ОНИ ВОЗВРАЩАЮТСЯ

Рост цен и стабилизация рынка нефти способствовали оживлению инвестиционной активности в нефтегазовом секторе. Аналитики норвежской консалтинговой компании Rystad Energy прогнозируют, что инвестиции в морские проекты уже к 2019 году могут достигнуть рекордных $150 млрд. за 13 лет при закреплении котировок на уровне $70 за баррель. 

На этом фоне Каспийское море и его шельф по-прежнему остаются под прицелом крупнейших нефтяных компаний мира. После ухода французского энергетического гиганта Total из газового проекта "Южный Парс-11" в связи с возобновлением США санкций в отношении Ирана известия о приходе новых инвесторов в азербайджанский нефтегазовый сектор воспринимаются с особым воодушевлением.

Повторный интерес

Действительно, текущий год оказался весьма урожайным для нашей страны по числу заключенных нефтегазовых контрактов - за 8 месяцев было подписано 4 соглашения на разработку месторождений в азербайджанском секторе Каспийского моря. 

Надо сказать, что к настоящему времени Азербайджан подписал более 30 нефтяных контрактов типа Production Sharing Agreement (PSA) с 41 компанией мира, в результате чего в нефтегазовый сектор страны было вложено $95 млрд. инвестиций.

К сожалению, некоторые соглашения о разделе продукции впоследствии были аннулированы после разведочного бурения. Иностранные партнеры компании SOCAR, вовлеченные в эти проекты, отказались от их реализации после результатов разведочного бурения, не выявившего наличия коммерчески привлекательных углеводородных запасов в условиях низких нефтяных цен в начале 2000-х годов. К числу таких относятся контракты на разведку и разработку структур "Огуз", "Ялама", "Карабах", "Дан Улдузу-Ашрафи", "Лянкяран-дениз-Талыш-дениз", "Лерик-дениз"-Савалан, "Инам", "Нахчыван", "Зафар-Машал", "Янан Тава-Атешгях-Муган-дениз", "Кюрдаши-Араз-Кирган", "Абшерон", "Мурадханлы-Джафарлы-Зардаб", "Говсаны-Зых".

Правда, последующий рост нефтяных котировок, более углубленный анализ результатов бурения на ряде месторождений и переоценка их запасов вызвали повторный интерес иностранных инвесторов к этим площадям. В итоге были заключены новые контракты типа PSA на разработку месторождений "Абшерон" с французской компанией Total, "Мурадханлы-Джафарли-Зардаб" - с канадской Zenith Energy и "Говсаны-Зых" - с российской Global Invest. В настоящее время по всем трем контрактам ведется активная работа. 

Так, Zenith Energy, начавшая деятельность с ремонта скважин, в августе 2018 года приобрела буровую установку стоимостью 2,3 млн. евро для бурения скважин на блоке месторождений "Мурадханлы-Джафарли-Зардаб". Буровые операции компания рассчитывает провести в течение следующих 18 месяцев. Цель работ заключается в наращивании добычи нефти с блока, которая на данный момент составляет 0,3 тыс. баррелей нефти. Уже до конца 2018 года этот объем планируется довести до 1 тыс. баррелей.

Соглашение на разработку блока "Мурадханлы-Джафарли-Зардаб" между азербайджанской SOCAR и Zenith Energy было подписано 16 марта 2016 года сроком на 25 лет. Долевое участие Zenith Energy в проекте составляет 80%, SOCAR - 20%. Общая площадь контрактного блока - 642,4 кв. км, остаточные запасы оцениваются в 1,8 млн. тонн нефти и 36 млн. кубометров газа. 

Возвращение Total

Более интересная ситуация сложилась вокруг проекта разработки месторождения "Абшерон". Первый контракт по этой площади был подписан в 1997 году между американской Chevron (30% долевого участия - оператор), SOCAR (50%) и Total (20%). Объем инвестиций в проект оценивался в $3-4 млрд., первоначальные прогнозируемые запасы углеводородов - 1-3 трлн. кубометров газа и 150 млн. тонн газоконденсата. Однако пробуренная в 2001 году первая разведочная скважина выявила лишь небольшие притоки газа, и после отказа иностранных акционеров от дальнейших работ в 2005 году контракт был аннулирован.

Со временем, правда, Total решила вернуться к реализации данного проекта уже в рамках нового соглашения о разделе продукции, подписанного 27 февраля 2009 года сроком на 30 лет. Акционерами проекта на паритетной основе (50% х 50%) являются SOCAR и Total. Разведочная скважина, законченная в сентябре 2011 года, подтвердила наличие на данной площади значительных запасов углеводородов, оцениваемых в 350 млрд. кубометров газа и 45 млн. тонн конденсата. Это позволило Total совместно с SOCAR спланировать дальнейшие операции в рамках проекта и уже в мае текущего года приступить к бурению первой добывающей скважины "ABD-001". Ожидаемый суточный дебит скважины - 2 тыс. тонн конденсата и 4,3 млн. кубометров газа. Срок проведения буровых работ составит 379 дней. Компании рассчитывают в начале 2020 года начать добычу первого газа с месторождения "Абшерон".

Бурение скважины "ABD-001" входит в первый этап разработки месторождения "Абшерон". На данном этапе добыча может составить 1,5 млрд. кубометров газа в год, на пике в рамках проекта может добываться уже около 5 млрд. кубометров. При этом весь газ, добываемый в рамках первого этапа, будет направляться на внутренний рынок Азербайджана.

Что касается новых соглашений, то в апреле текущего года SOCAR и BP подписали контракт типа PSA на совместную разведку перспективного блока D230 на Северном Абшероне в азербайджанском секторе Каспия. Долевое участие сторон в соглашении паритетное: SOCAR (50%), BP (50%). Компания BP будет выполнять функцию оператора при реализации начальной рабочей программы по проекту.

Информации о блоке D230 практически нет. Известно только, что глубина воды здесь варьирует от 150 до 700 м, а глубина продуктивных пластов составляет 3000-3500 м. В остальном же это неизученная территория, расположенная в северной части азербайджанского сектора Каспия. Для SOCAR блок D230 считается перспективным с точки зрения обнаружения запасов нефти. В первой половине 2019 года здесь начнутся сейсмические исследования. Как заверяет президент BP по региону Азербайджана, Грузии и Турции Гэри Джонс, "компания готова вложить миллиарды долларов в строительство необходимой добывающей и транспортной инфраструктуры в случае обнаружения промышленных углеводородных запасов".

От перемены названия интерес не меняется

Между тем норвежская компания Equinor (бывшая Statoil) решила попытать счастье в разработке сразу двух площадей в азербайджанском секторе Каспия, и это после того, как в 2015 году покинула проект разработки азербайджанского месторождения "Шахдениз", продав малайзийской Petronas свою долю акций (15,5%) в целях "оптимизации портфеля". Но уже три года спустя - в мае этого года SOCAR и Equinor подписали контракт типа PSA на разведку и разработку блока перспективных структур "Дан-Улдузу-Ашрафи-Айпара" и Risk Service Contract на разработку месторождения "Карабах". Кстати, за исключением "Айпара" остальные площади уже фигурировали в вышеупомянутом списке свернутых проектов. Однако Equi-nor, видимо, рассчитывает на успех своего предприятия, подкрепив свою уверенность результатами дополнительных исследований, проведенных на этих площадях. 

Менеджер компании по Азербайджану Карстен Столтенберг рассказал, что Equinor с 2012 года начала работы по разведке структур "Дан-Улдузу", "Ашрафи", "Айпара" и месторождения "Карабах". В процессе исследований на этих территориях были пробурены скважины, проведена трехмерная (3D) сейсморазведка и обнаружены извлекаемые и существующие нефтегазовые запасы - в гораздо большем объеме по сравнению с первоначальными показателями, полученными в конце 90-х годов. По условиям Risk Service Contract, Equinor в течение 12 месяцев обязалась пробурить на "Карабахе" одну разведочную скважину для оценки запасов данной контрактной площади. Если результаты бурения подтвердят коммерческую целесообразность проекта, то работы будут продолжены. В противном случае Equinor имеет право выйти из контракта. Бурение планируется начать в 2018 году, а добычу первой продукции - в 2021 году. 

Отметим, что извлекаемые запасы месторождения "Карабах" оцениваются в 16 млн. тонн нефти и 28 млрд. кубометров газа. В далеком 1996-м для разработки этого участка был сформирован консорциум Caspian International Petroleum Company (CIPCO), в который вошли российско-итальянское СП "LUKAgip", американская Pennzoil, купленная позже британской Royal Dutch Shell, российская ЛУКОЙЛ, итальянская "Agip" и SOCAR. Однако в феврале 1999 года контракт был аннулирован ввиду отказа иностранных акционеров от его дальнейшей реализации, посчитавших выявленные на месторождении запасы коммерчески непривлекательными при тогдашних ценах на нефть в $10-12 за баррель. В разведочные работы иностранные акционеры вложили до $130 млн.

Аналогичная судьба постигла и контракт на разработку блока структур "Дан-Улдузу-Ашрафи", подписанный в 1997 году SOCAR с BР (30%), Unocal (25,5%), Itochu (20%) и Delta Hess (4,5%). По итогам буровых работ в 1999 году было открыто месторождение "Ашрафи" с запасами в 13 млрд. кубометров газа и 17 млн. тонн конденсата. Контракт потерял свою юридическую силу 7 марта 2000 года.

Для Equinor подписание новые контрактов означает не только возможность попробовать себя в качестве оператора проектов по разработке месторождений нефти или газа, но в случае успеха позволит компании стать важным игроком в деле экспорта углеводородов из региона Каспия на мировые рынки. Для Азербайджана, в свою очередь, реализация этих проектов имеет большую значимость с точки зрения стабилизации добычи нефти и удовлетворения растущего внутреннего спроса на газ. 

Неожиданная пара

Если информация обо всех вышеуказанных проектах хоть изредка просачивалась в прессу до подписания контрактов, то "Соглашение о совместном изучении нефтяного и газового потенциалов блока "Гошадаш" и северной части мелководья Абшеронского полуострова" между SOCAR и российской "Роснефтью", подписанное в августе 2018 года, стало полной неожиданностью. При этом до сих пор детали договора не разглашаются. 

О структуре "Гошадаш" известно только, что она расположена в северо-восточной части Абшеронского полуострова, в 15 км от берега. Глубина моря в этом районе колеблется от 10 до 50 м. SOCAR в свое время проводила на структуре "Гошадаш" инженерно-геологические исследования, двухмерную сейсморазведку и бурение поисково-оценочной скважины. Тем не менее, прогнозов по запасам структуры не делалось. 

Интерес к разработке данного участка проявляли российская ЛУКОЙЛ, британская BP и малайзийская Petronas. Причем с Petronas в сентябре 2016 года был даже подписан Меморандум о взаимопонимании по разведке, разработке и добыче углеводородных ресурсов с блока, включающего перспективную структуру "Гошадаш". Стороны рассчитывали в течение 6 месяцев согласовать основные коммерческие принципы и условия контракта типа PSA на разработку блока, включающего перспективную структуру "Гошадаш", но до заключения договора дело так и не дошло. 

Почему российская компания выбрала именно эту структуру? Как известно, "Роснефть" является крупнейшей нефтегазовой компанией в РФ и крупнейшей в мире по запасам углеводородов и добыче жидких углеводородов среди публичных нефтегазовых компаний. Доля "Роснефти" в добыче нефти в РФ составляет около 41%, а в мировой добыче - более 5%. Если учесть, что "Роснефть" считает наращивание ресурсной базы одним из своих ключевых приоритетов, то доступ к азербайджанскому шельфу может внести свой вклад в достижение поставленной цели, если результаты исследований дадут положительный результат.

С другой стороны, "Роснефть" является вторым после "Газпрома" крупнейшим производителем газа в России и первым среди независимых производителей. Компания занимается добычей газа в РФ, во Вьетнаме и Венесуэле. Обнаружение значительных запасов газа на структуре "Гошадаш" в перспективе может дать "Роснефти" возможность выхода на рынки Европы через Азербайджан, где компания может составить конкуренцию тому же "Газпрому". 

В любом случае, какими бы ни оказались конечные результаты исследований, они дадут более ясную картину о структуре "Гошадаш" и помогут Азербайджану в планировании дальнейших работ по разведке и разработке месторождений. Тем более что с вводом в эксплуатацию Южного газового коридора в стране активизировался процесс наращивания газодобычи, и он будет продолжен за счет введения в разработку новых месторождений. 

Так, в середине 2019 года SOCAR совместно с BP планирует начать бурение первой разведочной скважины на перспективной структуре "Шафаг-Асиман". Запасы структуры оцениваются в 500 млрд. кубометров газа и 65 млн. тонн конденсата. 

Кроме того, ведутся работы по подготовке к проведению разведочных работ на структуре "Бабек" (блок "Умид-Бабек") с запасами в 400 млрд. кубометров газа и 80 млн. тонн конденсата. 

SOCAR также рассчитывает привлечь иностранные компании и к разработке перспективных структур "Нахчыван" и "Зафар-Машал". По этим участкам тоже были подписаны контракты типа PSA, расторгнутые в начале 2000-х годов из-за коммерческой непривлекательности обнаруженных запасов. Однако опыт последних лет подсказывает, что и эти площади в том или ином формате будут привлечены к разработке, поскольку новые подходы способны изменить взгляд на привычные вещи.