Чорне море розвідників

Антон Копилов

Чи є другий Кувейт у Чорному морі, стане відомо протягом найближчих декількох років. Американці будуть першими, хто дізнається про це. Вони беруть участь майже в усіх основних проектах.

Тривалий час світові нафтогіганти відкладали Чорне море на потім. З одного боку, було дивно, адже це найближчий до Європи регіон із досить розвиненою інфраструктурою транспортування. З другого – логіка нафтогазовидобувних компаній зрозуміла. По-перше, через складну геологію ніхто в другий Кувейт у Чорному морі особливо не вірить. По-друге, відсутність стимулу. Через низькі ціни на нафту компанії не проводили глибоководну геологорозвідку. Для цього потрібні значні інвестиції. Ситуація кардинально змінилася після того, як ціна чорного золота закріпилася на рівні більш ніж сто доларів за барель, а конкуренція на світовому ринку нафтогазовидобування зросла. Річ у тім, що після краху ринку нерухомості інвестиційних коштів не поменшало. Їх почали вкладати в нові проекти, зокрема, у розвідку та видобуток вуглеводнів. Тому з'явилося чимало новачків. Невеликі компанії теж хотіли долучитися до нафтового пирога. І навіть зробили низку значних відкриттів у різних регіонах планети. Відповідь світових нафтогігантів була запізнілою, але масштабною. Вони закріпили за собою безліч перспективних ділянок у всьому світі. І Чорне море не було винятком.

Із шести країн Причорномор'я повною енергонезалежністю сьогодні може похвалитися тільки Росія. Всі інші залежать від зовнішніх джерел поставок енергоносіїв. Чорне море розглядається як один із об’єктів вирішення проблеми. До останнього часу видобуток нафти й газу на шельфі здійснювали Туреччина, Болгарія, Румунія та Україна. Відкритих запасів їм вистачає зараз на сукупний щорічний видобуток, який трохи перевищує 4 млрд. куб. м в газовому еквіваленті. У найближчі кілька років, як сподіваються багато компаній та уряди Причорноморських країн, ситуація кардинально зміниться. Буде відкрито родовища, які зможуть вплинути на енергетичний баланс кожної з країн. Особливо – в західній частині регіону: в Туреччині, Болгарії, Румунії та Україні. Більше того, ця частина Чорного моря, можливо, стане новим джерелом газу для всієї Центральної і Східної Європи. Так вважають в одній із провідних дослідницько-консалтингових компаній світу WoodMackenzie. Поки ж майбутні постачальники природного газу самі залежать на 30-90% від імпортних енергоресурсів. При цьому значну частину (30-60%) дефіциту покривають за рахунок поставок блакитного палива і нафти з Росії. Туреччина, яка як ніхто інший, залежить від імпортних поставок, тільки 2012 року витратила на закупівлю нафти й природного газу понад $60 млрд.

Мілководдя не пропонувати

Основну частину морської нафтогазової інфраструктури в країнах Причорномор'я було створено наприкінці 70-х – в середині 80-х років минулого століття. В цей же час було відкрито всі нині діючі родовища. Більшість держав західної частини Чорного моря перебували у складі СРСР або "соцтабору". Вони мали гроші. Так, було облаштовано групу нафтогазових родовищ на блоці Істрія в Румунії, промисли в північно-західній частині шельфу Чорного моря в Україні й відкрито родовища на блоці Галата в Болгарії. При цьому вже тоді Чорному морю приділяли увагу з прицілом на майбутнє. Наприклад, Румунія і Україна мали великі родовища на суші, за рахунок яких видобуток перевищував споживання. Сьогодні вони виснажені і уряди країн регіону бачать саме Чорне море джерелом майбутнього збільшення видобутку.

Якщо розділяти Чорне море на мілководну (шельф) і глибоководну частини, то особливі надії покладають на глибоководну. По-перше, тому що вона повністю не розвідана. Традиційно тут відкривають великі промисли. По-друге, на мілководді немає потенційних родовищ, які за своїми обсягами містили б привабливі для великих компаній запаси газу. Це важливо, тому що у держав, що зазнають економічних проблем, немає вільних коштів на проведення навіть ризикових високовитратних геологорозвідувальних робіт. Вони змушені зважати на інвесторів. Один із винятків – торік італійська компанія Eni, французька EDF, українські – "Чорноморнафтогаз" та "Води України" уклали Угоду про розділ продукції (УРП) на мілководних структурах Абіха, Маячна, Кавказька і Суботіна Прикерченської ділянки Чорного моря. Уряду вдалося домовитися з інвесторами й підписати УРП у дуже короткі терміни. Це пояснюється тим, що потенційні родовища розташовані на відстані "однієї свердловини". Виявлені запаси чорного золота на структурі Суботіна (6 млн. т) – це ще одне тому підтвердження. Враховуючи високі ринкові ціни на нафту, її видобуток більш вигідний, ніж виробництво газу, який і розраховують знайти в Чорному морі. За оцінками геологів, потенційні ресурси українського мілководдя не менші, ніж глибоководні. Вони становлять понад трильйон кубометрів на декількох десятках структур. Однак інвестори не виявляють інтересу до них. Позитивом є низька (до $50/тис. куб. м) собівартість видобутку. Однак запаси погоди не роблять.

