| |
return_links(1); ?> |
return_links(1); ?> |
return_links(); ?> |
|
| |
|
|
| |
Газовая целина Персидского залива ждет освоения
|
|
| |
Инвестиции в размере 50 млрд долл. в разработку и эксплуатацию газового месторождения Южный Парс в ближайшем будущем принесут Ирану 40 млрд долл. дохода ежегодно.
|
|
| |
Вахид ДЖИДДИ, независимый эксперт
|
|
| |
По данным Statistical Review of World Energy, выпущенного ВР, в 2005 г. из
газовых месторождений Ирана было извлечено 87 млрд м3. Потребление же
составило 88,5 млрд м3. Разницу в 1,5 млрд м3 Иран компенсировал из 5,8
млрд м3 туркменского газа в счет транзита через свою территорию в Турцию. В
2006 г., по данным Energy Information Administration, произведено было 103,8
млрд м3, потреблено - 103,9. Согласно пятилетнему плану развития страны до
2011 г. Иран поставил задачу по дальнейшему увеличению доли газа в "корзине
энергоресурсов" - с 54 до 69% и роста добычи до 120 млрд кубометров.
Газовый департамент министерства нефти заявляет, что согласно 20-летнему плану к
2014 г. будут подключены 2, 7 млн новых потребителей. На сегодня обеспечены
газом 93% городского (630 городов) и 18% сельского (4200 сел) населения. К 2014
г., по словам замминистра нефти Кесаи-заде, эти цифры составят 95 и 40%
соответственно.
Кесаи-заде заявляет, что "для взятия планки в 120 млрд м3 и наращивания ВВП у
страны есть возможность варьирования" при выборе наиболее экономичного из
четырех вариантов:
первый, наиболее важный, - воспитательная работа среди населения по
энергосбережению;
второй - закачка газа в скважины для увеличения (свыше 30%) нефтеотдачи пластов;
третий - экспорт газа по трубопроводам и в сжиженном виде;
четвертый - газ как сырье для нефтехимии.
Вместе с тем иранские СМИ, видимо, с молчаливого согласия должностных лиц
публикуют прогнозы местных исследовательских центров. Одни эксперты утверждают,
что страна способна довести добычу до 180 млрд м3 в год. В таком случае при
прогнозируемом увеличении закачки газа в нефтяные месторождения до 65 - 70 млрд
м3 в конце 2011-го Иран сможет довести его потребление до 110 - 115 млрд
кубометров.
Прогноз других экспертов еще смелее: в ближайшем будущем Иран способен добывать
ежедневно до 20 млрд фут3 (0, 57 млрд м3) газа, или ежегодно до 210 млрд
м3. При этом 30% пойдет на экспорт в виде СПГ, остальное - на внутреннее
потребление и экспорт по трубе. В цифрах это выглядит довольно внушительно - СПГ
до 60 млрд м3 (43, 7 млн т) в год, внутреннее потребление соответственно до
105 - 108 млрд м3. Экспорт по трубе планируется в объеме 35 - 38 млрд м3,
что положит начало крупномасштабным поставкам топлива на рынки стран Азии и
южной Европы*. Можно спорить или сомневаться в прогнозах, но однозначно
осуществлению задуманного во многом должно помочь освоение, начатое еще в 90-х
годах, Южного Парса - одного из крупнейших в мире газовых шельфовых
месторождений.
90% нынешних объемов добычи газа, кроме Южного Парса, обеспечивают такие
месторождения, как Нар, Канган, Шанул, Варуй, Хома, Табнак. Особо следует
остановиться на двух перспективных газовых полях Голыиан и Фердоуси. Гольшан
находится на юго-востоке от г. Бушер, в 65 км от береговой полосы, Фердоуси - в
85 км. Прогнозные запасы природного газа двух полей составляют 1, 4 трлн м3. В
отличие от Голыиан, газ которого послужит "пищей" для завода по производству 10
млн т СПГ, 14 млн м3 ежедневной продукции Фердоуси предназначены для покрытия
дефицита внутреннего потребления.
