерон" обсуждаются в тесном сотрудничестве с ГНКАР и другими партнерами. У ChevronTexaco и TotalFinaElf есть обязательства перед датской Maersk по использованию буровой DSS-20. Однако, по данным компетентных источников, компания их перепродаст заинтересованным сторонам. Бурение первой разведочной скважины на "Абшерон" обошлось в $78 млн. Это самая дорогая скважина, пробуренная в азербайджанском секторе Каспия. ChevronTexaco оплатила из этой суммы 60%, а ее партнер - TotalFinaElf остальные 40%.
"Аташгях-Янан-Тава-Мугань-Дениз"
В проекте оператором является японская компания JAPEX, владеющая 22,5% долевого участия. Участниками контракта также являются: ГHКАР - 50%, японские - INPEX - 12,5%, и ITOCHU с Teikoku по 7,5%. Общая сумма капвложений в проект составляет $2,3 мpлд. Запасы блока оцениваются в 75-80 млн. тонн нефти.
Консорциум японских компания в Азербайджане (JAOC) закроет свой офис в Азербайджане до конца 2003 года. JAOC не обнаружила коммерчески привлекательных объемов углеводородов на второй скважине на структуре "Аташгях". Ее проектная глубина неоднократно увеличивалась, буровики надеялись, что глубже будет больше, но, увы. Сейчас консорциум готовит геологический отчет о проделанной работе для ГНКАР. JAOC уже передала буровую установку "Гуртулуш" ее владельцу франко-американской Transocean SedcoForex.
JAOC и ГНКАР предстоит еще договориться о размере компенсации за отказ консорциума от бурения (или добуривания) первой разведочной скважины на контрактном блоке. Дело в том, что JAOC считает, что геологические сложности, с которыми столкнулось бурение первой скважины, являются поводом для отказа от добуривания. ГНКАР настаивает, что JAOC не выполнила обязательную часть контракта - бурение первой скважины.
"Говсаны-Зых"
В этом проекте российская LUKOIL и ГНКАР владеют равными долями 50х50. Инвестиции российской стороны, предположительно, должны составить $250 млн. Остаточные запасы "Говсаны-Зых", по данным Госнефтекомпании, составляют 17-20 млн. тонн нефти.
После согласования всех вопросов с Министерством экологии и природных ресурсов Азербайджана прояснится вопрос с вступлением в силу контракта по разработке оншорного блока "Говсаны-Зых". В настоящее время главное экологическое ведомство не согласовало все вопросы с российской компанией в рамках нефтегазовых операций на "Говсаны-Зых". Дело в том, что подписания контракта - мало. Для вступления контракта в силу необходимо было также достижение компромисса между ЛУКойлом и ГНКАР по определению "исключительных участков" "Говсаны-Зых". Определение "исключительных площадей" месторождения- это выделение полезных и свободных площадей перспективного блока, где нет населенных пунктов и объектов стратегического значения. Этот вопрос стороны решили, теперь остались только мелкие технические и юридически детали, которые будут согласованы в самое ближайшее время.
"Зафар-Машал"
Контракт был подписан между американской ExxonMobil и ГНКАР 27 апреля 1999 года. 50% долевого участия проекта принадлежит Госнефтекомпании и 30% - ExxonMobil. В 2000 году еще 20% было передано американской Conoco (ныне ConocoPhillips). Сумма инвестиций в проект оценивается примерно в $2 млрд, а прогнозный объем запасов нефти - в 140 млн. тонн, из которых 100 млн. приходится на "Зафар", и 40 млн. на "Машал".
Акционеры проекта в настоящее время ожидают завершения строительства новой ППБУ DSS-20, которая пробурит на площади две разведочные скважины. В целом, с момент заключения контракта до сих пор на площади проводилось не очень много работ. СП Caspian Geophysical, учрежденное ГНКАР и транснациональной Schlumberger завершило проведение трехмерной сейсморазведки (3D) блока. Сейсморазведка велась с нового судна СП - "Гилавар". Общая площадь исследуемого блока составляет 850 км2.
Структуры "Зафар"-"Машал" были выявлены в результате сейсмических исследований в 1961 году, а первые геофизические работы на них проводились в 1985 и 1987 гг. Разведочное бурение на блоке не велось. Глубина залегания продуктивных пластов составляет 3500-3800 метров.
Весь разведочный период этого проекта фактически разделен на две части - 3 года составляет его основная часть, в течение которых иностранный подрядчик обязан провести на контрактном блоке трехмерную сейсморазведку площади 643 км2 и пробурить 2 разведочные скважины. Потом подрядчик имеет право продлить разведочный период еще три раза по одному году. Каждый год ему будет необходимо закладывать по одной скважине.
"Инам"
Акционерами проекта "Инам" являются ГHКАР - 50%, BP - 25%, RD/Shell - 25%. По условиям контракта, в случае обнаружения промышленных запасов нефти месторождение "Инам" будет эксплуатироваться 25 лет. Прогнозные запасы нефти здесь оцениваются в 1,4 - 2 млрд. баррелей. Инвестиции в проект составят $1,7 - 2 млрд.
В феврале 2001 года бурение INX-1 с ППБУ "Деде Горгуд" было приостановлено на отметке 4442 метра (проектная глубина скважины 5025 метра) из-за аномально высокого давления на выходе. Буровое оборудование "Деде Горгуд" выдерживает давление до 700 атмосфер, а на INX-1 оно оказалось выше. В связи с этим было принято решение добурить скважину с помощью ППБУ "Истиглал", оборудование которой рассчитано на более высокое давление. Однако и "Истиглал", пробурив всего 108 метров, вынуждена была отказаться от бурения. Ряд специалистов ГНКАР считает, что технологические возможности "Истиглала", рассчитанные на давление до 1100 атмосфер, вполне позволяют продолжить бурение. Поэтому они не понимают, почему компания BP приняла тогда решение приостановить работы. Есть и другая версия приостановки бурения: ППБУ "Истиглал" по графику должна была в то время работать на другом месторождении. По словам президента азербайджанского отделения британо-американской BP, оператора проекта, Дэйвид Вудворда, "у нас есть несколько вариантов оптимального завершения бурения первой разведочной скважины на перспективной структуре "Инам". По его словам, в течение нескольких месяцев BP должна согласовать с партнерами по проекту один из этих вариантов. В настоящее время проводятся геолого-инженерные изыскания с целью возобновления бурения первой скважины в 2004 году.
"Кюрсанги-Карабаглы"
Контракт по блоку был подписан 15 декабря 1998 года и ратифицирован Милли Меджлисом 16 апреля 1999 года. Условия соглашения предусматривают реабилитацию, разведку и разработку контрактного блока. Общая контрактная площадь составляет 450 км2. Месторождения расположены в Сальянском районе Азербайджана, в 150 км. от Баку. По данным ГНКАР, за период эксплуатации месторождения, с 1962 года, было извлечено около 9 млн. тонн нефти. Месторождение "Карабаглы" разрабатывается с 1960 года, и за время его эксплуатации было добыто 5,1 млн. тонн нефти. По мнению специалистов Госнефтекомпании, остаточные запасы нефти на контрактной площади составляют 152 млн. тонн. Срок действия соглашения - 25 лет. Объем инвестиций в этот проект оценивается примерно в 1 млрд. долларов. Акционерами операционной компании являются: ГНКАР (50%), две китайские компании - China National Oil & Gas Exploration and Development Corp. (CNODC) и CNPC (Hong Kong) Ltd. (CNPCHK), владеющие по 25%.
Китайская Great Wall планирует пробурить в течение этого года 18 скважин на контрактной площади. В настоящее время компания добывает на площади нефть, так называемого, сорта K&K (плотность 26 градусов по API, содержание серы 0,27%). В первом квартале SOL произвела на площади 87,784 тыс. тонн нефти, что на 11,984 тыс. тонн больше, чем за аналогичный период прошлого года.
"Кюрдаши-Араз-Дениз-Кирган-Дениз"
Контракт на разведку и разработку блока морских месторождений "Кюрдаши" - "Араз-Дениз" и "Кирган- Дениз" был подписан 2 июня 1998 г. в Баку между ГНКАР - 50%, итальянской Agip - 25%, японской Mitsui - 15% , турецкой TPAO -5% и испанской Repsol - 5%. Запасы каждой из структур были оценены в 90-100 млн. тонн нефти.
Блок расположен на морском участке нижнекуринского бассейна в направлении Нефтчала-Хыллы- Бабазанан-Гарабаглы-Кюровдаг. В блоке содержатся три известные антиклинали: "Кюрдаши", "Араз Дениз" и "Кирган - Дениз". Глубина воды колеблется от нескольких метров до более чем 600 метров. Основные объекты разработки содержатся в плиаценовой продуктивной толще на глубине от 4 до 6 тысяч метров.
Итальянская компания Agiр Azerbaijan B.V, отказалась в 2001 году от бурения третьей разведочной скважины на блоке "Кюрдаши" - "Араз-Дениз" и "Кирган-Дениз". Акционеры итальянской компании приняли решение о нецелесообразности продолжения работ по проекту и выплатили компенсацию ГНКАР в размере около $20 млн.
В ГНКАР без энтузиазма относятся к решению Agip. На заседании партнеров в 2001 году по проекту была обсуждена целесообразность продолжения работ на контрактной площади. Agip представила партнерам данные, полученные по итогам бурения первой и второй скважин, и "они были неутешительными". Тогда же руководство компании приняло предварительное решение о нецелесообразности бурения третьей скважины на блоке "Кюрдаши", однако окончательное слово должны были сказать акционеры. Они сказали - нет.
PSA по "Мишовдаг - Келаметдин" был подписан 12 сентября прошлого года. Долевое участие сторон в этом контракте было распределено следующим образом: американская Moncrief - 49,7%, PetOil (Турция) -35,3% и ГНКАР-15%. Но уже в начале 2003 года состав изменился и сейчас он выглядит так: канадская Nations Energy владеет 85%, ГНКАР- 15%. На месторождении "Мишовдаг" имеются 790 скважин (200 нефтяных), на месторождении "Келамеддин" - 190. Срок действия контракта рассчитан на 25 лет, с возможностью продления еще на пять.
Karasu Operating Company (KOC) намерена провести на всей контрактной площади трехмерную сейсморазведку для исследования структуры. Пилотный этап этой работы выполнила по заказу KOC международная геофизическая PetroAlliance Company. Ранее двухмерную съемку для KOC провел трест ГНКАР "Азнефтегеофизразведка".
В этом году на реабилитационном участке ("Мишовдаг - Келамеддин") будут пробурены - 3 скважины, а на разведочном ("Падар-Харами") - одна. Бурение будет осуществлять турецкая компания TPIC. Cоглашение по блоку "Падар" было подписано в Вашингтоне между ГНКАР и американской компанией Moncrief Oil 27 апреля 1999 года. и в PSA по "Падару" ГНКАР принадлежали 20% участия, Moncrief Oil - 64%, ISR Oil - 16%. Но, как и в предылущем контракте в 2003 году список изменился. Сейчас акционерами проекта выступают: NationsEnergy- 80%, ГНКАР - 20%. Прогнозируемый объем инвестиций в проект - не менее $500 млн. Блок "Падар" находится в Гаджигабульском районе Азербайджана северо-западнее Нижне-Куринской впадины. Он расположен между находящимися в разработке перспективными месторождениями суши "Кюровдаг" (в разработке с 1955 г.), "Мишовдаг" (с 1956 г.) и "Келамеддин" (с 1977 г.). За годы эксплуатации с трех месторождений добыто более 55 млн. тонн нефти. В контрактную территорию блока входят структуры ''Большой Харами'', ''Малый Харами'', ''Падар'', ''Кырлыг'' и ''Кюрталыш''. Поисково-разведочные работы проводились в 1958-70 гг. На ''Большом'' и ''Малом Харами'' были получены небольшие промышленные притоки нефти и газа, но разведочные работы не были завершены, и структуры не были введены в эксплуатацию, в основном, из-за отсутствия инфраструктуры.
"Мурадханлы-Джафарли-Зардоб"
На месторождении работала операционная компания Muradkhanli operating company (MOC), возглавляемая британской Ramco. Согласно контракту, Ramco должна была пробурить на площади две разведочные скважины. Однако неудача с первой скважиной, которая оказалась "сухой", поубавила оптимизма у компании, и она решила не бурить вторую. В июне 2001 года Ramco возвратила ГНКАР реабилитационные участки "Мурадханлы-Джафарлы-Зардоб", а 28 ноября 2001 года завершился разведочный период проекта, и компания решила его не продлевать.
Прогнозные запасы месторождения оцениваются в 60 млн. тонн нефти, а необходимые для его освоения инвестиции - в $1,2 млрд.
ГНКАР приступила к реабилитации ряда частей месторождения "Мурадханлы-Джафарли-Зардоб". На возвращенных реабилитационных участках, по требованию министерства экологии и природных ресурсов Азербайджана были законсервированы все скважины, принадлежащие ГНКАР. В Ramco объясняли это тем, что скважины Госнефтекомпании, находящиеся в плачевном состоянии, замазучивают площадь и наносят большой ущерб окружающей среде. Компания, согласно контракту, должна была увеличить добычу нефти на реабилитационных участках месторождения. Однако операционная компания не только не смогла пробурить две разведочные скважины, но и не выполнила работу на реабилитационных участках. По оценкам специалистов, общий суточный дебет более или менее привлекательных скважин на площади может составить до 600 тонн в сутки. В частности, после восстановления потенциально высокодебитной скважины N101, бурение которой было приостановлено в 2001 году, ее дебет может составить 150-200 тонн/сутки. В ГНКАР сказали, что сейчас компания не в состоянии выделить из внутреннего бюджета средства на работу на этом месторождении. Не исключается также, что работы не начнутся до середины 2004 года. В настоящее время на "Мурадханлы" добывается примерно 100 тонн нефти в сутки.
"Ленкорань-Талыш-Дениз"
Участниками контракта по блоку "Лянкяран -Талыш-Дениз" являются: французская TotalFinaElf- 35%, ГHКАР-25%, немецкая Wintershall - 30%, иранская OIEC- 10%. Общая сумма инвестиций в проект оценивается в $2 млрд. Запасы контрактного блока, по мнению специалистов ГНКАР, составляют около 110 млн. тонн нефти.
TotalFinaElf пробурила на площади лишь одну разведочную скважину, и после неудачи решила отказаться от дальнейшей работы здесь, хотя контрактом было предусмотрено бурение и второй скважины. В связи с этим TotalFinaElf выплатила ГНКАР денежную компенсацию в размере около $20 млн.
"Нахчыван"
ГНКАР и ExxonMobil имеют равные доли в этом проекте. Инвестиции в разработку "Нахчыван" оцениваются в $2 млрд. Прогнозируемые запасы 110 млн. тонн нефти и 85 млрд. куб. метров газа. Нефтегазовый блок "Нахчыван" расположен в 85 км к югу от Баку. Контрактная площадь составляет 280 кв. км, глубина воды достигает в некоторых местах 800 метров.
Американская компания ExxonMobil отказалась от дальнейшего ипользования ППБУ "Истиглал" в связи с тем, что на первой разведочной скважине на блоке "Нахчыван" она не обнаружила коммерчески выгодных запасов нефти. Вместе с тем, в ходе бурения первой скважины было получено достаточно много информации о нефтегазовом блоке в целом. Даже были отобраны два образца керна, что обычно делают в ходе бурения второй скважины. Геологические изыскания говорят о том, что на блоке достаточно много углеводородов. Компания возлагает большие надежды на вторую скважину. Следующую скважину ExxonMobil намерена бурить с установки DSS-20, которая будет готова к эксплуатации не раньше конца 2003 года.
Для того, чтобы найти нефть или газ, согласно мировой практике, необходимо бывает пробурить иногда и 8, и 10 скважин. А бывает, что требуется и больше. К примеру, до того, как нашли нефть в Северном море, было пробурено 200 "сухих" скважин. Поэтому неудача с первой скважиной на "Нахчыван" неудивительна. ExxonMobil следовало бы заново изучить стратиграфические горизонты, по которым проводилась трехмерная сейсморазведка (3D). Прежде всего, уточнить положение самой структуры и выбрать оптимальное место расположения 2-ой скважины.
"Огуз"
На структуре "Огуз" имеются значительные залежи конденсата. Глубина моря на блоке колеблется от 20 до 300 метров. В контракте о долевом распределении добычи на блоке "Огуз" ГНКАР и ExxonMobil имеют по 50%. По мнению геологов ГНКАР, запасы блока оцениваются в 100 млн. тонн нефти. Открытый в 1977 году азербайджанскими нефтяниками блок "Огуз" расположен в море в 90 км от Баку между месторождениями "Гюнешли" и "Нефт Дашлары".
ExxonMobil не планирует бурить вторую разведочную скважину на перспективной структуре "Огуз". В июле 2001 года ExxonMobil, пробурив на "Огузе" первую разведочную скважину, приняла решение ее законсервировать из-за отсутствия коммерческого притока нефти. Тогда в компании заявили, что не намерены продолжать работу, "так как контрактом бурение других скважин на структуре не предусмотрено и, таким образом, ExxonMobil выполнила свои обязательства".
Тем не менее, Госнефтекомпания Азербайджана продлила для ExxonMobil разведочный период контракта до конца 2003 года. В ГНКАР считали, что у Oguz Operating Company остался невыполненным ряд контрактных обязательств, на что в ExxonMobil отреагировали следующим образом: "Под невыполненными обязательствами ГНКАР, наверное, имела в виду составление периодических отчетов о работе. Никаких других работ мы проводить не должны". Таким образом, осталось неясно, для чего ГНКАР продлила разведочный период в контракте.
Между тем, как заявил один из специалистов ГНКАР, если ExxonMobil все же "надумает" бурить вторую скважину, то ей придется прежде детально изучить площадь, в частности, провести дополнительную трехмерную или, лучше, четырехмерную сейсморазведку (4D).
"Савалан-Лерик-Дениз-Джануб-Далга"
Партнерами в контракте по блоку "Савалан" выступают ГНКАР (50%) и американская ExxonMobil (30%). 20% долевого участия пока остаются свободными. В блок "Савалан" входят четыре структуры "Савалан - Далга - Лерик-Дениз - Джануб". Общая площадь блока, расположенного в южной части Каспия, составляет 850 кв. км.
Иран, который предлагает разделить Каспий на пять равных частей, утверждает, что часть блока "Савалан" находится в его секторе моря. В Баку же настаивают на том, что, что границы национальных секторов должны соответствовать береговой линии каждого прикаспийского государства. В ExxonMobil не раз заявляли, что пока компания не планирует начинать работу на "Савалане". "Поскольку в проекте остались свободные 20%, и парламент Азербайджана пока не ратифицировал контракт, позиция нашей компании - только ждать. Мы не можем сказать, сколько времени это займет". Представитель американской компании отметил, что ExxonMobil, как частная компания, не намерена принимать участие в разрешении спорных вопросов между Азербайджаном и Ираном. "Этим должны заниматься правительства двух стран", - подчеркнул он.
По словам представителей ГНКАР, при делении Каспия любым методом, морской блок "Савалан" окажется в азербайджанском секторе моря. Поэтому американской компании ExxonMobil не стоит сомневаться в стабильности этого проекта. Тем не менее, специалисты ГНКАР считают, что ExxonMobil вряд ли в ближайшее время начнет работать на этой перспективной структуре: "Савалан" почти не изучен, нет детальной картины залегания пластов и миграции нефти. На реализацию проекта, во-первых, требуются огромные средства: следует провести сейсморазведку с максимальным разрешением, геолого-геофизические изыскания, создать модель структуры, и только после этого можно будет подсчитать запасы площади. Если извлекаемые объемы углеводородов окажутся экономически привлекательными, то на весь проект, с учетом разведочного бурения потребуется не менее 2 млрд. долларов.
"Шах-Дениз"
Соглашение о разделе продукции по разработке месторождения "Шах-Дениз" было подписано в Баку 4 июня 1996 года. Оно было ратифицировано Милли Меджлисом и вступило в силу 17 октября того же года. Разведочные и оценочные скважины, пробуренные на "Шах-Дениз" в течение 1997-2001 гг., подтвердили, что это - газоконденсатное месторождение мирового класса.
Держателями акций газового проекта выступают: BP-25,5%, Statoil -25,5%, ГНКАР -10%, "ЛУКойл" -10%, TotalFinaElf -10%, OIEC -10% и TРAO - 9%.
Стоимость проекта "Шах-Дениз" составляет $3,2 млрд. $1 млрд. будет потрачен на строительство газопровода Баку-Тбилиси-Эрзурум, $2,2 млрд. на установку газодобывающей платформы и строительство ряда объектов на Сангачальском теримнале.
19 апреля на месторождении "Шах-Дениз" началось бурение первой из трех опережающих скважин с полупогружной буровой установки "Истиглал". Скважина находится на северо-восточном крыле структуры "Шах-Дениз" на глубине приблизительно 101 м. Проектная глубина сква11122жины составляет 7244 метров, и на ее бурение и временное закрытие потребуется примерно 170 дней. Скважина бурится с донной плиты, которая в марте была установлена под буровой установкой "Истиглал" с целью выполнения опережающего бурения эксплуатационных скважин. Выполнение программы опережающего бурения до установки платформы TPG500 позволяет ускорить получение первых объемов газа и обеспечить более быстрое увеличение добычи газа и конденсата - сразу же после пуска платформы в эксплуатацию, принося тем самым выгоду, как Азербайджану, так и партнерам по проекту "Шах-Дениз".
На следующих этапах проекта "Шах-Дениз" ожидаются следующие работы:
Присуждение основных контрактов - II квартал 2003; Начало строительства платформы - II квартал 2003; Начало строительства терминала - IV квартал 2003; Начало строительства Южно- Кавказского трубопровода - II квартал 2004; Поставка первого газа в Турцию - III квартал 2006.
"Стадия-1" разработки "Шах-Дениз" включает в себя: Проект по разработке, добыче и транспортировке с общими инвестициями $3,2 млрд.
Проект по разработке и добыче включает платформу TPG-500 с 15 ячейками для скважин, оборудованием для добычи, бурения и жилблоками, которая будет установлена на глубине воды 105 м. Проект предусматривает подводную подготовку месторождения с пятью скважинами, которые будут пробурены позднее на глубине воды 300 м., строительство двух подводных трубопроводов, каждый протяженностью 100 км. - 26-ти дюймовый газопровод и 12-ти дюймовый трубопровод для конденсата - от платформы TPG-500 к терминалу в Сангачалах; установки для подготовки газа и конденсата на береговом терминале.
Акционеры проекта "Шах-Дениз" ожидают, что в рамках "Стадии-1" будет добыто 178 млрд. м3 газа и 34 миллиона тонн (250 млн. баррелей) конденсата. Ожидается, что средние дебиты при разработке "Стадии-1" составят 8,4 млрд.м3 газа в год и 2 млн. тонн конденсата в год (14.6 миллионов баррелей) в период максимальной добычи. Извлекаемые запасы "Шах-Дениз" составляют 625 млрд.м3 газа и 101 млн. тонн (750 млн. баррелей) конденсата. Отмечается, что существуют еще большие запасы углеводородов на более глубоких продуктивных горизонтах. Общий потенциал добычи с месторождения составляет приблизительно 16 млрд.м3 в год, что может быть достигнуто в течение последующих этапов разработки.
Все вопросы финансирования Европейским банком реконструкции и развития доли ГНКАР на Стадии-1 проекта разработки "Шах-Дениз" решены. ЕБРР предоставит ГНКАР кредит на эти цели. Решение этих вопросов позволяет продолжить работу в рамках проекта и снимает основной вопрос до его санкционирования. Основным залогом по займу ЕБРР могут стать объемы природного газа, которые будут приходиться на долю ГНКАР и экспортируемые на ликвидные рынки - в Турцию и, возможно, далее в Европу. Срок кредита зависит от сроков окупаемости Стадии-1 проекта "Шах-Дениз", а ставка вряд ли превышает LIBOR+4%.
"Юго-Западный-Гобустан"
Месторождение "Юго-западный Гобустан" состоит из 3-х блоков общей площадью 604 кв. км. В эти блоки входят ранее разрабатывавшиеся и заброшенные из-за малой отдачи нефти и газа месторождения "Шыхзакирли", "Шейнатуд", "Вюркют", "Донузлуг", "Нардаран", "Илхычы", "Гярби Гадживели", "Сунди", "Шарги Гадживели", "Турагай", "Кениздаг", "Гярби Дуванны", "Дуванны", "Солахай" и "Дашгиль". На 9-ти из них пробурено 137 эксплуатационных скважин, которые сегодня закрыты. Помимо этого, пробурено еще 250 поисковых и оценочных скважин. Сумма капитальных вложений в разведочные работы на контрактной площади оцениваются в $51 млн. Общая оценка кап. затрат в проект - $470 млн. Извлекаемые запасы блока равны 115 млн. барр. нефти и 530 млрд. футов3 газа (в общей сложности, около 206 млн. барр. нефтяного эквивалента).
В настоящее время акционерами проекта выступают: ГНКАР -20%, оставшиеся 80% распределены между китайской CNPC и CNODC и Rosco.
Объем инвестиций на выполнение минимальной рабочей программы на 2003 год составит $15 млн. Однако, не исключается возможность, что эта сумма может быть увеличена в зависимости от объема работ. Минимальную рабочую программу предполагается завершить до ноября 2003 года. Сейчас завершен капитальный ремонт шести скважин на блоке и три из них подают сейчас газ. Ежесуточный дебет скважин составляет от 13 до 15 тыс.м3 топлива. В целом же общий буровой фонд скважин блока сегодня составляет 262 шт.
"Ялама"
Соглашение о разведке, разработке и долевом разделе добычи по перспективному блоку Д-222 в азербайджанском секторе Каспия было подписано 3 июля 1997 года в Москве в ходе официального визита главы Азербайджана в РФ. После ратификации Милли Меджлисом 10 декабря 1997 года соглашение вступило в силу. Предполагаемый объем инвестиций в проект - $2,5 млрд. Запасы структуры оцениваются в 130 млн. тонн нефти. По условиям контракта, LUKOIL должна пробурить на контрактной площади не менее 2 оценочных скважин, проектной глубиной примерно в 3000 м. Блок D-222 является частью самой крупной в северо-восточной части Каспия перспективной структуры "Ялама", которая размещается примерно равными частями в азербайджанском и российском секторах каспийского моря на расстоянии 30 км от берега. Глубина моря в районе перспектив ной структуры "Ялама" составляет от 80 до 700 метров. Вероятность открытия промышленных запасов углеводородов оценивается как высокая.
В апреле LUKOIL увеличила свою долю в "Ялама" на 20%. Президент ГНКАР Натиг Алиев и Президент LUKOIL Вагит Алекперов подписали пакет соглашений о дополнительных условиях разведки и разработки перспективного морского блока Д-222 ("Ялама"), расположенного в азербайджанском секторе Каспия. Стороны договорились об условиях переуступки и подписали соглашение об увеличении доли LUKOIL с 60% до 80% за счет доли ГНКАР, за которой теперь закреплено всего 20%. LUKOIL также расширила контрактную площадь с 1 287 км2 до 3 037 км2. В результате проведенных переговоров стороны договорились об условиях такого расширения и подписали соответствующие соглашения. Во втором полугодии 2004 года на контрактной площади D-222 планируется начать бурение первой поисковой скважины с использованием плавучей полупогружной буровой установки.