Вы не авторизованы...
Вход на сайт
Сегодня 14 ноября 2018 года, среда , 14:03:48 мск
Общество друзей милосердия
Опечатка?Выделите текст мышью и нажмите Ctrl+Enter
 
Контакты Телефон редакции:
+7(495)640-9617

E-mail: nr@oilru.com
 
Сегодня сервер OilRu.com - это более 1279.47 Мб информации:

  • 541074 новостей
  • 5112 статей в 168 выпусках журнала НЕФТЬ РОССИИ
  • 1143 статей в 53 выпусках журнала OIL of RUSSIA
  • 1346 статей в 45 выпусках журнала СОЦИАЛЬНОЕ ПАРТНЕРСТВО
Ресурсы
 

Выгодно купить, выгодно продать...

№ 10, ОКТЯБРЬ 2000
КАСПИЙ

 

КАСПИЙ

Выгодно купить, выгодно продать...

Опыт регулирования энергетических потоков в Азербайджанской Республике

Владимир МИШИН,
собственный корреспондент журнала «Нефть России» в Баку

Летом 2000 г. кабинет министров Азербайджана поручил Государственной нефтяной компании Азербайджанской Республики (ГНКАР) осуществить в осенне-зимний период 2000-2001 гг. закупку на внешнем рынке не менее 2 млрд м3природного газа. Начало его поступления в Азербайджан намечено на октябрь текущего года.На первый взгляд, это решение правительства Азербайджана, то есть страны, известной во всем мире как производитель и экспортер углеводородов, кажется парадоксальным. Однако при более внимательном изучении проблемы импорт Азербайджаном природного газа видится уже в ином свете. Нообо всем по порядку.

Энергетические потребности и углеводородные возможности

Для полного удовлетворения своих внутренних потребностей в нефтепродуктах, электроэнергии, тепло- и газоснабжении промышленных предприятий, жилых и административных зданий и т.п. Азербайджану сегодня требуется 9 млн т нефти и около 12 млрд м3природного газа в год.

В 2000 г. ГНКАР планирует добыть 9 млн т нефти и 5,125 млрд м3газа. Еще 0,5 млн т прибыльной нефти Азербайджан должен получить от участия в реализации «Соглашения по разведке, разработке и долевом разделе добычи» (СРРДРД) с контрактных площадей месторождений Азери, Чираг и глубоководной части Гюнешли (проект АЧГ). Кроме нефти, ГНКАР рассчитывает получить от Азербайджанской международной операционной компании (АМОК), реализующей проект АЧГ, до 1 млрд м3бесплатного попутного нефтяного газа. Правда, вся прибыльная нефть ГНКАР в настоящее время экспортируется по трубопроводу Баку - Супса на мировые рынки и потому не может быть использована в качестве углеводородного сырья внутри страны. Что же касается попутного нефтяного газа проекта АЧГ, получаемого сейчас с Чирага-1 - единственной действующей морской стационарной нефтедобывающей платформы (МСНП) «контракта века», - то он по подводному трубопроводу транспортируется на газокомпрессорную станцию, расположенную на месторождении Нефтяные Камни. Но мощность этого газокомпрессорного оборудования оказалась недостаточной для приема всего чирагского попутного нефтяного газа, и реально ГНКАР может получить с Чирага-1 примерно 600 млн м3того энергоносителя.

Таким образом, углеводородный потенциал Азербайджана, который может быть использован для внутренних нужд республики в 2000 г., составит, в лучшем случае, 9 млн т нефти и около 6 млрд м3природного газа.

К сказанному следует добавить, что Азербайджан имеет перед российской АК «Транснефть» государственные обязательства о прокачке в 2000 г. по трубопроводу Баку - Новороссийск до 2,3 млн т азербайджанской нефти.

Из сравнения приведенных цифр, характеризующих спрос и предложение на углеводородное сырье в самом Азербайджане, следует неутешительный вывод о заметном недостатке в стране в 2000 г. природного газа (до 6 млрд м3) и нефти (до 2,5 млн т в том случае, если экспорт текущего года сохранится на уровне года 1999, когда, напомним, республика продала в Италию 2,5 млн т своей нефти).

Однако снижение в последние годы производства в ряде секторов экономики Азербайджана, определенные ограничения в потреблении природного газа и электроэнергии, в первую очередь в сельских районах страны, позволили, при сохранении минимально необходимого уровня энергопотребления, укладываться и в существующие объемы внутреннего предложения углеводородов.

Заметный сбой в энергообеспечении промышленных объектов и населения Азербайджана произошел лишь зимой 1999-2000 гг., когда суммарный экспорт нефти и нефтепродуктов составил чуть более 3 млн т.

