Кашаган обрастает сателлитами

Кашаган обрастает сателлитами
Новость

22 декабря 2003, 09:57
Осенью 2003 года операционная компания Agip KCO обнародовала программу реализации проекта разработки оффшорного месторождения Кашаган общей стоимостью $50-60 млрд, включающую в себя три этапа. Данная программа предусматривает извлечение первой нефти в 2007 году. Этот факт вызвал недовольство Астаны, поскольку ранее кашаганский консорциум обещал президенту Казахстана Нурсултану Назарбаеву начать добычу в 2005 году.

Осенью 2003 года операционная компания Agip KCO обнародовала программу реализации проекта разработки оффшорного месторождения Кашаган общей стоимостью $50-60 млрд, включающую в себя три этапа. Данная программа предусматривает извлечение первой нефти в 2007 году.

Этот факт вызвал недовольство Астаны, поскольку ранее кашаганский консорциум обещал президенту Казахстана Нурсултану Назарбаеву начать добычу в 2005 году. В настоящее время ведутся переговоры относительно суммы компенсации принимающей стороне. Agip KCO готов платить $150 млн в год, Казахстан настаивает на сумме в несколько раз большей.

Не приходится сомневаться, что стороны в итоге договорятся и перенос сроков не станет непреодолимым препятствием для реализации проекта.

У кашаганской нефти есть более существенная проблема — транспортная.

На втором этапе разработки месторождения, который предположительно начнется в 2010 году, Кашаган будет выдавать «на-гора» 45 млн твг. Имеющиеся в Каспийском регионе транспортные мощности, включая КТК и строящийся трубопровод Баку-Джейхан, с учетом развития прочих добычных проектов республики с таким объемом нефти не справятся. К этому времени нужен будет еще один нефтепровод, по своей пропускной способности сравнимый с трубой КТК.

Однако пока консорциум, изучая экспортные схемы вывоза нефти с месторождения, рассматривает только существующие маршруты и строить новый трубопровод не планирует.

Проект разработки Кашагана и ряда прилегающих структур появился в конце 1997 года, когда между консорциумом иностранных компаний OKIOC (в 2001 году консорциум переименован в Agip KCO) и Казахстаном было подписано соглашение о разведке и последующей разработке на условиях раздела продукции 11 северных блоков казахстанской части Каспийского моря общей площадью 5600 км2. В границах блоков консорциума помимо Кашагана находятся такие перспективные структуры, как Кайран, Актоты, Каламкас-море и ряд других (подробнее см. «Новости с моря» в «НиК» №9, 2000 г.).

О подтверждении коммерческих запасов углеводородов на Кашагане было объявлено летом 2000 года по результатам бурения первой скважины КЕ-1 (Восточный Кашаган-1). Ее суточный дебит составил 600 м3 нефти и 200 тыс. м3 газа. Вторая скважина (KW-1) была пробурена на Западном Кашагане в мае 2001 года в 40 км от первой. Она показала суточный дебит в 540 м3 нефти и 215 тыс. м3 газа.

Две первые скважины позволили Agip KCO заявить об открытии крупнейшего за последние 30 лет месторождения в мире. По официальным данным консорциума, его извлекаемые запасы составляют 7-9 млрд баррелей нефти (0,96-1,23 млрд тонн), предполагаемые ресурсы —до 36 млрд н.э. (4,92 млрд тонн). По информации казахстанских геологов, извлекаемые запасы могут достигать 21,6-23,4 млрд баррелей (2,95-3,21 млрд тонн).

В последующем Agip KCO сосредоточил внимание на Восточном Кашагане, где на сегодня пробурено еще 5 скважин. Другие структуры, впрочем, тоже изучались. В 2002 году консорциум пробурил одну скважину на структуре Каламкас-море. Бурение осуществлялось с азербайджанской СПБУ «Гуртулуш». Испытание скважины дало приток нефти в 2,3 тыс. баррелей в сутки. В 2003 году консорциум начал бурить оценочные скважины и на других перспективных структурах: Кайран, Актоты и Юго-Западный Кашаган (это отдельная структура). На двух первых структурах скважины из-за маленьких глубин бурились с насыпных островов. По заявлению президента «КазМунайГаза» Узакбая Карабалина, все они дали положительный результат. Так, скважина Юго-Западный Кашаган-1 10 августа 2003 года дала приток углеводородов в объеме 2,1 тыс. баррелей в сутки, Актоты-1 (2 сентября) —1,55 тыс. баррелей в сутки, Кайран-1 (10 сентября) —более 1 тыс. баррелей в сутки (подробнее см. «Месторождения Agip KCO»). Стоимость проведенных геологоразведочных и прочих сопутствующих работ на блоках консорциума на конец 2003 года составила $2,2 млрд, в том числе $800 млн было инвестировано в 2003 году.

По заявлениям представителей компаний-участников консорциума Eni, ExxonMobil и Total, полученные притоки свидетельствуют об открытии коммерческих запасов. Их объемы, предположительно, будут объявлены в 2004 году, после анализа полученных данных и дополнительных исследований.

Столь масштабные геологические исследования оффшорных структур стали возможны благодаря появлению у Северо-Каспийского консорциума новых буровых мощностей. Если до 2001 года включительно разведочные скважины бурила одна буровая баржа «Сункар», то в 2002-03 годах консорциум построил еще три аналогичных плавсредства. Таким образом, на конец 2003 буровые мощности консорциума насчитывают 4 буровые баржи.

Кашаган сперва засыплют

В октябре текущего года Agip KCO объявил о начале реализации программы разработки Кашагана. Она включает в себя три этапа. По словам директора Agip KCO по развитию бизнеса в Казахстане Жаксена Чердабаева, первая фаза предусматривает опытно-промышленную разработку месторождения, вторая и третья —его полномасштабную разработку.

В ходе реализации первой фазы проекта продолжительностью четыре года добыча нефти на Кашагане составит 450 тыс. баррелей в сутки (22,5 млн твг), что более чем в 4 раза превышает первоначально запланированный объем добычи. Планируемые дебиты скважин —до 4 тыс. тонн в сутки.

На второй фазе проекта, рассчитанной на три года, нефтедобыча должна возрасти до 900 тыс. баррелей в сутки (45 млн твг). В течение третьей фазы, которая составит пять лет, ежесуточно планируется добывать 1,2 млн баррелей нефти (60 млн твг). Общий срок эксплуатации месторождения с начала добычи нефти — 40 лет.

По словам министра энергетики и минеральных ресурсов Казахстана Владимира Школьника, общие капитальные и эксплуатационные затраты по проекту Agip KCO составят $50-60 млрд (в том числе капитальные —$20-25 млрд).

Капвложения первого этапа —порядка $10 млрд, что на $3 млрд больше первоначальных планов. На эти деньги на Кашагане, в частности, будет построено 14 насыпных островов, 2 нефтепровода и газопровод на берег. Первые острова появятся на Восточном Кашагане (возведение первого, стоимостью $75 млн и размерами 70 на 100 м, было начато осенью 2001 и на сегодня завершено — подробнее см. «Остров Кашаган» в «НиК» №9, 2001 г.).

Материалы для строительства островов будут перевозиться баржами из поселка Баутино, где в ноябре текущего года была введена в эксплуатацию первая очередь береговой базы по поддержке морских операций на Каспии. Один причал специально оборудован под перегрузку камня и щебня мощностью 250 тыс. м3 в месяц.

Основной объект береговой инфраструктуры Кашагана —газоперерабатывающий завод мощностью свыше 5 млрд м3 в год, в том числе 2,9 млрд м3 попутного газа, 2,1 млрд м3 природного. Завод также будет производить до 900 тыс. тонн серы в год. Ориентировочно ГПЗ будет построен к 2008 году в поселке Карабатан Макатского района в 30 км от города Атырау. Предпочтение данному месту отдано не случайно: рядом проходит трасса среднеазиатского газопровода (САЦ) и нефтепровода КТК, земли в этом месте не находятся в сельхозобороте и не затопляются.

Проектом разработки месторождения предусмотрена обратная закачка газа в пласт в смеси с серой —нагнетательное оборудование будет размещено на одном из островов Восточного Кашагана. Данная технология с лета текущего года применяется на другом казахстанском месторождении —Карачаганаке, и начиная с 2006 года будет задействована на Тенгизе (подробнее см. «Нефть выкачивать, газ закачивать» в «НиК» №9, 2003 г. и «Тенгизшевройл» взял тайм-аут» в «НиК» №12, 2002 г.). Отличительной особенностью закачки газа на Кашагане будут более высокие показатели давления (до 800 бар) и насыщенности сероводородом (до 18%). По мнению специалистов консорциума, обратная закачка газа помимо решения проблемы утилизации серы позволит повысить коэффициент извлечения нефти.

Заплати — и работай спокойно

По планам Agip KCO первая нефть с Кашагана должна пойти в конце 2006 — начале 2007 года, на два года позже, чем планировалось ранее. Основные причины переноса сроков —геологическая сложность залежей и тяжелая ледовая обстановка в акватории месторождения в зимний период. По словам представителя консорциума, этой зимой лед на Кашагане держался 5 месяцев. При его подвижке некоторые сооружения буквально срезало. По этой причине консорциуму нужно время, чтобы проработать технические аспекты защитных противоледных сооружений.

Кроме того, Agip KCO ссылается на тот факт, что в соглашении с Казахстаном по разработке Кашагана оговорено: первая нефть должна быть добыта на 7-й год после обнаружения коммерческих запасов углеводородов. А открытие на Кашагане, как известно, датировано 2000 годом, когда была закончена первая разведочная скважина.

Решение консорциума о переносе сроков вызвало недовольство официальной Астаны и лично президента Нурсултана Назарбаева. В конце октября на пресс-конференции в Джезказгане Назарбаев заявил: «Мы будем требовать от инвестора, чтобы он четко выполнял обязательства, взятые по контракту, и отступать правительство от этого не будет». «У консорциума есть данные мне лично обязательства, состоящие из пяти пунктов —они это хорошо знают. Они должны это выполнить».

Здесь стоит напомнить, что в 2001 году Eni получила статус оператора консорциума, согласившись с пятью условиями, выдвинутыми Назарбаевым:

— начать добычу на Кашагане в 2005 году;

— обеспечить транспортировку и продажу не только нефти, но и газа;

— обеспечить казахстанские предприятия подрядами;

— дать госкомпании «Казахойл» (ныне «КазМунайГаз») статус сооператора;

В то же время президент признал, что пункт, на который ссылается консорциум при обосновании переноса сроков разработки месторождения, существует. И в этой связи предложил возможный вариант компромисса между Казахстаном и Agip KCO: «Жизнь вносит свои коррективы, и когда мы садимся за стол переговоров, четко должны быть учтены интересы государства, интересы инвестора в рамках заключенных договоров. Это будет компенсация или что-то иное...».

С начала октября стороны ведут закрытые переговоры о сумме компенсации. По имеющейся информации, консорциум готов платить $150 млн в год. Но, по словам министра энергетики и минеральных ресурсов Владимира Школьника, сумма компенсации должна быть значительно выше. По информации из кабинета министров Казахстана, принимающая сторона настаивает на $500-750 млн в год.

Основной каспийский вопрос —как вывезти?

Для поставки кашаганской нефти на внешние рынки предполагается использовать пять маршрутов. Это нефтепроводы КТК, Баку-Супса, Баку-Махачкала-Новороссийск, будущий нефтепровод Баку-Джейхан и схема замещения в иранском порту Нека.

Рассмотрим подробнее преимущества и недостатки, а также пропускную способность каждого из маршрутов.

На первом месте по эффективности здесь, безусловно, стоит КТК. При использовании этого нефтепровода исключается перевозка танкерами по Каспию и две дополнительные перевалки. Некоторые участники кашаганского консорциума являются акционерами КТК (ExxonMobil, Shell, Agip), что дает им возможность транспортировать свою нефть по льготным тарифам.