В данном прогнозе в отличие от предыдущих отсутствует составляющая закачки
природного газа в нефтяные пласты.
(Прим. ред.)
Договор на разработку полей заключен с компанией SKS (Малайзия) по наиболее
распространенной форме соглашения с зарубежными компаниями, утвержденной
законодательством страны в качестве метода привлечения иностранных инвестиций и
новейших технологий - buy-back transaction (контракты с риском, не разделяемым
сторонами, а целиком возложенным на компанию-контрактора). Согласно договору
buy-back с SKS, инвестируя разработку месторождения, компания окупает вложенный
капитал и зарабатывает прибыль за счет преимущественного права продажи СПГ в
течение пяти лет.
Освоение месторождения и вложенного капитала в размере 6 млрд долл. должно быть
завершено за 5, 5 лет. Компания из Малайзии согласилась также взять на себя и
строительство завода по производству СПГ, оцениваемое в 10 млрд долларов. Из
упомянутых выше 10 млн т половина достанется компании-контрактору в счет
погашения вложенных денег.
Второй путь производства газа - отделение попутного газа от нефти на
месторождениях Марун, Ахваз, Агаджари, которое в основном базируется в провинции
Хузи-стан. До революции (февраль 1979 г.) был построен завод в Бидболянде
(провинция Хузистан) мощностью 15 млн м3 в день для переработки попутного газа
Агар и Агаджари. На сегодня ГПЗ "Парсиян-1" дает 25 млн м3, а первая фаза
"Парсиян-2" - 18, 5 млн м3. С пуском второй фазы "Парсиян-2" и с производством
ежедневно 24 млн м3 газа общая пропускная способность ГПЗ достигнет 70 млн
м3. Пуск новых мощностей ГПЗ (второй фазы "Парсиян-2") намечен на март 2008
года. Газ пойдет в четвертую магистральную линию (GAT-4). Капиталовложения
составляют 115 млн долларов, подрядчики - иранские фирмы.
В настоящее время на стадии строительства ГПЗ "Сархун", "Илам" и, наконец,
огромный комплекс ГПЗ проекта освоения Южного Парса. Планируется подавать газ с
месторождения Танге Биджар во входную ветку ГПЗ "Илам" и тем самым довести к
марту 2008 г. мощность переработки до 6, 8 млн м3/сут. В ближайшем будущем
(2009 г.) в эту же ветку будет врезан газ месторождения Каманкух, что позволит
увеличить мощность ГПЗ до 10, 2 млн м3/сут. По словам Кесаи-заде, с началом
эксплуатации двух фаз ГПЗ "Парсиян" и ГПЗ "Илам" производство товарного газа из
попутного в стране достигнет 440 млн м3/сут. (15, 8 млрд м3 в год).
Вернемся к Южному Парсу. Это гигантское газовое поле условно разделено на две
части: Северный и Южный Парс. Северный Парс находится в территориальных водах
Ирана, а Южный разрабатывается Ираном и Катаром, который начал работы намного
раньше, в 1982 году. Восьмилетняя война с Ираком (1980 - 1988 гг.) сорвала и
отсрочила планы Ирана по осуществлению этого проекта. Чтобы наверстать
упущенное, уже к 1997 г. на площади 30 га было инвестировано 18 млрд долларов.
На Северном Парсе разведанныхзапасов 7 трлн м3, на Южном - 14 трлн м3 и 18
млрд барр. газового конденсата. Это примерно 50% запасов страны и 8%
подтвержденных мировых запасов газа.
ФАЗА № 1.
Освоение 1-й фазы Южного Парса оценивается в 770 млн долл., ежесуточная добыча -
75 млн м3 (20 млрд м3/год). Генеральный подрядчик - компания Petropars
(Иран).
ФАЗЫ № 2-3.
Проект обустройства 2-й и 3-й фаз месторождения Южный Парс в Персидском заливе
стартовал в 1997 году. Реализацией проекта занимался консорциум в составе Total
- 40%, Petronas (Малайзия) - 30%, Газпром (Россия) - 30%. Консорциум ввел
пусковой комплекс из двух морских платформ с 10 скважинами каждая, двух
100-километровых подводных газопроводов и ГПЗ в Ассалуйе.
2-я и 3-я фазы Южного Парса оцениваются в 2 млрд долл., ежесуточная добыча
каждой фазы в пределах 100 млн м3. Рост ожидаемой суммарной добычи в ближайшие
годы - 1, 8 млрд м3 газа в сутки. Права на разработку - у Total и Petronas*.
ФАЗЫ № 4-5.
4-я и 5-я фазы Южного Парса оцениваются в 1, 89 млрд долл., ежесуточно
добывается 50 млн м3 с каждой фазы. К 2011 г. планируется довести суммарную
добычу до 2 млрд м3 газа в сутки. Генеральный подрядчик - Petropars (Иран),
субподрядчик - ENI-Agip.
ФАЗЫ № 6, 7 И 8. Глубина моря в этих фазах составляет 60 м. Фазы предназначены для добычи и переработки:
104 млн м3/сут. газа;
158 тыс. барр./сут. газового конденсата;
1, 6 млн т/год сжиженного пропана и бутана - LPG на экспорт.
Проект предусматривает строительство объектов:
газопровод Ассалуйе - Агаджари длиной 504 км, диаметр трубы 56 дюймов, для транспортировки и закачки газа (содержащего сероводород и диоксид углерода) в нефтяные скважины Агаджари;
пять компрессорных станций мощностью 100 МВт;
газопровод Ассалуйе - ГПЗ "Фаджр" диаметром 42 дюйма;
причал отгрузки LPG и СПГ. Морские сооружения:
три плавучие платформы с 30 скважинами, масса каждой платформы 1550т, высота 70 м;
три 22-дюймовых газопровода длиной 105 км для транспортировки газа с шельфа на берег, на ГПЗ;
три ветки 4, 5 дюйма для транспортировки раствора гликоля;
плавучий терминал для экспорта газового конденсата;
морская 30-дюймовая ветка длиной 5, 4 км для доставки газового конденсата к плавучей платформе. Береговые сооружения:
установки отделения конденсата, газа, стабилизации конденсата, комплексной подготовки газа, его сжатия и транспортировки.
На ГПЗ предусмотрено ежедневное производство 112 млн м3 газа. Изучается
возможность ежегодного получения 2, 5 млн т этана.
Разработка 6 - 8-й фаз (стоимость проекта 2, 65 млрд долл.) была поручена в 2000
г. иранской компании Petropars. Согласно контракту она имеет право привлекать к
реализации проекта иностранные компании в качестве консультантов и подрядчиков.
В настоящее время основным подрядчиком по обеспечению морской газодобычи на этих
фазах является норвежская компания Statoil.
ФАЗЫ № 9 И 10. Разработка 9-й и 10-й фаз ведется для получения:
ежедневно 50 млн м3 газа и 80 тыс. барр. конденсата;
ежегодно по 1 млн т сжиженного этана, пропан-бутановой смеси - LPG и 400 т серы.
Морские сооружения:
две платформы на расстоянии 105 км от берега, по 24 скважины;
два 32-дюймовых газопровода для транспортировки газа с шельфа на ГПЗ;
две ветки по 4, 5 дюйма для транспортировки раствора гликоля.
Береговые сооружения - установки отделения конденсата и его стабилизации, комплексной подготовки газа и фракционирования этана, пропана, бутана, сжатия газа для транспортировки, улавливания и отделения серы, регенерации гликоля.
Разработки 9-й и 10-й фаз
стоимостью 1, 6 млрд долл. были поручены в 2002 г. компании GS из Южной Кореи и
двум иранским: по строительству нефтяных сооружений - OIEC, морских сооружений -
ЮЕС. Начало эксплуатации первой линии намечалось на конец 2007 года.
ФАЗА № 11.
Разработка фазы № 11 ведется для снабжения сырьем ГПЗ Pars LNG и производства
ежедневно 53, 7 млн м3 газа и 70 тыс. барр. тяжелого конденсата.
Морские сооружения:
две морские платформы по 20 скважин на каждой;
два 32-дюймовых газопровода для транспортировки газа с шельфа на берег;
две ветки по 4, 5 дюйма для транспортировки раствора гликоля. Береговые сооружения:
установки отделения конденсата от воды и его накопления;
установка регенерации гликоля.
Береговые сооружения расположатся на расстоянии 135 км от шельфа, в порту Тамбак. Строительные и технологические работы ведут
совместно Total и Petropars.
ФАЗА № 12. Разработка 12-й фазы ведется для добычи ежедневно 84 млн м3 газа с закачкой в
GAT-6 (шестой магистральный газопровод страны) и частичной транспортировкой на
ГПЗ Iran LNG 110 тыс. барр. тяжелого конденсата, производства 750т
гранулированной серы.
Морские сооружения:
три автономные платформы по 12 скважин на каждой;
трехступенчатая установка отделения газа, конденсата и воды для анализа скважин;
две трехступенчатые установки для отделения воды;
установка очистки сточных вод перед сбросом в море;
факельная платформа на расстоянии 160 м от основной платформы для аварийного сброса;
32-дюймовый трубопровод длиной 135 км для транспортировки газа на ГПЗ;
4, 5-дюймовая труба для транспортировки гликоля.
Береговые сооружения:
установка отделения газа от конденсата, стабилизация конденсата;
шесть ступеней очистки и выход 14 млн м3 товарного газа ежедневно;
установки сжатия газа для транспортировки, гранулирования серы, регенерации
гликоля, вспомогательные службы;
очистка сточных вод, факельная установка аварийного сброса газа;
четыре резервуара конденсата газа.
Генподрядчиком является Petropars.
ФАЗЫ № 13-14. Этим проектом предусмотрено обеспечение сырьем ГПЗ "Парсиян-СПГ" с добычей
ежедневно 84 млн м3 газа и 105 тыс. барр. тяжелого конденсата.
Морские сооружения:
четыре платформы по 34 скважины на каждой;
два 34-дюймовых трубопровода для транспортировки газа фазы № 13 длиной 135 км на ГПЗ;
четыре 4, 5-дюймовых трубопровода для подачи гликоля;
один 32-дюймовый трубопровод длиной 128 км для транспортировки газа фазы № 14 на ГПЗ;
один 20-дюймовый трубопровод для байпаса газа между двумя платформами фазы № 14.
Береговые сооружения:
установка отделения конденсата, воды и газа;
установки стабилизации конденсата и четыре резервуара его хранения, регенерации гликоля, очистки сернистых и сточных вод.
Строительство береговых сооружений проекта осуществляется в порту Тамбак. Подрядчики - Shell и Repsol.
ФАЗЫ № 15 И 16.
Выход продукции:
ежедневно 50 млн м3 газа, 80 тыс. барр. газового конденсата, 400 т серы;
ежегодно 1, 05 млн т LPG, 1 млн т этана.
Морские и береговые сооружения:
две платформы по 24 скважины, два 32-дюймовых трубопровода длиной 100 км;
два трубопровода диаметром 4, 5 дюйма для гликоля длиной 100 км;
установка по сорбционной отмывке газа щелочью и гликолем. Береговой ГПЗ
находится в районе Ассалуйе и граничит с фазами № 17 и 18.
Подрядчик - иранская корпорация "Хатемольанбийа".
ФАЗЫ № 17 И 18. На этих полях будет ежедневно добываться 50 млн м3 природного газа, 80 тыс.
барр. газового конденсата, 400 т серы, а на ГПЗ ежегодно производиться 1 млн т
этана, 1,05 т LPG и СПГ. Строительство морских сооружений на расстоянии 100 км
от берега. Четыре платформы с 44 скважинами. Два 32-дюймовых трубопровода
транспортировки газа, два трубопровода диаметром 4, 5 дюйма для транспортировки
гликоля. ГПЗ по проекту расположится на территории 150 га и на границе фаз № 9 -
10; включает четыре установки выщелачивания газа, стабилизации газового
конденсата и резервуары хранения.
Подрядчики - компания по строительству морских сооружений ЮЕС и компания по
строительству сооружений нефтяной промышленности OIEC. Срок сдачи объекта -
конец 2011 года.
ФАЗЫ № 19, 20 И 21. Дислокация - площадка № 2 особой энергетической экономической зоны (ОЭЭЗ) Южного Парса.
Разработка для производства ежедневно 80 млн м3 т.н. сухого отбензиненного
газа (по российской терминологии), 120 тыс. т конденсата газа, 750 т серы и
ежегодно 1, 6 млн т этана для нефтехимии, 1, 6 млн т на экспорт LPG и СПГ.
Сооружения:
пять платформ, оборудованных установкой отделения воды и лабораторией исследования скважин, вспомогательные службы, включая факельную платформу, 37 скважин;
три морскихтрубопровода диаметром 36 дюймов и три трубопровода диаметром 4, 5 дюйма для транспортировки гликоля длиной 135 км;
два морскихтрубопровода диаметром 18 дюймов между платформами фазы №19;
ГПЗ на окраине порта Канган (ОЭЭЗ провинции Бушер), в проекте три однотипные установки, каждая мощностью 30, 8 млн м3 вдень;
причал для отгрузки СПГ;
платформа экспорта газового конденсата;
установка отбора морской воды мощностью 25 тыс. м3 в час;
установка опреснения морской воды в объеме 6 тыс. т в сутки.
ФАЗЫ № 22-24. Проект развития фаз № 22 - 24 по формуле buy-back transaction (сделка по скупке собственных акций).
Производство:
ежедневно 75 млн м3 сухого отбензиненного газа для внутреннего потребителя, 110 тыс. барр. газового конденсата, 700 т серы на экспорт;
ежегодно 1, 5 млн т этана, 1, 5 млн т LPG и СПГ на экспорт.
Сооружения:
пять платформ, оборудованных установкой отделения воды и лабораторией исследования скважин, вспомогательные службы, включая факельную платформу, 37 скважин;
три морскихтрубопровода диаметром 30 дюймов и три трубопровода диаметром 4, 5 дюйма для транспортировки гликоля, все длиной по 135 км;
отдельный ГПЗ в ОЭЭЗ Южного Парса на объекте № 1 в Ассалуйе. ГПЗ будет иметь две установки мощностью 30, 8 млн м3/сут. каждая.
Фазы № 1 - 5 дают ежедневно свыше 350 млн м3 газа, вместе с другими газовыми полями - свыше 440 млн м3 в день. На очереди пуск и эксплуатация фаз № 6 - 10, а в ближайшие 5 - 8 лет остальные фазы добавят в "копилку" еще 630 млн м3
газа, 913 тыс. барр. газового конденсата вдень плюс товарная продукция - 7, 8 млн т газа LPG и СПГ, а также 3400 т гранулированной серы в год.
По данным отчета министерства нефти Ирана, финансовые вливания, как видно из таблицы, из накопительного валютного счета государства осуществлялись в следующих объемах (млн долл.).
За восемь лет государство инвестировало свыше 12 млрд долларов. С учетом того,
что на сегодня уже вложено примерно 30 млрд, а на долю иностранных инвестиций
приходится в среднем за десять лет по 1, 5 - 1, 8 млрд долл. в год, Ирану в
ближайшие пять - семь лет необходимо привлечь дополнительно 17 - 20 млрд
долларов. Удастся ли Ирану, оставаясь одним из мировых лидеров по запасам,
занять прочные позиции в первой пятерке стран добытчиков и экспортеров газа,
покажет время.
* Как сообщил в январе 2008-го министр нефти Ирана Голамхусейн Нозари, ожидается, что Газпром представит свои предложения по дальнейшему участию в иранских нефтегазовых проектах в марте (Прим. ред.).
|
|
| |
|
|
| |
|
|
|
|
