Астраханская нефтегазовая аномалия

Из-за сложных условий добычи и специфического состава сырья нефтегазовые месторождения Астраханской области почти не разработаны. Крупные компании долгое время отказывались участвовать в их освоении. Однако в последнее время ситуация начинает меняться.

Проблемный газ

На сегодняшний день сырьевую базу Астраханской области составляют около 20 крупных разведанных месторождений нефти, газа и конденсата на материковой части и на континентальном шельфе российского сектора Каспийского моря (см. карту). По оценкам экспертов, в области сосредоточено 96% углеводородных запасов всего Южного федерального округа. В разработке находятся всего три месторождения — газоконденсатное Астраханское, газовое Промысловское и нефтяное Бешкульское.

Добыча ведется главным образом на крупнейшем в европейской части России Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ). Его запасы оцениваются как минимум в 2,5 трлн кубометров газа и 400 млн т конденсата.

Месторождение было открыто в 1976 году, и уже через пять лет для его разработки был создан Астраханский газовый комплекс, центром которого стал Астраханский газоперерабатывающий завод (АГПЗ). В настоящее время мощность завода составляет 12 млрд кубов газа и чуть более 4 млн т нефти и газового конденсата в год. При этом основной разработчик АГКМ, компания "Газпром добыча Астрахань" (до февраля 2008 года — "Астраханьгазпром"), более чем за 20 лет работы на месторождении извлекла не более 10% разведанных запасов.

Столь низкие темпы обусловлены целым рядом факторов. Прежде всего, большой глубиной залегания углеводородов (более 4 км), сложными условиями добычи (пластовым давлением 620 атмосфер и пластовой температурой порядка 120°C) и повышенным содержанием токсичных примесей, что требует повышенных мер безопасности при добыче сырья и делает невозможным его дальнейшее использование без его первичной очистки. Кроме того, месторождение располагается в экологически чувствительных зонах (бассейн Волги).

Из-за высокого содержания кислых компонентов в добываемом газе — около 12-16% углекислого газа и 24-26% сероводорода — "Газпром добыча Астрахань" занимает в области первое место по объему выбросов вредных веществ в атмосферу, а действующие в области квоты на выбросы сернистого газа и углекислоты практически исчерпаны. Технологическая база предприятия пока не позволяет решить эту проблему.

Побочный продукт деятельности АГПЗ — сера (комовая, жидкая, гранулированная) — поставляется на химические заводы Украины, Азербайджана, Италии, Румынии, Англии, Индии, стран Африки. Однако в ближайшее время на этом рынке может наступить стагнация, так как производство опережает по объемам потребление. Мировыми производителями этого сырья, в том числе и АГПЗ, на который я в общей сложности свыше 10% мирового серы, придется искать способы экологически безопасного хранения нереализованных излишков продукции.

Совместное недроползание

Для решения этих проблем областная администрация и "Газпром" уже долгое время ищут надежных партнеров, располагающих необходимыми технологиями и опытом работы в области добычи высокосернистого газа. Еще в конце 1990-х годов предпринимались попытки привлечь иностранных инвесторов. Однако, прикинув соотношение коммерческой выгоды и экологических рисков, от участия в геологоразведке и освоении месторождений одна за другой отказались компании Chevron, Conoco, Amoco и Mobil, Unocal, BP, Shell, Marubeni и Oman Oil. Согласие дал только итальянский концерн ENI.

В мае 2001 года ЗАО "Астраханьнефтепром", учрежденное на паритетных началах "Стройтрансгазом" (крупный подрядчик "Газпрома") и фондом имущества Астраханской области, заключили рамочное соглашение с Agip Energy B. V. (подразделение ENI) о проведении разведочных работ на Северо-Астраханском участке. Предполагалось, что ENI и "Астраханьнефтепрому" будут принадлежать равные доли в проекте (по 50%).

Объем инвестиций в геологоразведку, которая должна была завершиться к 2004 году, оценили в $100 млн. По мнению экспертов, соглашение было достигнуто во многом благодаря партнерским отношениям "Газпрома" и ENI по проекту строительства газопровода "Голубой поток" (проложен по дну Черного моря между Россией и Турцией). Однако планам не суждено было осуществиться по двум причинам. Во-первых, к концу 2001 года в "Газпроме" сменилась команда управляющих, а во-вторых, падение цен на газ в Европе и России снизило прогнозную рентабельность предприятия. В итоге проект был забыт.

