Разделы
Черное море: проблемы с нефтью

Есть второй Кувейт в Черном море, станет известно в течение ближайших нескольких лет. Американцы будут первыми, кто узнает об этом. Они участвуют почти во всех основных проектах. Долгое время мировые нефтегигант откладывали Черное море на потом. С одной стороны, было странно, ведь это ближайший к Европе регион с достаточно развитой инфраструктурой транспортировки. С другой — логика нефтегазодобывающих компаний понятна. Во-первых, из-за сложной геологии никто во второй Кувейт в Черном море особо не верит. Во-вторых, отсутствие стимула. Из-за низких цен на нефть компании не проводили глубоководную геологоразведку. Для этого нужны значительные инвестиции. Ситуация кардинально изменилась после того, как цена черного золота закрепилась на уровне более чем сто долларов за баррель, а конкуренция на мировом рынке нефтегазодобычи возросла. Дело в том, что после краха рынка недвижимости инвестиционных средств не стало. Их начали вкладывать в новые проекты, в частности, в разведку и добычу углеводородов. Поэтому появилось немало новичков. Небольшие компании тоже хотели приобщиться к нефтяному пирогу. И даже сделали ряд значительных открытий в разных регионах планеты. Ответ мировых нефтегигант была запоздалой, но масштабной. Они закрепили за собой множество перспективных участков во всем мире. И Черное море не было исключением. Из шести стран Причерноморья полной энергонезависимостью сегодня может похвастаться только Россия. Все другие зависят от внешних источников поставок энергоносителей. Черное море рассматривается как один из объектов решения проблемы. До последнего времени добыча нефти и газа на шельфе осуществляли Турция, Болгария, Румыния и Украина. Открытых запасов им хватает сейчас на совокупный ежегодный добычу, который немного превышает 4 млрд. куб. м в газовом эквиваленте. В ближайшие несколько лет, как надеются многие компании и правительства Причерноморских стран, ситуация кардинально изменится. Будет открыто месторождения, которые смогут повлиять на энергетический баланс каждой из стран. Особенно — в западной части региона: в Турции, Болгарии, Румынии и Украине. Более того, эта часть Черного моря, станет новым источником газа для всей Центральной и Восточной Европы. Так считают в одной из ведущих исследовательско-консалтинговых компаний мира WoodMackenzie. Пока же будущие поставщики природного газа сами зависят на 30-90% импортных энергоресурсов. При этом значительную часть (30-60%) дефицита покрывают за счет поставок голубого топлива и нефти из России. Турция, которая как никто другой, зависит от импортных поставок, только 2012 потратила на закупку нефти и природного газа более 60 млрд.

Мелководье не предлагать

Основную часть морской нефтегазовой инфраструктуры в странах Причерноморья был создан в конце 70-х — середине 80-х годов прошлого века. В это же время были открыты все ныне действующие месторождения. Большинство государств западной части Черного моря находились в составе СССР или «соцлагеря». Они имели деньги. Так, был оборудован группу нефтегазовых месторождений на блоке Истрия в Румынии, промыслы в северо-западной части шельфа Черного моря в Украину и открыты месторождения на блоке Галата в Болгарии. При этом уже тогда Черному морю уделяли внимание с прицелом на будущее. Например, Румыния и Украина имели крупные месторождения на суше, за счет которых добыча превышал потребления. Сегодня они истощены и правительства стран региона видят именно Черное море источником будущего увеличения добычи.

Если разделять Черное море на мелководную (шельф) и глубоководную части, то особые надежды возлагают на глубоководную. Во-первых, потому что она полностью не исследовано. Традиционно здесь открывают большие промыслы. Во-вторых, на мелководье Нет потенциальных месторождений, которые по своим объемам содержали бы привлекательны для крупных компаний запасы газа. Это важно, потому что у государств, испытывающих экономические проблемы, нет свободных средств на проведение даже рисковых высокозатратных геологоразведочных работ. Они вынуждены учитывать инвесторов. Одно из исключений — в прошлом году итальянская компания Eni, французская EDF, украинские — «Черноморнефтегаз» и «Воды Украины» заключили Соглашение о разделе продукции (СРП) на мелководных структурах Абиха, маячная, Кавказская и Субботина Прикерченского участка Черного моря. Правительству удалось договориться с инвесторами и подписать СРП в очень короткие сроки. Это объясняется тем, что потенциальные месторождения расположены на расстоянии «одной скважины». Выявленные запасы черного золота на структуре Субботина (6 млн т) — это еще одно тому подтверждение. Учитывая высокие рыночные цены на нефть, ее добычу более выгоден, чем производство газа, и рассчитывают найти в Черном море. По оценкам геологов, потенциальные ресурсы украинского мелководье не менее, чем глубоководные. Они составляют более триллиона кубометров в нескольких десятках структур. Однако инвесторы не проявляют интереса к ним. Позитивом является низкая (до $ 50/тыс. Куб. М) себестоимость добычи. Однако запасы погоды не делают. Похожая ситуация на мелководье в Турции, Румынии и Болгарии. Месторождениями, которые расположены на глубинах моря до 200 метров, интересуются небольшие частные компании. Для них месторождение, запасы которого составляют даже 10 млрд. куб. м, является весьма привлекательным. Гигантов такие мелочи не интересуют, они полностью полагаются на глубоководную части Черного моря.

Крупные компании считают: если в регионе существуют значительные запасы, то они располагаются при глубине моря не менее 900 метров. Такова практика привлечения западных инвестиций в черноморскую нефтегазоразведки. Причем, до поры до времени она была не очень удачной. А по результатам этой разведки можно было сделать вывод, что крупные игроки просто оставят Черное море.

Турецкий пессимизм vs румынский оптимизм

Буровое судно «Глубоководный чемпион» сервисной компании Transocean получило, судя по всему, точное название. Результаты работы ультрасовременной махины стоимостью более $ 1 млрд.. в Румынии, по сути, стали поводом для оптимизма инвесторов относительно перспектив нефтегазодобычи в Черном море. До этого настроения представителей крупного капитала можно было охарактеризовать как пессимистические.

Турция — флагман черноморской глубоководной разведки. С 2006-го до 2011 года на четырех морских блоках страны пробурили пять разведочных скважин, общая стоимость которых составила около $ 700 млн. Инвесторами были государственная Турецкая нефтяная корпорация, бразильская Petrobras, британская BP, американские Chevron и ExxonMobil. Результат — «сухие» скважины и крайне разочарованы инвесторы. При этом они не имели сногсшибательных планов. Например, один из официальных представителей ExxonMobil говорил о том, что успешность турецких прогнозов найти месторождение объемом миллиард баррелей нефти американские специалисты оценивают в 20-30%. Однако никто не ожидал, что надежды не оправдаются совсем. Традиционная практика, когда успешной оказывается одна из четырех разведочных скважин, не сработала. Поэтому к бурению первой глубоководной скважины в румынском секторе Черного моря многие отнеслись со скептицизмом. Буровое судно «Глубоководный чемпион», стоимость аренды которого тогда составляла $ 650 тыс. в сутки, за первые два с половиной месяца 2011 года пробурили скважину глубиной более трех километров и открыло месторождение предварительным запасами 42-84 млрд. куб. м газа. Глубина моря — 930 метров. Блок — Нептун. Концессионеры — румынский OMV Petrom и американская ExxonMobil. Таких открытий в Черном море еще не делал никто. А самое главное: это произошло в решающий для инвестиционной привлекательности региона момент — после турецкого провала. Конкурс по блока Хан Аспарух в Болгарии, Скифской площади и Форосского участка в Украине, решение о начале реальных работ на Туапсинском прогибе и Северо-Черноморской области в России, а также продолжение работ на глубоководной части Турции — все это произошло после румынского открытия.

«Без сомнения, румынский скважина Домино-1 трансформировала отношение к региону и возобновила интерес к Черному морю, — считает аналитик WoodMackenzie Крис Мередит. — Запасы месторождения еще уточняться, но наш прогноз: добыча начнется до 2019 года. В любом случае, его объемы четко указывают на потенциал будущих газовых открытий «.

Аналитик уверен: что инвесторы находятся на низком старте по осуществлению полномасштабного разведочного бурения в западной части Черного моря: «На основании утвержденных буровых программ в течение пяти лет будет пробурено 10 глубоководных скважин». Гиганты пришли Одной из причин активизации работ в западной части Черного моря аналитики считают отказ от строительства газопровода Набукко. Он должен обеспечить диверсификацию источников и растущие потребности стран Центральной и Восточной Европы. Конкурентом Набукко мог бы стать Транс-Анатолийский газопровод, но его основной задачей является обеспечение азербайджанским газом Турции, а не стран ЕС. Сегодня потребности в голубом топливе стран региона уже составляют 55 млрд. куб. м в год, и рост будет продолжаться. Основными причинами являются жестче соблюдения экологических стандартов ЕС и истощения сухопутных месторождений. При этом нынешняя зависимость от России, которая в некоторых странах достигает 90%, никому не нравится. Поэтому Черное море — идеальный вариант нового источника энергоресурсов. Так оно и будет, увидим уже в ближайшие два года. За этот период планируется пробурить восемь глубоководных разведочных скважин. Две из них запланировано на болгарском блоке Хан Аспарух. Здесь работает пул компаний — французской Total, испанской Repsol и австрийской OMV. Еще две — на румынском блоке Нептун. Здесь также работают румынский OMV Petrom и американская ExxonMobil. На этом участке партнеры планируют уточнить запасы первого месторождения, открытого в глубоководной части Черного моря, и, возможно, — разведать соседнюю перспективную структуру.

Этом и следующем году буровые работы в румынском секторе начнет также пул российского «Лукойла», американской Vanco и государственной компании Romgaz . Они обладают правами на два глубоководных блока — Восточная Рапсодия и Трайдент (половина бывшей спорной акватории между Румынией и Украиной). Также они обязаны по утвержденной программе осуществить бурение двух скважин. Продолжат искать углеводороды в Черном море и турки. Национальная Турецкая нефтяная корпорация планирует бурение на блоке 3920 совместно с компанией Shell. Несмотря на нулевые результаты предварительного бурения в «турецком» Черном море и большую заинтересованность Средиземным, в соседнем израильском секторе которого открыли месторождения с запасами в сотни миллиардов кубометров, нефтегазодобывающие компании страны полумесяца не потеряли надежды на свои северные воды. В позапрошлом году в мелководной части блока 3920 открыли месторождение Истранка. И, судя по всему, благодаря этим результатам привлекли британско-голландского нефтегиганта для работы на более глубокой воде.

Впрочем, особенность вышеуказанных блоков в том, что все они граничат с Нептуном. На нем совершили первое в Черном море глубоководное открытия. Украинский Скифская площадь, на которой право на заключение договора о разделе продукции получили американская ExxonMobil, румынский OMV Petrom, британско-голландская Shell и украинская «Надра Украины», также рядом с Нептуном. Станет ли это гарантией открытия новых крупных месторождений, покажет бурения. В любом случае, на него будет потрачено большие средства, как, собственно, и на все, что сопровождать подобные высокотехнологичные проекты.

«Расходы на бурение глубоководной разведочной скважины составляют сегодня более $ 100 млн., а инфраструктуры и сервисных услуг для таких работ в регионе просто не существует (например, нет ни одной соответствующей буровой установки или бурового судна — Авт.), — Говорит Крис Мередит с WoodMackenzie. — Однако то, что в Черное море пришли крупнейшие мировые компании нефтегазовой промышленности, уже может быть гарантией выполнения обязательств. Их опыт, профессионализм, способности и возможности дают основание строить позитивный прогноз о перспективах нефтегазоразведки в Черном море. Расходы OMV Petrom и ExxonMobil на изучения блока Нептун до 2015 года уже могут составить $ 1 млрд. «.

Скупочные в Черном море — превысить за $ 3 млрд. Сюда входят и инвестиции в разведку российской глубоководной части. Сразу после Олимпиады в Сочи «Роснефть» и американская ExxonMobil начнут бурение скважины на структуре Абрау-Южная Туапсинского прогиба. Она будет первой в российском секторе Черного моря.

Что касается Украины, то здесь пока возникла пауза. Соглашение о разделе продукции на Скифской площади с американской ExxonMobil, румынской OMV Petrom, британско-голландской Shell и украинской «Надра Украины» пока не заключен. При этом задержка вряд ли связана с новой ценой на российский газ, поскольку платежеспособные европейские потребители расположены рядом, а СРП, как правило, позволяет экспортировать добытую продукцию. Вопрос — в нестабильной политической ситуации и юридической волоките. Более того, источники РЕ сообщают о намерениях Shell выйти из данного проекта. Определенный оптимизм высказывали и представители «пионера»

Разделы: Аренда    Инвестиции    Газ    Нефть    месторождение    скважина    шельф    геологоразведочные работы    Буровое судно    судно    Разное    Топливо   
Просмотры: сегодня:1, всего:857

Выставки и конференции по рынку нефти, газа, топлива