СТАН РОБІТ НА НАФТУ І ГАЗ В азербайджанському секторі КАСПІЮ

публікації | ПОПУЛЯРНЕ | Анатолій ТЮРІН | 25.03.2015 | 10:00

Вступ

На території Азербайджану знаходяться найстаріші нафтові промисли. Однак, до моменту набуття ним незалежності (1991) розробляються родовища нафти, газу і конденсату були значно виснажені. У незалежному Азербайджані склалася своя система робіт на нафту і газ. В акваторії Каспію вона заснована на угодах про розподіл продукції (УРП) і самостійної діяльності Державної нафтової компанії Азербайджанської Республіки (ДНКАР).

Раніше нами розглянуто стан двох мегапроектів - Шах-Деніз і Азері - Чираг - Гюшешлі . У цій статті розглянемо загальний стан робіт на нафту і газ в азербайджанському секторі Каспію. Головні труднощі раніше відзначалася. Це високий рівень «інформаційного шуму». Для з'ясування реального стану справ доводиться аналізувати різні джерела інформації. У чомусь вдалося розібратися, нехай і на рівні наших версій. Деякі питання залишилися не цілком проясненими. Це стосується і категорійності приводяться ресурсів і запасів нафти, газу і конденсату. Тому в тексті застосовується «жаргонний» термін «прогнозні запаси». В якості ілюстрації економіки видобутку нафти і газу ми наводимо три показника: глибина моря, глибина залягання продуктивних відкладень і дебіти видобувних свердловин.

Видобуток нафти

Мінімальний обсяг нафти - 9,0 млн т, здобутий в Азербайджані в 1997 р Потім почалося зростання видобутку. Пік - 50,8 млн т, досягнутий в 2010 р У наступні роки спостерігається її спад: 2011 року - 45,6, 2012 року - 43,5, 2013 г. - 43,5, 2014 г. -. Падіння видобутку в 2014 р склало 3,7%. Експорт нафти здійснюється по нафтопроводах Баку-Тбілісі-Джейхан, Баку-Супса і Баку-Новоросійськ, а також залізничним транспортом.

ДНКАР вдалося переламати тенденцію зниження видобутку нафти: 2011р. - 8401, 2012 року - 8243, 2013 г. - 8314, 2014 г. - 8321 тис. Т . Разом з тим, у компанії спостерігається скорочення обсягів пошуково-розвідувального буріння:. Локальний пік експлуатаційного буріння припав на 2013 р - 135 665 м. У 2012 р - 128 968 м, в 2014 р - 124 718 м.

У 1981-1987 рр. в акваторії Каспію на схід від Апшеронського півострова відкриті три родовища нафти - Азері, Чираг і Гюнешлі (Рис. 1). Пізніше було встановлено, що це одне велике родовище Азері-Чираг-Гюнешлі. У 1994 р між Азербайджаном і Азербайджанської Міжнародної Операційної Компанією (АМОК: BP - 35,8%, ДНКАР - 11,6%, Chevron - 11,3%, Inpex - 11,0%, Statoil - 8,6%, ExxonMobil - 8,0%, TPAO - 6,8%, Itochu - 4,3% і ONGC Videsh Ltd - 2,7%) підписано УРП (проект «АЧГ»). Тут і далі компанія, зазначена в списку учасників консорціуму першої, є оператором проекту.

Видобуток нафти за проектом «АЧГ» розпочато в 1997 р На сьогодні промислова інфраструктура включає 6 морських платформ (перераховані зі сходу на захід): Східне Азері, Центральне Азері, Західне Азері, Чираг, Західний Чираг і Глибоководне Гюнешлі. Нафта з п'яти платформ добувається на умовах СРП 1994 р Нафта з платформи Західний Чираг (видобуток розпочато 30 січня 2014 г.) - за проектом Chirag Oil Project ( «COP»), який АМОК реалізує в межах ліцензійного блоку «АЧГ», але на інших умовах. Нафта і газ з морських платформ надходять на Сангачальський термінал. Площа блоку «АЧГ» 432 кв. км. Він не включає саму західну частину родовища Гюнешлі (Мілководне Гюшншлі). На ньому видобуток нафти веде ДНКАР.

Глибина моря в межах родовища Азері-Чираг-Гюнешлі - 110-220 м. Нафтоносні горизонти залягають на глибинах від 2500 м до 3000 м нижче дна моря. За оцінкою 1998 р запаси нафти склали 511 млн. Т. Запаси нафти становлять 923 млн. Т, запаси попутного газу - 354 млрд куб. м, вільного газу - 632 млрд куб. м. За даними ВР запаси нафти блоку «АЧГ» складають 540-700 млн. т. Пік видобутку нафти за проектом «АЧГ» припав на 2010 р (40,6 млн т). Потім два роки поспіль відбувалося її різке падіння: 2011 г. - 35,4, 2012 року - 32,9 млн т. У 2013 р видобуток склав 32,2, в 2014 р -. Зниження швидкості падіння видобутку в 2013 р досягнуто за рахунок буріння нових свердловин, в 2014 р - початку видобутку на новій платформі Західний Чираг. У 2014 р з неї видобуто 2,5 млн т нафти (планувалося 3,0 млн т). На «полиці» планується видобувати по 8,2 млн т в рік. На п'яти інших платформах зниження видобутку в 2014 р щодо 2013 р склало 9,9%, відносно 2010 р - 28,6%. Тут відновилися темпи падіння видобутку, зафіксовані в 2011 і 2012 рр. Зниження видобутку пов'язане з різким падінням дебітом видобувних свердловин.

На початок 2014 року на блоці «АЧГ» діяло 118 свердловин (81 видобувних і 37 нагнітальних). На початок 2015 р - (84 видобувних і 39 нагнітальних). У 2014 р пробурено 19 свердловин (14 видобувних і 5 нагнітальних). Виходить, що в минулому році з експлуатації виведено 14 свердловин, в тому числі 11 видобувних (13,6% від діючого фонду). Можна припустити, що продуктивні горизонти, що розробляються видобувними свердловинами обвідного. Капітальні вкладення в 2014 р (головним чином витрати на буріння нових свердловин) склали 2,3 млрд дол. Експлуатаційні витрати - 1,0 млрд дол.

Станом на початок 2015 року на мілководних Гюнешлі видобуто приблизно 167,8 млн. Т, на «АЧГ» - 357,2 млн. Т. Разом, на родовищі Азері-Чираг-Гюнешлі видобуто 525,0 млн. Т. Швидше за все , реальні запаси нафти родовища знаходяться десь між 511 і 923 млн. т. тобто, «нафта закінчується». Це і є головною причиною падіння дебітів видобувних свердловин, а також виведення великого їх числа з експлуатації.

Виконаємо нескладні розрахунки. Припустимо, що падіння видобутку нафти з п'яти платформ блоку «АЧГ» буде і далі складати 9,9% в рік. Видобуток з платформи Західний Чираг досягне планової в 2017 р Потім почне знижуватися на 5% в рік. В цьому випадку, видобуток нафти на «АЧГ» в 2020 р складе 23,3 млн т, в 2030 г. - 10,6 млн т., В 2035 г. - 7,2 млн т. Але в період 2015-2017 рр. видобуток нафти буде приблизно на рівні 2014 р

За проектом «АЧГ» в період 2007-2013 рр. видобуто 75-80% всієї нафти Азербайджану. А 65% від загального обсягу видобутку нафти ДНКАР доводиться на мілководних Гюнешлі. Всього мегапроект Азері-Чираг-Гюнешлі дає 91-93% нафти республіки.

Нафтове родовище Гум-Деніз введено в розробку в 1955 р Станом на кінець 2009 р видобуто 28,9 млн. Т нафти і 27,0 млрд куб. м газу. З газового родовища Бахар з 1969 р видобуто 16,8 млн т нафти і 128,7 млрд куб. м газу. З метою реабілітації родовищ в 2009 р укладено УРП (Bahar Energy Ltd. - 80%, ДНКАР - 20%). про плани почати до кінця року виконання сейсморозвідки 3D і буріння експлуатаційних свердловин на родовищі Гум-Деніз. Раніше на родовищі Бахар розпочато ремонт свердловин, закритих у зв'язку зі складнощами їх експлуатації. Для реабілітації родовищ Bahar Energy Ltd. доставила в регіон дві бурові установки. Має плани покупки третьою.

Видобування газу

Газ в Азербайджані видобувається на газоконденсатних і нафтових родовищах. Частина газу, видобутого на нафтових родовищах (газ, розчинений у нафті), закачується в продуктивні пласти підтримки пластового тиску. Газ використовується в компресорах на газопроводі Баку-Тбілісі-Ерзерум. Обсяг споживання газу в республіці - приблизно 10 млрд куб. м. При цьому втрати газу в газорозподільних мережах. У цих умовах динаміку видобутку товарного газу в Азербайджані достовірно характеризує обсяги його експорту, підтверджені митними документами. Експорт газу зростає: 2011 г. - 7 092,. Газ експортується в Іран, Грузію, Туреччину і Росію.