Попытки приобщиться к разработке правобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения предпринимала и финансово-промышленная группа "Гута". С этой целью в 1999 году дочерней структурой группы компанией "Госинкор" была учреждена Астраханская нефтегазовая компания (АНГК), которая приобрела лицензию на разработку правобережного участка АГКМ с оцененными запасами газа в 220 млрд кубометров и нефти в 20 млн т. Однако к добыче компания приступить не успела. После банкротства "Гуты" в 2004 году около 75% АНГК перешли на баланс Внешторгбанка, который приобрел активы группы.

Спустя два года интерес к астраханскому газу проявил украинский бизнесмен Дмитрий Фирташ, совладелец газового трейдера Rosukrenergo. Выкупив у ВТБ 74,9% акций АНГК, он надеялся присовокупить к ним блок-пакет астраханской администрации. Победив в областном тендере, Фирташ уже был готов завершить сделку, когда в ситуацию вмешался президент Владимир Путин, наложивший, по некоторым данным, прямое вето на продажу активов АНГК украинскому предпринимателю. В 2007 году Фирташ был вынужден вернуть акции ВТБ, которые затем были переданы Газпромбанку.

Сегодня администрация области и "Газпром" вновь проводят консультации с иностранными инвесторами, поскольку практика крупнейших мировых нефтегазовых компаний показывает, что эффективное освоение подобных месторождений возможно. Свой опыт предлагает, например, британско-голландский концерн Royal Dutch Shell, одним из основных направлений работы которого является разработка месторождений высокосернистого газа (схожего по составу с астраханским) в Канаде, США и Омане. В ходе переговоров с областной администрацией глава представительства Shell в России Крис Финлейсон заявил: "Нам очень интересно рассмотреть возможность применения нашего опыта и знаний в Астраханской области. Ее ресурсы колоссальны даже в мировом масштабе, а сама территория имеет хорошее стратегическое расположение. Более масштабная разработка местных месторождений и добыча полезных ископаемых, на наш взгляд, сыграет весомую роль в увеличении мощности проекта "Южный поток" и, в конечном итоге, положительно повлияет на промышленное развитие региона".

Специалисты Shell читают, что добычу газа на АГКМ можно существенно увеличить добычу без повышения уровня выбросов сернистого и углекислого газа. Одно из решений предполагает закачку углекислоты в предварительно исследованные подземные пласты для захоронения — с сохранением практики переработки сероводорода в первичную серу. Возможен и вариант захоронения под землей всех кислых компонентов, включая сероводород. В этом случае необходимость его переработки, отпадает, однако это решение потребует проведения дополнительных исследований и решения частных технологических задач, связанных с токсичностью этого газа.

Неподъемная нефть

По данным министерства экономического развития Астраханской области, на территории российского сектора Каспийского моря открыто семь нефтегазовых месторождений: имени Ю. Корчагина, Ракушечное, Хвалынское, 170-й км, Сарматское, Инчхе-море. Разведаны они пока слабо. По оценкам экспертов, их запасы составляют не менее 1 млрд т нефти и не менее 1 трлн кубометров газа.

Основная проблема астраханской нефти — ее высокая плотность (удельный вес — 0,95 г/см3). По ГОСТу 2002 года это уже не просто тяжелая, а именно битуминозная нефть, крайне сложная в добыче и очистке. Обычный станок-качалка не в состоянии поднять из скважины такую нефть, для этого требуются более мощные установки. При выделении из нее мазута остается мощный солевой осадок, а в полученном битуме слишком много парафина, из-за чего состав плохо склеивается.

Дополнительные сложности создают экологические требования. Администрация области не раз заявляла о том, что при работе нефтедобывающая компания должна придерживаться принципа так называемого нулевого сброса, при котором отходы производства не сбрасываются с буровых установок в море, а вывозятся для утилизации на береговые базы. Это вынуждает добывающие компании дополнительно инвестировать в технологическую модернизацию своих мощностей.

Связанные одним шельфом

Комплексные исследования северной части Каспийского моря в Астраханской области начались с 1995 года и велись в основном силами компании ЛУКОЙЛ, получившей у правительства лицензию на поисково-разведочные работы.

В 1997 году по итогам сейсмических исследований нефтегазоносный потенциал на участке Северный на каспийском шельфе был оценен в 600 млн т нефтяного эквивалента. Бурение началось летом 1999 года на Хвалынском месторождении. Скважина выявила ряд нефтегазоносных горизонтов, в шести из которых были получены притоки нефти, а также возможность притока газа. По этому поводу в Астрахани состоялась торжественная церемония с участием главы ЛУКОЙЛа Вагита Алекперова, губернатора Астраханской области Анатолия Гужвина и вице-премьера Виктора Христенко, провозгласивших рождение новой нефтегазоносной провинции России.

Однако, несмотря на громкие заявления чиновников, на территории Астраханской области до сих пор разрабатывается только одно нефтяное месторождение — Бешкульское. Добычу на нем ведет дочернее предприятие ЛУКОЙЛа — "Астраханьморнефтегаз". Другое дочернее предприятие компании "ЛУКОЙЛ — Нижневолжскнефть" добывает порядка 12 млн т нефти в год. В 2009 году компания начнет разработку нового месторождения имени Корчагина, а в 2012 году планирует запустить месторождение имени Филановского. Два эти участка к 2015 году должны будут увеличить объем добычи еще на 12 млн т в год. К 2020 году добывающие мощности ЛУКОЙЛа должны составить 30 млн т.

Три года назад, чувствуя растущий интерес мировых нефтедобывающих компаний к Астраханским месторождениям, ЛУКОЙЛ начал консолидацию ресурсов в области. В ноябре-декабре 2005 года компания приобрела за $261 млн 51% минус одна акция компании-конкурента — "Приморьенефтегаза", владевшего лицензией на геологоразведку Пойменного участка под Астраханью. А в мае 2006 года — еще 49% в обмен на 4,165 млн своих акций, получив единоличный контроль над предприятием.

Вторым по значимости игроком на нефтяном рынке Астраханской области является Южная нефтяная компания (ЮНК), на сегодняшний день принадлежащая "Газпрому". Еще недавно этим активом владела американская компания JPM Partners LDC, принадлежащая американскому миллиардеру Кристоферу Гетти. Борьба за возвращение контроля над ЮНК российскому монополисту была относительно недолгой.

ЮНК была учреждена в 1995 году для добычи нефти на месторождении Верблюжье с доказанными запасами 17,5 млн т нефти. Создавалась она при участии "Астраханьгазпрома" (ему принадлежало 79% акций ЮНК, еще по 7% — ОАО "Волго-Каспийский акционерный банк", ООО "Радон" и Астраханской нефтегазоразведочной экспедиции). Уставный капитал ЮНК составил 2 млн руб. Поскольку денег на поиск и разработку у компании, по сути, не было, было принято решение привлечь иностранного инвестора.

В 1999 году в качестве инвестора ЮНК пригласила JPM Partners. В пользу американской компании была проведена эмиссия, в результате которой уставный капитал ЮНК был увеличен вдвое, а доля акций "Астраханьгазпрома" снизилась до 42%. С 2000 по 2007 год JPM Partners вложила в разработку Верблюжьего месторождения $12,8 млн, а после открытия крупнейших нефтегазовых месторождений на шельфе планировала увеличить эту сумму до $40 млн. За это время было пробурено около 30 скважин, добыто 2 тыс. т тяжелой нефти и найдены признаки легкой. Главной проблемой освоения месторождения стала все та же аномально тяжелая нефть, на которую JPM Partners не смогла найти покупателя. Компания продолжила разведочное бурение в надежде найти более легкую нефть.

Между тем в 2006 году "Астраханьгазпром" инициировал проверку, в ходе которой ФСФР выявила нарушения при проведении допэмиссии. На этом основании в мае 2007 года "Газпром" обратился в арбитражный суд, требуя ее отмены, а также всех последующих сделок. Точку в многомесячной борьбе "Газпрома" и миллиардера Гетти за контроль над ЮНК поставил Федеральный арбитражный суд Поволжского округа в конце августа этого года. "Газпром" бесплатно вернул актив, проданный в 1999 году, с тем чтобы продолжить его разработку самостоятельно. Однако о перспективах вновь приобретенного актива "Газпром" пока ничего не заявлял.

ОЛЬГА ХВОСТУНОВА, ЕЛЕНА ПОПОВА

*Даются суммарные разведанные и предварительно оцененные запасы (ABC1+C2 по российской классификации), для месторождений каспийского шельфа, Правобережного, Пойменного и Имашевского — оценочные запасы.

**Указывается планируемый максимальный объем добычи.

***Находится на границе Астраханской области и Атырауской области Казахстана.

****Находится на дагестанском участке шельфа.

Источники: информационно-аналитический центр "Минерал", открытые интернет-источники.

По данным Росстата за 2006 год.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран