ТРАНСКАСПИЙСКИЙ ГАМБИТ

КАЗАХСТАН И ТУРКМЕНИСТАН ПОЛУЧАЮТ РЕАЛЬНЫЙ ШАНС ОБЕСПЕЧИТЬ ПРЯМУЮ ПОСТАВКУ СВОЕГО ГАЗА В ЕВРОПУ

Ситуация, сложившаяся в связи с необходимостью обеспечения диверсифицированных поставок газа на европейский рынок, подталкивает к сооружению как новых маршрутов (северо-европейский газопровод), так и возобновлению приостановленных по каким-то причинам старых.

Проект транскаспийского газопровода (ТКГ) муссируется с начала 90-х годов прошлого века, тогда он показался сторонам слишком масштабным и громоздким перед той целью для чего был задуман. Несозревшие условия формирования надежной сырьевой базы и нестабильные условия, предлагаемые европейскими покупателями, тогда приостановили его реализацию.

В 1998 году был сформирован консорциум “Amoco Corрoration” (слившийся через год с BP), “J.I.Caрital” и “Bechtel Enterрrises” по реализации проекта Транскаспийская газопроводная система (ТГС), что предусматривало проведение инженерно-технических работ, проектирование, материально-техническое снабжение и прокладку газопровода из точки близ г. Туркменбаши до Баку, далее по территории Грузии в Эрзурум. Как ожидалось, трубопровод протяженностью 1738 км. будет перекачивать от 10 до 35 млрд м3 природного газа в год.

Ранее в 1997 году подобный проект экспорта туркменского газа в Турцию был предложен и британо-голландской Shell, но транзитом через Иран.

В отличие от ранее инициированных проектов, сегодня Анкара и Баку предлагают транскаспийскую газопроводную систему в ее укороченном варианте – прокладка газопровода по дну Каспия от Туркменбаши до Баку, откуда туркменский газ напрямую поступит в газопроводную сеть Баку-Тбилиси-Эрзурум (БТЭ), которая будет пущена в эксплуатацию в этом году.

Второй вариант - строительство трубопровода только для казахстанского газа напрямую из Актау до Баку. Его протяженность 540 км, из которых по морю 480.

Третий маршрут – строительство трубы из Казахстана вдоль Каспия до Туркменбаши, с подключением там туркменского сырья, и далее в Азербайджан. В этом случае длина трассы 720 км, из которых 285 – под водой.

Сегодня БТЭ строится для газа с азербайджанского месторождения «Шах Дениз» (1 трлн. куб. м извлекаемых запасов), при технически максимально возможной пропускной способности 35 млрд. куб. м., пик экспортируемого азербайджанского газа по БТЭ составит не более 20 млрд. куб. м.

В качестве дополнительного для БТЭ сырья в Казахстане может быть использовано месторождение «Кашаган», в Туркменистане - залежи Челекено-Ливановской зоны поднятия и прилегающих к ней структур. Совокупный минимальный уровень добычи этих операторов может составить в 2010 г. более 5 млрд кубов газа, максимальный - в разы больший объем, причем рост зависит не от геологических, а от рыночных условий, то есть возможности сбыта. Учитывая начало реализации проектов в Казахстане и Туркменистане, транскаспийская газопроводная система (ТГС) с точки зрения обеспечения прямых поставок газа на европейский рынок сегодня необходимость. Поскольку все остальные как существующие, так и планируемые направления либо вовсе не ориентированы на открытые рынки, либо трудно осуществимы по политическим мотивам, либо предусматривают прокладку по легкоуязвимым с точки зрения террористических атак территориям.

Газ Казахстана – большие возможности, узкие рынки

Согласно «Программе развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2004-2010 годы с 2004 по 2006 гг. правительственные агентства займутся организационными и проектно-техническими мероприятиями, некоторые компании - созданием производственной базы для увеличения объема добычи, переработки и экспорта своего газа и транзита чужого. С 2007 по 2010 гг. созданная инфраструктура будет активно расширяться и войдут в строй новые объекты.

Для осуществления поставленных целей Казахстан планирует гигантские инвестиции во все сегменты отрасли, исчисляемые миллиардами долларов. Основными источниками средств и финансовыми ресурсами для осуществления Программы правительство считает внешние инвестиции, деньги недропользователей, и лишь в небольшой степени бюджетное финансирование и внутренние займы.

Сегодня казахстанские геологи оценивают разведанные и оценочные запасы газа в 3,3 трлн кубометров, а гипотетические - в 6,0-8,0 трлн. Основная часть запасов первой категории залегает в недрах суши, основная часть второй - под дном Каспийского моря. Эти запасы находятся на глубине более чем 5000 метров и содержат высокую долю сероводорода - до 19%.

Основной рост добычи газа до 2010 года должны обеспечить Karachaganak Petroleum Operating Co. (KPO), международное СП “Тенгизшевройл” на Тенгиз/Королевском, Северо-Каспийский консорциум на Кашагане, а также АО “Актобемунайгаз” (почти полностью принадлежащее Китайской национальной нефтегазовой корпорации), разрабатывающее Жанажол и Кенкияк.

Во втором списке газодобытчиков идет СП “КазахОйл-Актобе”, образованное Национальной компанией “КазМунайГаз” (КМГ) и оффшорной Nelson (LUKoil), разрабатывающее ряд сухопутных месторождений. Далее идет дочка КМГ - Национальная компания “КазТрансГаз” на Амангельды, СП “Степной леопард” на Чинаревской и Тепло-Токаревской группе залежей, другие инвесторы.

Одна из главных проблем казахстанского газового рынка это то, что инвесторы не слишком заинтересованы в увеличении производства товарного газа, поскольку не имеют коммерчески привлекательных условий сбыта. Например, “Тенгизшевройл” продает товарный газ казахстанским потребителям по себеcтоимости - $12 за тыс. кубометров.

Туркменистан – газ больших глубин

В 2005 году Туркменистан добыл 63 млрд. куб. м. газа, что на 4,4 млрд. куб. м. больше чем в 2004 г, но еще в 2000 году в планах было нарастить газодобычу в 2005 г. до 85 млрд. кубов. Теперь план на 2006 г. составляет 80 млрд. куб. м.

Сегодня, как пишет портал rusenergy.com, власти провозглашают государственной задачей увеличение в 2006-2010 гг. запасов газа на 343 млрд. куб. м. По оценкам нынешнего руководства «Туркменгаза», основной ресурсной базой для развития газовой отрасли на ближайшие 15-20 лет станут не нынешние экспортеры – Довлетабад и Малай. Их должны заменить структуры Южная Иолотань – Яшларской зоны. Эксперты концерна сообщают, что нужно готовиться к добыче газа на глубине до 7000 м. Газовые договора по этим структурам были подписаны давно и уже сегодня вошли бы в активную фазу, если бы были осуществлены. В 1992 г. Туркменистан продал аргентинской Bridas лицензию на разведку и разработку структуры Яшлар с запасами 750 млрд. кубов газа. В конце 1990-х гг. сначала российский «Газпром», а затем Shell заключили с Ашхабадом газовое соглашение, предусматривающее разведку и добычу сырья. Российский ЛУКОЙЛ в прошлом году намеревался приобрести Dragon Oil, но предпочел вложить инвестиции в Казахстан, купив Nelson Resources.

Последняя по времени идея президента Сапармурата Ниязова - предложение «Газпрому» и Пекину разведывать Правобережье Амударьи. Найденный здесь газ будет добываться, и экспортироваться либо в Россию, либо в Китай.

Но небольшие компании, закрепившиеся недавно на туркменском шельфе уже начали добычу углеводородов. Контрактный блок «Челекен-2», который «Драгон Ойл» с 2000 г. разрабатывает на условиях раздела продукции, имеет совокупные запасы 70 млн т нефти и 62 млрд кубов газа. Запланированный на этот год темп роста добычи компания, обеспечит, главным образом, за счет увеличения фонда эксплуатационных скважин. В нынешнем году с модернизированной морской стационарной платформы Джейтун-10 запланировано пробурить и ввести в эксплуатацию четыре скважины глубиной до 4000 м. Три из них будут пробурены двумя стволами, что фактически обеспечит эффект семи скважин, капитальный ремонт пройдет на восьми скважинах. Кроме эксплуатационного бурения Dragon планирует пробурить до конца года одну оценочную скважину в неразработанной западной части месторождения Джейтун для вскрытия углеводородов. Расширение производственной базы продолжится за счет бурения скважин на месторождении Джигалыбег (бывшее Жданов). Для этого на нем ведется модернизация старой морской стационарной платформы, а на Джейтуне строится новая. Такие меры показывают, что производство на Челекене имеет хорошие перспективы роста.

Со второй половины 2005 года Petronas начала осуществление проекта опытно-промышленной разработки (ОПР) месторождений Восточный Магтымгулы (Восточный Ливанов) и Центральный Магтымгулы (Центральный Ливанов). Программа ОПР рассчитана до 2008 года и предполагает строительство ряда объектов инфраструктуры как на море, так и на суше, начало добычи нефти, конденсата и газа.

Согласно прогнозам Министерства нефтегазовой промышленности и минеральных ресурсов (МНПМР) Туркменистана, через пять лет на туркменском шельфе планируется ежегодно добывать до 20 млн. т нефти и 5 млрд. кубов газа. Таким образом, будет осуществлена Программа освоения морского шельфа Туркменистана до 2010 г., принятая в 2000 г. Она предусматривала передачу инвесторам более 30 перспективных блоков.

Компании Wintershall (Германия), Berlanga Holding B.V. (Нидерланды), Buried Hill Energy (Канада), российский консорциум ЗАРИТ намерены получить лицензии на свободные перспективные блоки.

В течение нескольких лет главный производитель нефти – концерн «Туркменнефть» - покрывал снижение добычи на старых месторождениях западного Туркменистана Окарем, Челекен, Готурдепе, Барса-Гельмез за счет активной разработки залежей Акпатлаук, Кеймир, Южная Гамышлыджа, Корпедже. Но теперь они теряют темп производства, поскольку истощаются верхние горизонты, а до нижних тяжело добраться, нужны новые технологии и оборудование.

Для того чтобы увеличить добычу концерну «Туркменнефть» нужно пробурить более 35 нефтяных и 15 газовых скважин глубиной до 6500 м на месторождениях Акпатлаук, Кеймир, Чекичлер, и других. Среди них и месторождение Корпедже – главный источник поставок газа в этой части страны на экспорт и внутренний рынок.

Согласно данным немецкой компании Dresser с этого года производство газа на западе «Туркменнефтью» пойдет на спад и к 2010 г. снизится до 4 млрд. кубов в год против примерно 7 млрд. кубов в 2005 г. В таких условиях не только новый газопровод, но и ранние контрактные обязательства Туркменистану будет выполнить нелегко.

БОГАТСТВО ТУРКМЕНИСТАНА

Офшор

Сектор Туркменистана на Каспийском море охватывает площадь в размере 78.000 кв. км. и является одним из самых перспективных частей страны и всего Каспийского региона в целом, даже несмотря на неурегулированность границ в этой части каспийской акватории.

По оценкам экспертов из Western Geсo (Великобритания), на 2000-7000 куб. м водного объема приходится 11 млрд. тонн (80 млрд. барр.) нефти и 5,5 трлн. куб. метров (194 трлн. куб. футов) газа.

На сегодняшний день было пробурено более чем 113 офшорных скважин глубиной в 445000 м. Перспективные участки были выявлены и систематизированы, согласно их потенциалу была разработана новая геологическая модель офшорного сектора Туркменистана.

Лучше всех была изучена зона Челекен-Ливанов, где были открыты практически все углеводородные месторождения еще в 60-х годах азербайджанскими нефтяниками. Здесь было пробурено более 100 разведочных скважин общей глубиной 380 000 метров.

Уровень разведки на остальных офшорных участках очень низок. Только 11 разведочных скважин было пробурено в Южной части Каспийского моря, не была проведена глубоководная разведка в Средней части Каспия-Гарабогаз. Сейсмическое исследование Южной части Каспия составляет 1,5 км. / 1 кв. км, а Средней – 0,12 км. / 1 кв. км.

Средняя глубина продуктивных пластов на офшорных месторождениях колеблется в больших пределах. К примеру, продуктивный пласт офшорного месторождения Джигалыбег (Жданов) приближен к берегу и расположен на глубине 2300-2500 метров, тогда как производственный пласт таких месторождений как Диярбекир (Баринов) и Магтымгулу (Ливанов) отдален от берега и находится на глубине 4500 метров.

Учитывая, что более 80% запасов было найдено на месторождениях на глубине бурения более 3000 метров, то вероятность открытия новых крупных нефтегазовых месторождений очень высока. Указанные перспективы в основном связаны с залежами Плиоцена в Южной части Каспийского моря и месторождений Мезозойско-Палеозойского периода, располагающихся на наклонной местности Средней части Каспийского моря. В 2000 г. правительство задействовало программу лицензирования туркменского сектора до 2010 г. Эта программа охватывает 32 лицензионных блока площадью в 78000 кв. км. Для этих блоков были подготовлены геологические и геофизические данные, где указан объем ресурсов и экономическая модель.

Западный Туркменистан. Этот регион охватывает 138 000 кв. км.

С точки зрения туркменских геологов, характеристики геологического потенциала региона следующие: коммерческие запасы нефти оцениваются в 154,8 млн. тонн (1,1 млрд. барр.), перспективные запасы (С2+С3) – 126,3 млн. тон (921 млрд. барр) и предполагаемые запасы (D1+D2) – 2 млрд. тон (14,6 млрд. барр).

Из общего объема нефтяных запасов Западного Туркменистана иностранные обладатели лицензий могут рассчитывать на 11%, все остальное принадлежит «Туркменнефть». 1670 исследованных скважин глубиной 5 млн. метров (более 50% скважин в Туркменистане) были пробурены в Западном Туркменистане. В среднем глубина исследованной скважины составляет 3900 метров. Исследования в Западном Туркменистане проведены на 122 м. в 1 кв. км. и сейсмическая плотность составила 1,5-2,5 км. на 1 кв. км.

Из 30 до сих пор открытых углеводородных месторождений большинство являются многопластовыми. Крупнейшие месторождения это Готуртепе, Камышлыджа и Восточный Челекен.

Основа газовых ресурсов заложена на таких месторождениях как Готуртепе, Барсагельмез, Корпедже, Южный Камышлыджа, Экерем и Ордекли.

Центральный Туркменистан. Охватывает площадь 170 000 кв. км. Это самый маленький по площади геологически исследованный регион страны - примерно 600 исследованных скважин общей глубиной 1,6 млн. метров (около 16% от проходки Туркменистана). Исследования в Центральном Туркменистане проведены на 9,4 м. из 1 кв. км. Глубина скважины составляет в среднем 2800 метров, тогда как большинство резервуаров находятся на 600-4000 - метровой глубине. Пласты, находящиеся на больших глубинах остаются пока неисследованными.

Выявлено 50 газоконденсатных и нефтегазовых месторождений, крупнейшие из них – Бовридешик, Теджен и Караджаулак. Такие месторождения как Южный Кырк, Гутлыаяк, Мыдар и Илаклы имеют производственные коммерческие запасы нефти. Перспективы нефтегазообразования в этом регионе связаны с Меловым и Юрским периодами.

Восточный Туркменистан. Охватывает площадь 180 000 кв. км. Этот регион страны богат в основном газовыми отложениями.

Здесь сосредоточено примерно 950 исследованных скважин глубиной 3,4 млн. метров (около 34% общей проходки Туркменистана). Исследования проведены на 17м. из 1кв. км.

До сих пор было открыто примерно 60 газоконденсатных месторождений, крупнейший Довлетабад. Другие крупные месторождения – Шатлык, Малай, Наип, Самантепе, Ачак и Кирпичли. Восточный Туркменистан обеспечивает 80% годовой газодобычи страны.

Внедрение современных технологий помогло повысить добычу углеводородов на оншорных месторождениях. Следует также отметить, что Туркменистан планирует внедрение усовершенствованных технологий в такие отрасли, как геофизика и геологическое исследование, бурение, разработка, добыча, восстановление скважин и т.д. Долгосрочные планы - полное обновление бурового флота.

Итог

Оценивая перспективы газоэкспорта из этого региона, нужно принять во внимание показательные «нефтяные баталии», разгоревшиеся в последние годы на постсоветском пространстве, которые, по сути, являются «наглядным пособием» для начинающего инвестора, стремящегося работать как в Казахстане, так и, в какой-то степени, в Туркменистане. Де-факто сегодня Москвой поддерживается внешний фон, стимулирующий приток в эти страны исключительно российского капитала и производителей - в основном ЛУКОЙЛ и Газпром.

Показательно, что крупнейший на сегодняшний день казахстанский нефтеэкспортер ТШО (оператор Chevron) впервые за несколько лет, по информации российских СМИ, допустил снижение плановой добычи на 16%, это стало ответом на несогласие России увеличить пропускную способность КТК в связи с непредусмотренным при этом ростом тарифных ставок для компенсации эксплуатационных расходов. В ответ ТШО впервые за историю прокачек с 2001 года снизил в январе этого года прокачку нефти по КТК и объявил ставку на железнодорожные маршруты.

“Казмунайгазу” не удалось добиться от руководства федерального агентства “Росэнерго” согласия на транзит нефти из Казахстана по территории России в Литву для переработки на литовском заводе Mazeikiu nafta, график трансфера нефти на первый квартал 2006 года не согласован. Также не принято решение и на весь 2006 год. Таким образом, крупнейший национальный казахстанский холдинг столкнулся с проблемой загрузки завода в самый разгар тендера на приобретение 53,7% акций ЮКОСа в Mazeikiu nafta, на которые также претендуют две российские компании – ТНК и ЛУКОЙЛ.

Это заявление было сделано сразу же после объявления Казахстаном в ноябре прошлого года о достижении договоренности с Баку по транзиту 20 млн. тонн казахстанской нефти в обход российской территории. В ответ переговоры с Баку усилились и уже в ближайшие месяцы может быть объявлено о подписании межправительственного соглашения.

Поэтому учитывая высокие риски добычи газа, обеспечения его бесперебойных поставок потребителю, для привлечения стратегических инвестиций в развитие своей газовой отрасли Казахстану и Туркменистану потребуется: с учетом геоэкономического фактора России твердая политическая воля и решительность, серьезная поддержка европейских потребителей после зимних холодов всерьез озабоченных скорейшей диверсификацией источников поставок голубого топлива.