ДНКАР видобуває газ на своїх газоконденсатних і нафтових родовищах: 2011 г. - 7,084, 2012 року - 6,924, 2013 г. - 7,140, ​​2014 г. -. Перелом негативної тенденція зниження обсягів видобутку досягнуто введенням в експлуатацію нового газоконденсатного родовища Умід.

Газоконденсатне родовище Булла-Деніз відкрито в 1975 р Здобуто 62 млрд куб. м газу і 11 млн т конденсату. ДНКАР веде будівництво нової добувної платформи (глибина моря 26 м). Продуктивні горизонти знаходяться на глибині близько 6000 м. З платформи з 4 експлуатаційних свердловин планується видобувати по і 220 тис. Т конденсату на рік.

Товарний газ з родовищ Азері-Чираг-Гюшешлі АМОК безоплатно передає ДНКАР: 2009 г. - близько 4,0, 2010 р - 3,4; 2011 року - 3,3, 2012 року - 3,4, 2013 г. - 2,19, 2014 г. -. У 2009-2013 р проглядається тенденція зниження його обсягів. Це зрозуміло. Знижується обсяг видобутку нафти. Крім того, знижується пластовий тиск в розроблюваних пластах. Це призводить до зменшення вмісту газу в видобутої нафти (частина газу з нафти переходить у вільну фазу і мігрує по здіймання пластів). З іншого боку, для часткової компенсації зниження пластового тиску в розроблювані пласти потрібно закачувати більше газу. В кінцевому рахунку, все це призводить до зниження обсягів товарного газу. Зростання обсягів товарного газу в 2014 р обумовлений введенням нових видобувних свердловин на платформі Західний Чираг. Тут пластовий тиск в продуктивних пластах близько до початкового і поки не має потребу в підтримці шляхом інжекції в них води або газу. Але в майбутньому на родовищі Азері-Чираг-Гюнешлі відновиться тенденція зниження виробництва товарного газу.

Газоконденсатне родовище Шах-Деніз відкрито в 1999 р на однойменній структурі, виявленої в радянський період. Глибина моря в його межах від 50 до 650 м. Запаси оцінені в 1,2 трлн куб. м газу і 240 млн т конденсату. Глибина залягання продуктивних горизонтів - 4500-6500 м.Ето найяскравіше відкриття в азербайджанському секторі Каспію. УРП на розробку родовища Шах-Деніз укладено в 1996 р (BP- 28,8%, ДНКАР - 16,7%, Statoil- 15,5%, NICO - 10,0%, Total - 10,0%), Лукойл - 10,0%, TPAO- 9,0%). За проектом «Стадія-1» побудована морська платформа (глибина моря 105 м), розрахована на буріння 15 похило-спрямованої свердловини. З неї планується добути 178 млрд куб. м газу і 34 млн т конденсату. Видобуток розпочато в 2006 р Газ і конденсат надходять на Сангачальський термінал. Станом на початок 2015 р видобуто 58,3 млрд куб. м газу.

Стан проекту «Стадія-1» можна оцінити по динаміці видобутку газу: 2010 рік - 6,9, 2011 - 6,67 квiтня, 2012 - 7,73, 2013 - 9,8, 2014 г. -. «Провальним» було перше півріччя 2011 р Падіння сумарного дебіту експлуатаційних свердловин в перерахунку на рік склало 40% і стало цілковитою несподіванкою для консорціуму. Ситуація дещо виправилася з введенням в експлуатацію в першій половині 2011 р нової свердловини SDA-06. У вересні 2012 р розпочато буріння чергової свердловини SDA-03y. Вона здана в експлуатацію в кінці 2013 р початку 2014 р ведена в експлуатацію свердловина SDA02 (з квітня 2012 року в ній велися технічні роботи). Планувалося, що введення в експлуатацію цих двох свердловин дозволить довести видобуток газу в 2014 р до 10,4 млрд куб. м. Однак реально видобуто на 4,8% менше. Показово зміст конденсату в газі. До 2014 р воно становило 253-265 г на 1 куб. м. А в 2014 р знизилося до 232 м Це свідчить про падіння тиску в продуктивних пластах. У них почав випадати (з газу) конденсат. Зрозуміло, що без буріння нових свердловин неминуче повториться «провал», що трапився в першому півріччі 2011 р Але не ясно чи є об'єкти розробки з початковим тиском в продуктивних пластах, до яких можуть «дотягнутися» свердловини з морської платформи. Особливо відзначимо, що економічна ефективність «Стадії-1» базується на фантастичних притоках газу. В початку 2013 р експлуатувалося 4 свердловини, в його кінці - 5. Тобто на одну свердловину в середньому припадає понад 2 млрд куб. м газу в рік.

За проектом «Стадія-2» передбачається будівництво 2 морських платформ і буріння з них 26 свердловин, розширення Сангачальського терміналу, а також будівництво нових переробних і компресорних установок. У 2014 р. Початок видобутку газу - кінець 2018 г. Наприкінці 2019 року планується видобуток і експорт газу в повному обсязі - 16 млрд куб. м. Весь газ піде на експорт. В тому числі, 6 млрд куб. м - в західні регіони Туреччини, 1 млрд куб. м - в Грецію, 1 млрд куб. м - в Болгарію і 8 млрд куб. м - в Італію.

В азербайджанських ЗМІ тиражується наступна інформація: «В цілому ж після початку видобутку в рамках« Шах Деніз-2 »загальний видобуток газу з родовища складе, з них 9 млрд кубометрів будуть добуватися в рамках першої стадії проекту, 16 млрд кубометрів - в рамках другої. " Це не так. «Стадія-2» - це «заміна» «Стадії-1». У перехідний період (падіння видобутку на «Стадії-1» і вихід «Стадії-2» на проектні показники) видобуток газу буде, швидше за все, на «полиці» 16 млрд куб. м. Видається, що цифра планової видобутку газу з платформи «Стадії-1» - 178 млрд куб. м, є оптимістичною. Проте, візьмемо її за основу. На етап зменшення видобутку доведеться приблизно 30% майбутньої продукції. Разом на «полиці» починаючи з 2015 р видобуто 66,3 млрд куб. м. При середній видобутку рівній 9,0 млрд куб. м «полку» вдасться тримати до кінця 2021 р Реально ж буде великою удачею, якщо утримати «полку» вдасться до початку видобутку на платформах «Стадії-2»

Результати пошукових робіт і нові проекти

В азербайджанському секторі Каспію виконано великий обсяг пошукових робіт на нафту і газ. Однозначно негативні результати отримані на частини ліцензійних блоків: Лянкяран / Талиш-Деніз (оператор Elf), Кюрдаши (Agip), Мурадханли (Ramko), Атешгях (Japex), Огуз (Exxon), Ялама / Д-222 (Лукойл), Нахичівань ( ExxonMobil). На інших блоках відкрито шість родовищ вуглеводнів. Одне з них - Шах-Деніз, розглянуто вище.

Нафтогазоперспективних структури на площі Умід виявлені в 1972 р У період 1977-1992 рр. тут пробурено дев'ять свердловин, жодна з яких. У 2010 р ДНКАР відкрила газоконденсатне родовище Умід і почала в 2012 році його розробку. Прогнозні запаси складають 200 млрд куб. м газу і 40 млн т конденсату. Видобуток ведеться з платформи Умід-1 (глибина моря 58 м) з (станом на вересень 2014 г.), глибина яких становить приблизно 6500 м. При цьому з платформи пробурено і випробувано три видобувні свердловини. Що стало з одного з них - з'ясувати не вдалося. Станом на 01.09.2014 р видобуто. Планувалося довести число свердловин на платформі до шести і добувати близько. Але виникли «технічні проблеми» в результаті яких відбулося різке зниження дебітів свердловин: 2012 року - 1500, 2013 г. - 638, 2014 г. - 630 тис. Куб. м на добу. Швидше за все, проблеми не технічні, а геологічні або (і) геолого-промислові. Можливо, сталося різке зниження тиску газу в продуктивних пластах в результаті його відбору. Це може бути пов'язано з невеликими його запасами або поганою проникністю колекторів. Подальше буріння свердловин з платформи Умід-1 припинено. У вересні 2014 р ДНКАР на спільну розробку родовища Умід. У ліцензійний блок включена і перспективна структура Бабек з прогнозними запасами 400 млрд куб. м. газу і 80 млн т конденсату.

Структура Карабах виявлена ​​в 1965 р Прогнозні запаси нафти оцінені в 80 млн. Т. Глибина моря - 250-450 м. УРП (Pennzoil - 30%, Лукойл - 12,5%, LUKAgip - 45%, Agip - 5%, ДНКАР - 7,5%) підписано в 1995 р За результатами пошукового буріння відкрито родовище вуглеводнів. За оцінкою учасників УРП його прогнозні запаси не перевищують, що не представляло для них комерційного інтересу. У 1999 р УРП припинило свою діяльність. За оцінкою ДНКАР прогнозні запаси родовища Карабах складають.

Структура Абшерон виявлена ​​в 60-х роках минулого століття. Глибина моря -250-650 м.СРП (Chevron-30%, ДНКАР -50% і Total - 20%) підписано в 1997 р пробурена в 2002 р свердловина (її буріння обійшлося в.). У 2005 р УРП припинило свою діяльність. У 2009 р підписано нову УРП (Total - 40%, ДНКАР - 40% і GDF Suez - 20%). У 2011 р свердловина Х-2 на глибині 6550 м виявила газоносну. Прогнозні запаси родовища Абшірон оцінені ДНКАР в. За оцінкою Total в північній частині структури є. Програму подальших розвідувальних робіт на родовищі і його розробки планується скласти до середини поточного року. Остаточні інвестиційні рішення по проекту. При позитивному рішенні почати буріння першої розвідувальної свердловини планується в кінці 2019 г. Цей календарний план трактується однозначно: роботи на родовищі Абшірон заморожені мінімумів до кінця 2019 р Можливі причини: невисока достовірність прогнозованих запасів газу і конденсату, низька інвестиційна привабливість проекту або (і) незрозумілі перспективи реалізації видобутого газу.

Структура Зафар-Машал виявлена ​​в 1961 р Глибина моря - 450-950 м. Прогнозувати її нафтоносність (140 млн т). УРП (ExxonMobil - 30%, ДНКАР - 50% ConocoPhilips - 20%) підписано в 1999 р У 2004 р завершено буріння свердловини глибиною 7400 м. Вартість її будівництва склала. Відкрито родовище газу з прогнозними запасами. Проект його розробки оцінений як нерентабельний. ExxonMobil вийшла з проекту,. Однак, за оцінкою ДНКАР прогнозні запаси структури складають. У 2013 р ДНКАР і Statoil підписали меморандум, що передбачає переговори щодо укладення контракту щодо подальшого вивчення перспектив нафтогазоносності структури Зафар-Машал.

УРП (Аmосо - 30%, Unocal »- 25,4%, Itосhu - 20%, Delta - 4,5%) на структури Ашрафі і Дан-Улдузузаключено в 1997 р За результатами пошукового буріння відкрито родовище Ашрафі (1999) з запасами. Вони не зацікавили учасників УРП і воно припинило свою діяльність. Глибина Каспію в районі родовища - 160-180 м.

Прогнозні запаси структур Шафаг и Асіман оцінені в. Вивчення перспектив їх нафтогазоносності ведеться в рамках УРП (ВР - 50%, ДНКАР - 50%), укладеного в 2010 р На блоці виконана сейсморозвідка 3D. Буріння першої пошукової свердловини почнеться не раніше 2017 р

У 1998 р підписано УРП на структури Араз, Алов і Шарг (ВР - 15%, Statoil - 15%, ExxonMobil - 15%, TPAO - 10%, Alberta Energy - 5%, ДНКАР - 50%). У 1999 р - УРП (Mobil- 30%, ДНКАР - 50%, зарезервовано - 20%) на структури Салаван, Далга, Лерик-Деніз і Джануб. Ці два проекти заморожені до вирішення питання про розмежування акваторії Каспію між Азербайджаном і Іраном.

У самому кінці 2014 року (ВР та ДНКАР) на мілководний (до 40 м) ділянка Каспію поблизу півдня Апшеронского півострова. Потенційно продуктивні горизонти тут залягають на глибинах 3000-4000 м.

Підписані угоди про основні принципи контрактів або меморандуми про взаєморозуміння з низкою іноземних компаній на проекти в акваторії Каспію «Кюрдаші», «Атешгях», «Янань-Тава», «Мугань-Деніз», блок «А», «Інам», «Мілководне Гюнешлі »,« Валабіха »,« Нахичівань »,« Зафар-Машал ». Але частина цих блоків раніше опоіскована з негативними результатами, а Медководное Гюнешлі - розробляється нафтове родовище.

Родовище Азері - Чираг - Гюнешлі містить і 632 млрд куб. м вільного газу. Його видобуток може початися тільки після завершення розробки нафтоносних пластів. Під нафтовими пластами родовища прогнозуються газові поклади, прогнозні запаси яких складають. Вони не охоплюються чинним СРП. АМОК і ДНКАР ведуть неспішні переговори щодо майбутньої угоди по опоіскованію глибоко залягають горизонтів блоку «АЧГ» і спільну розробку відкритих покладів.

Висновки

Результати робіт на нафту і газ в азербайджанському секторі Каспію після 1991 р базуються на досягненнях радянських геологів і геофізиків. Швидко введено в експлуатацію і доведено до стадії падаючого видобутку родовище нафти Азері - Чираг - Гюнешлі. Основні його запаси вже вироблені. Відкрито газоконденсатне родовище Шах-Деніз. Видобуток газу на ньому зростає. Його запаси і плани розробки забезпечують в доступному для огляду майбутньому видобуток на рівні 16 млрд куб. м. Цей газ законтрактований до 2044 Видобуток товарного газу ДНКАР (з родовищ, що розробляються, крім Умида) і АМОК буде знижуватися. Через кілька років його буде недостатньо для задоволення внутрішніх потреб Азербайджану. Видобуток газу з родовища Умід в кращому випадку може бути доведена до 0,5 млрд куб. м. Для цього ДНКАР потрібно знайти компанію, зацікавлену в участі в цьому проекті. У продуктивних пластах родовища Азері-Чираг-Гюнешлі є запаси вільного газу в обсязі 632 млрд куб. м. Але його видобуток може бути почата тільки після вироблення нафтоносних пластів. Збільшити видобуток газу в Азербайджані (понад планів видобутку на Шах-Денізе) і, головне, уповільнити спад видобутку нафти можна тільки за рахунок введення в експлуатацію нових родовищ.

Станом на 01.01.2015 р азербайджанський сектор Каспію є високо опоіскованним на нафту і газ. Тут відкрито шість родовищ. Все, крім Шах-Деніза, що не оцінені (по факту) як рентабельні для розробки.

Розмежування акваторії між Азербайджаном і Іраном - справа не швидка. Крім того, незрозуміло, кому дістануться перспективні структури, які фігурують в УРП 1998 і 1999 рр. Мілководна ділянка поблизу півдня Апшеронского півострова є високо опоіскованним. Відкриття тут родовищ з великими запасами нафти або газу малоймовірно. Реально є три неопоіскованние структури - Бабек, Шафаг і Асіман, з прогнозними запасами 900 млрд куб. м газу і 140 млн т конденсату. Але точно такі ж структури раніше опоісковани бурінням. Отримано або негативні результати, або відкриті родовища, нерентабельні для розробки. Є прогноз 300 млрд куб. м газу в глибоко залягають горизонтах блоку «АЧГ». Але до прийняття рішення про їх опоіскованіі ще далеко. Таким чином, відкриття в найближчому майбутньому в азербайджанському секторі Каспію нових великих родовищ вуглеводнів, рентабельних для розробки малоймовірно.

Навіщо Азербайджан привернув і продовжує залучати іноземні компанії до робіт на нафту і газ в своєму секторі Каспію? Адже до моменту здобуття незалежності він мав відповідні технології. Брак фінансових коштів? Так. Але тут є один нюанс. Азербайджану дійсно не вистачало і не вистачає коштів на виконання нав'язаної йому місії «важливого світового постачальника енергоресурсів». Ця місія якраз і здійснюється іноземними компаніями. Її виконання в частині нафти завершиться через 15-20 років. У частині газу обійдеться в майбутньому 16 млрд куб. м в рік.

Мал. 1 - Родовища нафти, газу і конденсату Азербайджану

Родовища (Н - нафта, Г - газ, К - конденсат):

1 - Ашрафі (Г + К); 2 - Карабах (Г + К); 3 - Азері-Чираг-Гюшешлі (Н);

4 - Абшерон (Г + К); 5 - Шах-Деніз (Г + К); 6 - Умід (Г + К);

7 - Зафар-Машал (Г + К); 8 - Гум-Деніз (Н); 9 - Бахар (Г + К).

Нафтопроводи: 1 - Баку-Новоросійськ; 2 - Баку-Супса;

3 - Баку-Тбілісі-Джейхан.

Газопровід: 4 - Баку-Тбілісі-Ерзурум.

спеціально для kavkazoved.info

Азербайджан енергетика