Иными словами, уровень внутреннего потребления в 6 млн т нефти и в 6 млрд м3природного газа оказался для Азербайджана сопоставим с «красной чертой» энергетического кризиса. Следовательно, чтобы избежать зимой 2000-2001 гг. повторения энергокризиса зимы минувшей, Азербайджану для минимального удовлетворения своих внутренних потребностей необходимы дополнительные энергетические резервы. Их страна может получить либо сократив на 1,5-2 млн т свой нефтяной экспорт, либо увеличив не менее чем на 2 млн т условного топлива добычу углеводородов, либо закупив адекватное количество энергоносителей за рубежом.

Самым привлекательным с экономической и социальной точек зрения решением проблемы дефицита энергоресурсов для страны стало бы, безусловно, простое увеличение уже в ближайшие месяцы уровня добычи углеводородов. Но всегда легче сказать, чем сделать. И Азербайджан - не исключение из общего правила. Впрочем, обратимся к фактам.

ланы масштабны, но...

В начале июня текущего года в своем выступлении на 7-й международной конференции «Нефть, газ, нефтепереработка и нефтехимия Каспия» президент ГНКАР Натик Алиев нарисовал весьма широкие перспективы в деле освоения углеводородных богатств страны. Правда, основной приток азербайджанской нефти по-прежнему должна дать исключительно реализация СРРДРД с контрактных площадей месторождений Азери, Чираг и глубоководной части Гюнешли. Но эти объемы, безусловно, впечатляют. Во всяком случае, в период 2000-2005 гг. на контрактных площадях проекта АЧГ должен быть создан технологический потенциал, способный обеспечить к 2009 г. добычу 900 тыс. баррелей нефти в сутки, или 45 млн т в год.

Для этого в 2000-2001 гг. должен быть продолжен процесс модернизации ныне действующей МСНП Чираг-1. В частности, уже к ноябрю 2000 г. на платформе должен быть закончен монтаж нового, более мощного бурового оборудования, с помощью которого с нее можно будет вести бурение наклонно-направленных скважин с отклонением от вертикали до 5500-6000 м. Кроме того, на Чираге-1 планируется увеличить производительность сепарационного, насосно-компрессорного и другого технологического оборудования. После завершения всего комплекса модернизационных работ (весь бюджет проекта АЧГ на 2000 г. - 328 млн долларов, из которых 225 млн - капитальные вложения) с этой МСНП может быть осуществлена добыча нефти на контрактной площади до 110 км2. В результате уже к концу 2001 г. средняя добыча нефти с Чирага-1 может увеличиться, по мнению президента ГНКАР Натика Алиева, до 150 тыс. баррелей в сутки, или до 7,5 млн т в год. Напомним, что в настоящее время средняя добыча с Чирага-1 составляет порядка 100 тыс. баррелей нефти в сутки, или 5 млн т в год.

Соответственно, с примерно одного до 1,5 млрд м3в год должна вырасти на Чираге-1 добыча попутного нефтяного газа, бесплатно передаваемого зарубежными участниками СРРДРД по АЧГ Азербайджану. Для оптимизации процесса транспортировки на берег этих объемов углеводородов от Чирага-1 до Сангачальского нефтеналивного терминала должен быть построен новый подводный трубопровод. При этом ныне действующий нефтепровод будет перепрофилирован на транспортировку чирагского попутного нефтяного газа.

Но основная углеводородная ставка проекта АЧГ делается на месторождение Азери. В 2002 г., как утверждает президент ГНКАР, здесь должна быть построена МСНП, рассчитанная на бурение 24 эксплуатационных и водонагнетательных скважин. Максимальная добыча с этой МСНП должна составить 300 тыс. баррелей нефти в сутки, или 15 млн т в год. В 2004 г. в западной части контрактной площади месторождения Азери должна появиться мощная МСНП, технологический потенциал которой позволит осуществить с этой платформы бурение 48 эксплуатационных и водонагнетательных скважин. Максимальная добыча нефти с этой МСНП должна составить 400 тыс. баррелей в сутки, или 20 млн т в год.

И, наконец, в 2005 г. на глубоководной части месторождения Гюнешли планируется построить МСНП, рассчитанную на бурение 24 эксплуатационных и водонагнетательных скважин максимальной производительностью в 300 тыс. баррелей нефти в сутки, или в 15 млн т в год.  

