Углеводородные ресурсы на шельфе Азербайджана подтверждены разведочным бурением лишь на четверть
В декабре 1991 года, когда с политической карты мира исчез СССР, Азербайджан фактически стал монопольным обладателем плавучих буровых установок в Каспийском регионе (одна ПБУ, в нерабочем состоянии, находилась в России, в Астрахани). В его распоряжении оказалось 10 ПБУ. Из них пять – самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) серии "Хазар", изготовленные в 1960-е годы в Азербайджане (бурение на глубинах моря до 60 м, глубина скважин – до 6000 м). Остальные пять – плавучие полупогружные буровые установки (ППБУ) серии "Шельф", первая из которых изготовлена в 1978 году в Финляндии и собрана в 1981 году в Астрахани, а остальные полностью построены в Астрахани в период до 1991 года (бурение на глубинах моря до 300 м, глубина скважин – до 7000 м).
Без подобных установок крайне трудно (а на глубинах от 40–50 м практически невозможно) вести поиск нефти и газа. Поэтому их наличие сделало Азербайджан наиболее привлекательным партнером для иностранных нефтегазовых компаний в Каспийском регионе. Тем более что официальный Баку, отдадим ему должное, весьма успешно провел международную пиар-кампанию, благодаря которой зарубежные мейджоры поверили в гигантские морские нефтегазовые ресурсы страны (см. рис. 1) и, доверившись прогнозам азербайджанских специалистов, в период 1994–2021 годов подписали 37 СРП с Государственной нефтяной компанией Азербайджанской Республики (ГНКАР).
Несостоявшийся нефтяной бум
На первом, так называемом "розовом", этапе ГНКАР рассчитывала, что зарубежные партнеры вложат средства в модернизацию большей части азербайджанских морских буровых установок. Ведь республика подписала десятки СРП, и чтобы очередь на разведочное бурение на шельфе не растягивалась на долгие годы, необходимы и СПБУ для мелководных проектов, и ППБУ для глубоководных.
Читайте по теме:
Амбициям Азербайджана по росту поставок газа в Европу не хватает инвестиций
Обратный отсчет для каспийского газа
Однако иностранные компании, оценив техническое состояние буровых, отказались от использования всех СПБУ "Хазар" и трех ППБУ "Шельф". Но два наиболее сохранившихся "Шельфа" все же были модернизированы специализированной американской компанией Santa Fe (см. табл. 1) на средства участников проекта Азери–Чираг–Гюнешли (АЧГ). Эти инвестиции были затем возвращены зарубежным компаниям нефтью республики.
Для модернизации и последующего управления двумя "избранными" ППБУ в 1996 году была создана Caspian Drilling Company (CDC, долевое участие: ГНКАР – 55%, Santa Fe – 45%). Модернизированная установка "Деде Горгуд" использовалась в основном на АЧГ для бурения опережающих, наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Напомним, блок АЧГ был открыт в советское время, его запасы, согласно заявлениям ГНКАР, составляют свыше 1 млрд т нефти и до 280 млрд куб. м попутного газа. А установка "Истиглал" применялась на месторождении Шах-Дениз, также открытом во времена СССР (ресурсы, по оценке ГНКАР – до 1,2 трлн куб. м газа и 178–180 млн т конденсата).
Всего с 1997 года CDC пробурила свыше 100 глубоководных скважин и 114 наклонно-направленных и горизонтальных. Только обещанный второй нефтяной бум Азербайджана все равно не случился – разведочное бурение на перспективных структурах дало исключительно отрицательные результаты (см. табл. 2).
Каспийские гастарбайтеры
Однако двух ППБУ для десятков СРП, выстроившихся в длинную очередь на разведочное бурение, было явно недостаточно. И иностранный капитал, решив, что, раз есть могучий высокодоходный спрос (цена разведочной скважины, в зависимости от сложности буровых работ, лежит в интервале $10–150 млн), должно быть и ответное предложение на него, вложился в новые ПБУ.
Первой была построена СПБУ Trident-20, ее основные узлы были изготовлены в Сингапуре, доставлены через Волго-Донской канал, Волгу и Каспий в Баку, установка была собрана специалистами сингапурской Keppel FELS. Trident-20 стоимостью $175 млн была спущена на воду в августе 2000 года. Название установки поменяли на "Гуртулуш" ("Возрождение"), хотя ее собственником осталась американская компания Transocean-SedcoForex. "Гуртулуш" могла работать на глубине моря в 107 м, бурить скважины глубиною 7925 м и искать нефть и газ для мелководных СРП.
Только скважины, пробуренные с "Гуртулуша" в рамках трех мелководных СРП, оказались пустыми, и проекты были закрыты (см. табл. 3).
Значительная часть СРП Азербайджана предполагает освоение глубоководных структур, поэтому вторым ответом иностранных партнеров на дефицит ПБУ стало строительство датской компанией Maersk Contractors ППБУ DSS-20, переименованной затем в Lider. Эта установка обошлась датчанам в $250 млн и стала (на момент спуска на воду) самой мощной на Каспии. Она работала на глубине моря до 1000 м и могла бурить скважины глубиною до 9 км. Вскоре Lider была снова переименована – в "Гейдара Алиева", а затем, набрав портфель заказов на пять глубоководных скважин, отправилась разведывать структуру Зафар-Машал (оператор проекта – ExxonMobil). Работы проводились в 2003–2004 годах, обошлись в $150 млн, дали нулевой результат, и СРП Зафар-Машал было закрыто. Аналогичный результат дала ППБУ "Гейдар Алиев" в 2004 году и на структуре Д-222 (оператор – "Лукойл"). Оставшиеся в портфеле заказов "Гейдара Алиева" три скважины пробурены не были.
Дальше – лишь истощение "до нуля"
Результаты разведочного бурения в рамках СРП Азербайджана (как мелководных, так и глубоководных) были настолько обескураживающими, что портфель заказов для "Гуртулуша" и "Гейдара Алиева" в самой республике обнулился. Поэтому данные иностранные установки сначала отправились "гастарбайничать" в Казахстан и Туркменистан, а потом тихо, по-английски, уплыли в иные акватории. Ну и Santa Fe "сбросила" в 2009 году свои 45% долевого участия в CDC партнеру – ГНКАР. Иными словами, иностранные инвесторы разочаровались в шельфе Азербайджана. В итоге республика осталась лишь с двумя реальными кормильцами – АЧГ и Шах-Денизом.
В 2017 году ГНКАР на свои средства заказала и спустила на воду ППБУ 6-го поколения (глубина воды в точке бурения – до 1 км, глубина скважин – до 12,2 км), получившую, вместо репатриировавшейся Lider, название "Гейдар Алиев". Однако, несмотря на все разведочные усилия, открыть месторождения, равновеликие АЧГ и Шах-Денизу, к 2023 году так и не удалось. По сути, в резерве у Баку сейчас только реанимированное французской TotalEnergies месторождение Апшерон (официальные ресурсные потолки – 350–360 млрд куб. м газа, 40–45 млн т конденсата). Бесплатформенная добыча из одной скважины Апшерона началась в июле этого года (4 млн куб. м газа и 12 тыс. барр. конденсата в сутки, или около 1,5 млрд куб. м и 0,6 млн т в пересчете на год). Но эти объемы несопоставимы с добычей на АЧГ (в 2022 году – 20,8 млн т нефти) и Шах-Денизе (25 млрд куб. м газа).
Рост мировых цен на нефть и газ в 2022 году вроде бы сделал более привлекательными для иностранных партнеров малоресурсные месторождения Карабах, Дан-Улдузу и Ашрафи. Желающие вложиться в эти проекты вроде бы есть, но контрактов и инвестиций пока нет.
Как следствие, проблема Азербайджана в том, что к 2040 году запасы нефти и конденсата республики будут исчерпаны вплоть "до обнуления экспорта", а "газовая эра" завершится уже к 2050 году (или даже ранее) с аналогичным финалом. Спасти ситуацию могли бы новые гигантские месторождения нефти и газа, но три ППБУ, в том числе новейший и мощнейший "Гейдар Алиев", несмотря на обещанные Академией наук республики 18 млрд т у. т., их все не открывают и не открывают…
Пример Азербайджана – другим наука: бизнесменов обмануть можно, особенно тех, кто "сам обманываться рад". Природу – нельзя.
Еще больше новостей и яркого контента в нашем Telegram