Схожа ситуація на мілководді в Туреччині, Румунії та Болгарії. Родовищами, які розташовані на глибинах моря до 200 метрів, цікавляться невеликі приватні компанії. Для них родовище, запаси якого становлять навіть 10 млрд. куб. м, є вельми привабливим. Гігантів такі дрібнички не цікавлять, вони повністю покладаються на глибоководну частини Чорного моря.

Великі компанії вважають: якщо в регіоні існують значні запаси, то вони розташовуються при глибині моря не менш ніж 900 метрів. Такою є практика залучення західних інвестицій в чорноморську нафтогазорозвідку. Причому, до певного часу вона була не дуже вдалою. А за результатами цієї розвідки можна було дійти висновку, що великі гравці просто залишать Чорне море.

Турецький песимізм vs румунський оптимізм

Бурове судно "Глибоководний чемпіон" сервісної компанії Transocean отримало, судячи з усього, влучну назву. Результати роботи ультрасучасної махини вартістю понад $1млрд. в Румунії, по суті, стали приводом для оптимізму інвесторів щодо перспектив нафтогазовидобування в Чорному морі. До цього настрої представників великого капіталу можна було охарактеризувати як песимістичні.

Туреччина – флагман чорноморської глибоководної розвідки. З 2006-го до 2011 року на чотирьох морських блоках країни пробурили п'ять розвідувальних свердловин, загальна вартість яких становила близько $700 млн. Інвесторами були державна Турецька нафтова корпорація, бразильська Petrobras, британська BP, американські Chevron і ExxonMobil. Результат – "сухі" свердловини і вкрай розчаровані інвестори. При цьому вони не мали карколомних планів. Наприклад, один із офіційних представників ExxonMobil говорив про те, що успішність турецьких прогнозів знайти родовище об'ємом мільярд барелів нафти американські фахівці оцінюють у 20-30%. Однак ніхто не очікував, що надії не виправдаються зовсім. Традиційна практика, коли успішною виявляється одна з чотирьох розвідувальних свердловин, не спрацювала. Тому до буріння першої глибоководної свердловини в румунському секторі Чорного моря багато хто поставився зі скептицизмом. Бурове судно "Глибоководний чемпіон", вартість оренди якого тоді становила $650 тис. на добу, за перші два з половиною місяці 2011 року пробурило свердловину глибиною понад три кілометри й відкрило родовище з попередніми запасами 42-84 млрд. куб. м газу. Глибина моря – 930 метрів. Блок – Нептун. Концесіонери – румунський OMV Petrom і американська ExxonMobil. Таких відкриттів у Чорному морі ще не робив ніхто. А найголовніше: це сталося у найвирішальніший для інвестиційної привабливості регіону момент – після турецького провалу. Конкурс щодо блоку Хан Аспарух у Болгарії, Скіфської площі та Фороської ділянки в Україні, рішення про початок реальних робіт на Туапсинському прогині й Північно-Чорноморській ділянці в Росії, а також продовження робіт на глибоководній частині Туреччини – все це відбулося після румунського відкриття.

"Без сумніву, румунська свердловина Доміно-1 трансформувала ставлення до регіону і відновила інтерес до Чорного моря, – вважає аналітик WoodMackenzie Кріс Мередіт. – Запаси родовища ще уточнюватимуться, але наш прогноз: видобуток розпочнеться до 2019 року. В будь-якому разі, його обсяги чітко вказують на потенціал майбутніх газових відкриттів".

Аналітик упевнений: що інвестори перебувають на низькому старті щодо здійснення повномасштабного розвідувального буріння в західній частині Чорного моря: "На підставі затверджених бурових програм протягом п'яти років буде пробурено 10 глибоководних свердловин".

Гіганти прийшли

Однією з причин активізації робіт у західній частині Чорного моря аналітики вважають відмову від будівництва газопроводу Набукко. Він мав би забезпечити диверсифікацію джерел і зростаючі потреби країн Центральної та Східної Європи. Конкурентом Набукко міг би стати Транс-Анатолійський газопровід, але його основним завданням є забезпечення азербайджанським газом Туреччини, а не країн ЄС. Сьогодні потреби у голубому паливі країн регіону вже становлять 55 млрд. куб. м на рік, і зростання триватиме. Основними причинами є жорсткіше дотримання екологічних стандартів ЄС і виснаження сухопутних родовищ. При цьому нинішня залежність від Росії, яка в деяких країнах досягає 90%, нікому не до вподоби. Тому Чорне море – ідеальний варіант нового джерела енергоресурсів. Чи так воно й буде, побачимо вже у найближчі два роки. За цей період планується пробурити вісім глибоководних розвідувальних свердловин. Дві з них заплановано на болгарському блоці Хан Аспарух. Тут працює пул компаній – французької Total, іспанської Repsol та австрійської OMV. Ще дві – на румунському блоці Нептун. Тут також працюють румунська OMV Petrom і американська ExxonMobil. На цій ділянці партнери планують уточнити запаси першого родовища, відкритого на глибоководній частині Чорного моря, і, можливо, – розвідати сусідню перспективну структуру.

Цього й наступного року бурові роботи в румунському секторі почне також пул російського "Лукойлу", американської Vanco та державної компанії Romgaz. Вони володіють правами на два глибоководні блоки – Східна Рапсодія і Трайдент (половина колишньої спірної акваторії між Румунією та Україною). Також вони зобов'язані за затвердженою програмою здійснити буріння двох свердловин. Продовжать шукати вуглеводні в Чорному морі й турки. Національна Турецька нафтова корпорація планує буріння на блоці 3920 спільно з компанією Shell. Незважаючи на нульові результати попереднього буріння в "турецькому" Чорному морі і більшу зацікавленість Середземним, у сусідньому ізраїльському секторі якого відкрили родовища із запасами в сотні мільярдів кубометрів, нафтогазовидобувні компанії країни півмісяця не втратили надії на свої північні води. Позаминулого року в мілководній частині блоку 3920 відкрили родовище Істранка. І, судячи з усього, завдяки цим результатам залучили британсько-голландського нафтогіганта для роботи на більш глибокій воді.

Утім, особливість вищевказаних блоків у тому, що всі вони межують із Нептуном. На ньому зробили перше в Чорному морі глибоководне відкриття. Українська Скіфська площа, на якій право на укладання договору про розподіл продукції здобули американська ExxonMobil, румунська OMV Petrom, британсько-голландська Shell і українська "Надра України", також поряд із Нептуном. Чи стане це гарантією відкриття нових великих родовищ, покаже буріння. В будь-якому разі, на нього буде витрачено великі кошти, як, власне, і на все, що супроводжуватиме подібні високотехнологічні проекти.

"Витрати на буріння глибоководної розвідувальної свердловини становлять сьогодні понад $100 млн., а інфраструктури та сервісних послуг для таких робіт у регіоні просто не існує (наприклад, немає жодної відповідної бурової установки або бурового судна – Авт.), – говорить Кріс Мередіт із WoodMackenzie. – Однак те, що в Чорне море прийшли найбільші світові компанії нафтогазової промисловості, вже може бути гарантією виконання зобов'язань. Їхній досвід, професіоналізм, здібності і можливості дають підставу будувати позитивний прогноз про перспективи нафтогазорозвідки в Чорному морі. Витрати OMV Petrom і ExxonMobil на вивчення блоку Нептун до 2015 року вже можуть скласти $1 млрд.".

Скупні в Чорному морі - перевищити за $3 млрд. Сюди входять і інвестиції в розвідку російської глибоководної частини. Відразу після Олімпіади у Сочі "Роснефть" і американська ExxonMobil розпочнуть буріння свердловини на структурі Абрау-Південна Туапсинського прогину. Вона буде першою в російському секторі Чорного моря.

Що ж до України, то тут поки що виникла пауза. Угоду про розділ продукції на Скіфській площі з американською ExxonMobil, румунською OMV Petrom, британсько-голландською Shell і українською "Надра України" поки не укладено. При цьому затримка навряд чи пов'язана з новою ціною на російський газ, оскільки платоспроможні європейські споживачі розташовані поруч, а УРП, як правило, дозволяє експортувати видобуту продукцію. Питання – в ​​нестабільній політичній ситуації і юридичній тяганині. Більше того, джерела РЕ повідомляють про наміри Shell вийти з даного проекту. Певний оптимізм висловлювали й представники "піонера" українських глибоководних проектів – "ВанкоПрикерченська". Компанія ще вісім років тому виграла конкурс на укладення УРП по Прикерченській ділянці. Однак після "демаршу" з боку уряду Юлії Тимошенко, реалізувати дане право й досі не змогла. Після досягнення мирової угоди з Кабміном на початку 2013 року у "ВанкоПрикерченська", яку зараз контролює ДТЕК, з’явилася можливість продовжити реалізацію проекту. Проте структура Ріната Ахметова з невідомих причин зволікає з відновленням робіт.

Утім, Україна досягла успіхів у збільшенні видобутку природного газу власними силами на мілководді. 2013 року видобуток збільшився на 40,6% - до 1,65 млрд. куб. м. У 2015 році, завдяки завершенню облаштування Одеського і Безіменного родовищ, має досягти 3 млрд. куб. м. Сьогодні Україна споживає понад 50 млрд. куб. м газу на рік, і видобуток на шельфі не має особливого значення. Інша річ, що за рахунок неї вдасться зберегти рівень видобутку держкомпаній, які продають газ за рекордно низькою ціною (не більше ніж $55/тис. куб. м) для потреб населення. Це дозволяє українському уряду утримувати ціни на природний газ для пересічних українців на рівні нижче російського – трохи більше $90/тис. куб. м.

Газовый баланс Причерноморских стран в 2012 году, млрд. куб. м

Страна Потребление

Импорт

(% от потребления, основной источник)

Собственная добыча

(% от потребления)
Черноморская добыча
Украина
54,77
32,94 (60%, РФ) 20,18 (36,8%) 1,17
Румыния 13,5 2,6 (19%, РФ) 10,9 (81%) 1,8 (нефть и газ)
Болгария 2,74 2,52 (92%, РФ) 0,39 (14%) 0,39
Турция 45,3 44,67 (80%, РФ) 0,66 (1%) 0,13
Грузия 1,64 1,54 (99,9%, Азербайджан) 0,1 (0,06%) 0
Россия 460,0 0 655,0 0

Чому зараз?

Глобальні процеси у світовому нафтогазовидобуванні великою мірою вплинули на рішення інвесторів вкладати в Чорне море саме зараз. Одна з причин – море залишається одним із найменше розвіданих регіонів світу, а нафтогазові компанії підвищують свою капіталізацію за рахунок збільшення ресурсної бази. Раніше це відбувалося завдяки переробним потужностям та кількості заправок. Однак після світової фінансової кризи це не надихає акціонерів. Вони вважають: немає власної сировини – немає майбутнього. А ще – висока ціна на нафту і газ на світових ринках і конкуренція з боку невеликих молодих компаній. Є в Причорноморському регіоні і свої важливі особливості. Вони безпосередньо впливають на нинішню інвестиційну активність, оскільки пов'язані з прибутком, який отримають видобувники. Всім зрозуміло, що енергонезалежність країн, у яких працюють транснаціональні гіганти, цікавить їх найменше. І до того ж вони проти низької вартості енергоресурсів. Навпаки, саме можливість отримувати максимальний прибуток і дає зараз поштовх багатьом проектам у Чорному морі. Якщо в Туреччині та Болгарії для населення вже давно діють ринкові ціни на газ – понад $300/тис.куб.м, то Румунія до останнього часу практикувала фіксовані тарифи на закупівлю блакитного палива вітчизняного видобутку. Тому активізація маленьких і великих гравців в її секторі пов'язана, насамперед, з лібералізацією цін. Якщо торік газ продавався в Румунії за $143/тис. куб. м, то до 2015-го для промисловості очікується підвищення до середньоєвропейського рівня (більше $300/тис. куб. м). Для населення це відбудеться до 2019 року. Тож і не дивно, що саме до кінця десятиліття заплановано початок видобутку не тільки на глибоководному блоці Нептун, а й на такій мілководній ділянці, як Мідія. Розташовані на ньому родовища Анна і Дойна, були відкриті п'ять років тому. Канадська компанія "Стерлінг" планує облаштувати їх 2015 року. Однак, судячи з усього, бажання максимізувати прибуток перемогло. Здійснення проекту освоєння 10 млрд. кубометрів природного газу перенесено на невизначену дату.

Одним словом, moneytalks (англ. гроші говорять/гроші вирішують все).



Коментарі

Додати коментар


Читайте у розділі

Відео

Загрузка...

Тест-драйв

закрити
E-mail
Пароль
Також, ви можете авторизуватись через Facebook Facebook login

Якщо ви не зареєстровані, пройдіть цю просту процедуру.