С другой стороны, этот маршрут имеет существенные недостатки, главным из которых является его недостаточная пропускная способность. Максимальная проектная мощность нефтепровода КТК составляет внушительные 67 млн твг, в том числе на казахстанском участке — порядка 55 млн. Добыча на Тенгизе на пике составит 40 млн твг, на Карачаганаке —12 млн твг. Собственно, под эти объемы нефтепровод и строился. Кроме того, уже сейчас КТК принимает нефть от других недропользователей Казахстана. Очевидно, что в перспективе КТК, если и будет принимать нефть с Кашагана, то только в очень ограниченных объемах. Несложно предположить, что рассчитывать на место в этой трубе в лучшем случае смогут лишь акционеры КТК: ExxonMobil, Shell, Agip и Казахстан.

Второй крупный недостаток этого маршрута —неизбежность прохода танкеров через Босфор. Объем нефтяного транзита через Босфор из года в год растет, при этом турецкие власти постоянно заявляют о том, что «пролив работает на пределе», и ужесточают правила прохода танкеров. В конце ноября—начале декабря пролив из-за плохой погоды был почти на неделю закрыт, перед входом в Босфор скопилось более 100 крупнотоннажных танкеров с нефтью. Пробка в проливе привела к приостановке прокачки нефти в направлении Новороссийска —крупнейшего российского нефтяного порта. Совершенно понятно, что в будущем такая ситуация будет регулярно повторяться, а значит, фактор Босфора необходимо учитывать при планировании перспективных маршрутов транспортировки нефти с Каспия.

Ограниченная пропускная способность и Босфор —негативные особенности не только КТК, но и всех прочих возможных маршрутов транспортировки кашаганской нефти, которые проходят через Черное море.

Мощность нефтепровода Баку-Махачкала-Новороссийск —чуть более 15 млн твг. В настоящее время по этому направлению прокачивается около 2,5 млн твг —весь объем принадлежит ГНКАР. После ввода нефтепровода Баку-Джейхан, намеченного на конец 2005 года, эта нефть будет переориентирована на турецкое направление, и таким образом Agip KCO на какое-то время получит возможность на 100% загружать данную трубу кашаганской нефтью.

Однако после начала добычи на российских месторождениях Каспия трубопровод на Новороссийск, скорее всего, будет занят российской нефтью.

Еще один недостаток направления на Новороссийск —ограниченные возможности увеличения перевалочных мощностей порта. Чтобы радикально изменить обстановку, нужно строить новый дорогостоящий нефтепровод через горы, нефтяные хранилища и причалы (подробнее см. «Главное экспортное направление» в «НиК» №9, 2003 г.).

По большому счету, никак не решает проблему вывоза кашаганской нефти последний черноморский маршрут Баку-Супса. По этому нефтепроводу сейчас прокачивается нефть AIOC. Даже если в перспективе AIOC полностью переориентирует свои объемы на Баку-Джейхан, мощность трубы Баку-Супса составляет всего 6 млн твг, и возможности ее наращивания не просматриваются. Для Кашагана этого явно недостаточно.

Баку-Джейхан —только для избранных

Проектная мощность нефтепровода Баку-Джейхан —50 млн твг.

С одной стороны, по официальным заявлениям руководства AIOC, нефти месторождений Азери, Чираг и Гюнешли будет достаточно, чтобы заполнять его на 100% на протяжении 15 и более лет (подробнее см. «Большая труба дождалась своего часа» в «НиК» №5, 2002 г.). С другой стороны, все последние годы участники проекта «Баку-Джейхан» всячески стараются привлечь в свою трубу казахстанскую нефть. Причем речь идет об объемах до 20 млн твг.

Если исходить из этой цифры, то на первом этапе развития Кашагана нефть с месторождения может быть «пристроена» в нефтепровод Баку-Джейхан. Но в дальнейшем, по мере развития казахстанского проекта, Agip KCO придется искать иные маршруты вывоза нефти.

По оценкам экспертов, предвидя отсутствие стратегических перспектив пользования нефтепроводом Баку-Джейхан, участники кашаганского консорциума не намерены вкладывать деньги в строительство подводного нефтепровода из Казахстана в Баку —нефть через Каспий будет перевозиться танкерами. Но при таком подходе квота в 20 млн твг вряд ли будет выбрана, поскольку технические возможности казахстанских портов Актау и Курык (строящегося в настоящее время) не позволят переваливать более 15 млн твг.

В свете сказанного здесь может возникнуть ситуация, аналогичная с КТК: первоочередное право доступа к трубе получат те участники Agip KCO, которые являются акционерами компании BTC, оператора по строительству и последующей эксплуатации нефтепровода Баку-Джейхан. В их числе Eni (5% участия в BTC), Total (5%), ConocoPhillips (2,5%), INPEX (2,5%).

В сумме данные компании могут рассчитывать на прокачку 7,5 млн твг по Баку-Джейхану по льготным тарифам. С учетом того, что ни одна из них, кроме INPEX, не имеет добычных проектов в Азербайджане, можно предположить, что большая часть этой квоты будет задействована под нефть Кашагана. Но все равно добычные планы Agip KCO слишком велики, чтобы нефтепровод Баку-Джейхан полностью решил проблему транспортировки.

Танкерами много не вывезешь

Последний вероятный экспортный маршрут для Кашагана —своповые операции с Ираном. Agip KCO планирует поставлять свою нефть танкерами в иранский порт Нека, откуда сырье будет транспортироваться на северные НПЗ Ирана. Данное направление имеет самое короткое плечо перевозки нефти и, соответственно, самые низкие тарифы.

Недостатками этой схемы являются ограниченные перевалочные мощности принимающего порта и высокая конкуренция со стороны прочих отправителей нефти —Туркменистана и России.

Говоря о перевозках нефти по Каспийскому морю, следует отметить еще одну проблему —маленький дедвейт танкеров. На сегодня главным каспийским перевозчиком углеводородов является государственное Каспийское пароходство Азербайджана, имеющее в своем распоряжении 35 танкеров грузоподъемностью от 5 тыс. до 12 тыс. тонн. Средняя стоимость перевозки 1 тонны нефти оценивается в $7,5.

По расчетам компании Alegratrans —одной из крупнейших частных судовых компаний Каспия и Черноморского региона, если ввести в эксплуатацию танкеры большим дедвейтом, то стоимость можно кратно понизить. По словам директора Alegratrans Арильда Нердрума, за счет использования 60-тысячных танкеров сумму затрат можно сократить до $2,6 за одну тонну.

По имеющейся информации, в ближайшие годы в свете предполагаемого роста объема танкерных перевозок компания планирует построить за свой счет 4 таких судна стоимостью $40 млн каждое. По расчетам Alegratrans, один танкер такой грузоподъемности сможет доставлять из Актау в Баку ежегодно до 3 млн тонн сырья. Однако здесь возникнет другая проблема —не все порты смогут принимать 60-тысячники.

Новая труба обязательно будет

Между тем остается открытым вопрос, каким образом кашаганская нефть будет доставляться в порты Актау и Курык, являющиеся неотъемлемой частью всех рассмотренных транспортных схем, за исключением КТК.

Нефтепроводов, соединяющих Кашаган с этими портами, нет. Все основные береговые мощности Agip KCO по приему и подготовке нефти будут сосредоточены около Атырау. Чтобы перевезти нефть в эти порты, нужно задействовать железную дорогу, но, скорее всего, придется строить новый нефтепровод.

Подводя итоги, можно констатировать, что на начальных стадиях разработки Кашагана имеющихся экспортных мощностей для Agip KCO хватит. Понемногу можно отправлять нефть через КТК, через Баку-Джейхан, задействовать маршруты, которые освободятся после запуска Баку-Джейхана. Но с ростом добычи кашаганский консорциум неминуемо столкнется с дефицитом транспортной инфраструктуры. Не следует также забывать, кроме Кашагана Agip KCO будет развивать и другие свои промыслы, да и соседи Agip KCO в перспективе планируют рост нефтедобычи.

Отсюда следует однозначный вывод —для вывоза «большой» кашаганской нефти потребуется строительство нового нефтепровода, по мощности не уступающего КТК. Проекты трансконтинентальных нефтепроводов хорошо известны —самым привлекательным из них на сегодня считается нефтепровод по восточному берегу Каспия через Туркменистан в Иран (см., например, «От Каспия до Персии» в «НиК» №9, 2003 г.).

Found a typo in the text? Select it and press ctrl + enter