Примечание.Скважины с новых МСНП проекта АЧГ будут буриться в течение нескольких лет. Поэтому суммарная нефтедобыча с контрактных площадей АЧГ станет расти последовательно и планомерно. В результате достижение максимального уровня добычи - в 45 млн т нефти в год - ожидается в 2009 г. В течение последующих пяти лет нефтедобыча с контрактных площадей проекта АЧГ должна быть стабилизирована на этом уровне. С 2014 г. ожидается ее планомерное снижение. В 2024 г., когда истекает срок действия СРРДРД по освоению Азери-Чирага-Гюнешли, уровень нефтедобычи, осуществляемой в рамках реализации «контракта века», может снизиться до 250 тыс. баррелей в сутки, или 12,5 млн т в год.

Столь же масштабны планы Азербайджана и в области добычи природного газа. По мнению Натика Алиева,«в Азербайджане на разрабатываемых месторождениях сосредоточены 200 млрд м3запасов природного газа». Но главным «газовым плацдармом», овладев которым, Азербайджан намерен войти в число ведущих мировых экспортеров природного газа, являются, конечно же, контрактные площади углеводородного месторождения Шах-Дениз и перспективной структуры Апшерон. Напомним, что газовый потенциал Шах-Дениза оценивается сегодня в 1 трлн м3. С газовыми запасами Шах-Дениза сопоставим и потенциал Апшерона. Во всяком случае, президент ГНКАР оценивает суммарные запасы природного газа в Азербайджане в объеме 10,7 трлн м3. Прогноз по добыче природного газа в Азербайджане в период 2010-2020 гг. характеризуется цифрой в 60 млрд м3в год. Внутренние потребности Азербайджана в указанный период оцениваются Н.Алиевым в размере 15-20 млрд м3природного газа в год. То есть рост объемов добычи и потребления газа в Азербайджане планируется им во втором десятилетии грядущего века.

равда, президент ГНКАР считает, что«Азербайджан в ближайшее время может начать экспорт природного газа в Грузию и Турцию за счет попутного газа в объеме до 3 млрд м3с месторождения Азери-Чираг, а также реализацию проекта ранней добычи природного газа с месторождения Шах-Дениз в начале 2003 г.».

Даже рассматривая идеальный, с точки зрения сроков исполнения задуманного, вариант реализации отмеченных Н.Алиевым проектов по освоению Азери-Чирага и Шах-Дениза, совсем нетрудно прийти к выводу, что в период 2000-2003 гг. рассчитывать на заметный прирост добычи нефти и газа ГНКАР не приходится.

Следовательно, при решении своих внутренних энергетических проблем Азербайджан может рассчитывать либо на заметное снижение экспорта нефти ГНКАР (перерабатывая ее на НПЗ страны), либо на импорт дешевых энергоносителей. Как следует из постановления правительства Азербайджана о начале закупок за рубежом природного газа, республика остановила свой выбор именно на последнем варианте решения проблемы дефицита энергоресурсов в стране.

Лучшее из возможных

Таким образом, импортируя зимой 2000-2001 гг. 2 млрд м3природного газа (а возможно, и больше), предназначенного исключительно для топок тепловых электростанций (ТЭЦ) страны, Азербайджан одним этим ходом сразу же «энергетически» высвобождает 1,6 млн т сырой нефти.

Примечание.о своей теплотворной способности 2 млрд м3природного газа эквивалентны 1,6 млн т нефти. Разумеется, в топках азербайджанских ТЭЦ сжигается мазут, а не нефть. Но как критерий энергетической сопоставимости мы используем именно нефть, так как из тонны нефти на НПЗ Азербайджана получают примерно 0,5 т дешевого мазута плюс еще около 0,5 т дорогих бензина, керосина, различных масел и т.п.

то касается экономической стороны дела, то и здесь газовый проект Азербайджана вне конкуренции. Действительно, 2 млрд м3природного газа в среднемировых ценах на этот энергоноситель «тянут» примерно на 120 млн долларов. Экспорт же энергетически сопоставимых 1,6 млн т сырой нефти может дать при существующих мировых ценах примерно 320 млн долларов. Если вычесть из этой суммы стоимость энергетически эквивалентного количества природного газа, себестоимость добычи нефти и расходы на ее транспортировку к потребителю, то чистая прибыль Азербайджана от замены жидкого топлива на газообразное превысит 100 млн долларов.

Импорт зимой 2000-2001 гг. 2 млрд м3природного газа позволит Азербайджану, во-первых, избежать повторения энергетического кризиса зимы минувшего года. Во-вторых, путем частичного использования в топках ТЭЦ страны относительно дешевого газообразного топлива получить прибыль, по меньшей мере, в 100 млн долларов. И, в-третьих, высвободить 1,6 млн т азербайджанской нефти, которую можно либо экспортировать, либо переработать на НПЗ страны, получив в результате дополнительное топливо для ТЭЦ (мазут) и ликвидные на внутреннем и внешнем рынках бензин, керосин и т.п.

Окончательное решение по вопросу использования высвобожденной нефти, как сказал нам заместитель начальника управления иностранных инвестиций ГНКАР Виталий Беглярбеков, «будет зависеть от мировых цен на нефть, спроса и предложения на нефтепродукты и ряда других экономических и социально-политических факторов». Но главным, по мнению В.Беглярбекова, является то, что«Азербайджан сегодня имеет реальную возможность регулировать свои энергетические потоки, выбирая из нескольких возможных решений той или иной системной задачи наиболее оптимальное».

Для реализации поставленных задач у Азербайджана сегодня действительно есть все необходимое.

Есть политическая и государственная воля.

Есть свободно конвертируемая валюта, получаемая от реализации на мировом рынке контрактной нефти проекта АЧГ.

Есть возможность выбора страны-экспортера природного газа (России или Ирана), чьи коммерческие предложения по цене, объемам и срокам поставок газа окажутся наиболее приемлемыми для Азербайджана.

Есть чисто техническая возможность транспортировки купленного газа по построенным еще во времена СССР трубопроводным магистралям. Из России - по транзитному газопроводу Моздок - Кази-Магомед протяженностью в 700 км, в том числе по территории Азербайджана в 240 км, и пропускной способностью в 13 млрд м3газа в год. Из Ирана - по транзитному газопроводу Бинд-Бианд - Астара - Кази-Магомед протяженностью в 1474,5 км, в том числе по территории Азербайджана в 296,5 км, и производительностью в 10 млрд м3газа в год.

Указанные магистрали в течение ряда лет не эксплуатировались, поэтому их реальное состояние еще предстоит выяснить. Но, как показывает практика, техническое состояние газопроводов почти всегда лучше, чем нефтепроводов, находящихся в идентичных географических, эксплуатационных и т.п. условиях. Поэтому даже без предварительного тестирования вышеназванных газопроводов можно утверждать, что при малых объемах транспортировки купленного Азербайджаном газа в обеих магистралях можно будет использовать низкое рабочее давление, при котором проблем с экспортом, вероятнее всего, не возникнет.

Есть, наконец, как мы показали выше, необходимость в импорте природного газа не только зимой 2000-2001 гг., но и в аналогичные периоды 2001-2003 гг. А это значит, что соглашение о закупках будет, скорее всего, пролонгировано еще на 2-3 года.

К сказанному необходимо добавить, что высвобожденные благодаря импортируемому природному газу 1,6 млн т азербайджанской нефти полностью или частично все же целесообразно отправить на экспорт по трубопроводу Баку - Новороссийск. Во-первых, потому, что при существующих мировых ценах на нефть это экономически выгодно. А во-вторых, это почти выполненные перед АК «Транснефть» обязательства Азербайджана по прокачке нефти на 2000 г. Если учесть, что основной экспортный трубопровод Баку- Тбилиси - Джейхан к декларируемому 2004 г., вполне возможно, и не будет построен, а значительные экспортные объемы нефти с контрактных площадей проекта АЧГ к тому сроку будут добыты, то свободные мощности трубопровода Баку - Новороссийск окажутся в этой непростой ситуации как нельзя кстати. А это значит, что ГНКАР вряд ли стоит сегодня ухудшать невыполнением взятых на себя трубопроводных обязательств партнерские отношения с АК «Транснефть».





 Все статьи номера
 Архив журнала

 
Анонсы
Реплика: Страшный сон правящих элит-13
Выставки:
Новости

 Все новости за сегодня
 Все новости за 01.10.00
 Архив новостей

 Поиск:
  

 

 
Рейтинг@Mail.ru   


© 1998 — 2018, «Нефтяное обозрение (oilru.com)».
Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № 77-6928
Зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовой коммуникаций 23 апреля 2003 г.
Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № ФС77-51544
Перерегистрировано Федеральной службой по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций 2 ноября 2012 г.
Все вопросы по функционированию сайта вы можете задать вебмастеру
При цитировании или ином использовании любых материалов ссылка на портал «Нефть России» (http://www.oilru.com/) обязательна.
Точка зрения авторов, статьи которых публикуются на портале oilru.com, может не совпадать с мнением редакции.
Время генерации страницы: 0 сек.
Добро пожаловать на информационно-аналитический портал "Нефть России".
 
Для того, чтобы воспользоваться услугами портала, необходимо авторизоваться или пройти несложную процедуру регистрации. Если вы забыли свой пароль - создайте новый.
 
АВТОРИЗАЦИЯ
 
Введите Ваш логин:

 
Введите Ваш пароль: