ТАШКЕНТ /Trend/ - Обзор нефтегазового сектора Узбекистана вследствие практически полной закрытости информации в последние годы представляет собой довольно сложную задачу. В нынешнем обзоре используются данные, обнародованные ранее, а также ряд сведений иностранных компаний, участвующих в реализации проектов в республике.
Общие данные
По данным Национальной холдинговой компании (НХК) "Узбекнефтегаз", монопольного оператора нефтегазовой отрасли Узбекистана, разведанные и подтвержденные ресурсы углеводородов Узбекистана на декабрь 2016 года составляют около восьми миллиардов тонн условного топлива, перспективные - около двух миллиардов тонн, предварительные запасы нефти, газа и конденсата - 0,5 миллиарда тонн условного топлива.
В настоящее время извлекаемые запасы углеводородов в Узбекистане составляют более 2,5 миллиарда тонн условного топлива, из которых порядка 65 процентов приходится на запасы газа.
Данные по добыче углеводородов, а также по их экспорту и импорту в 2014 году отсутствуют.
В настоящее время на территории Узбекистана известны пять нефтегазовых регионов: Устюртский, Бухаро-Хивинский, Сурхандарьинский, Гиссарский и Ферганский. Общая площадь пяти нефтегазоносных регионов республики составляет 208,9 тысячи квадратных километров.
Мощности НХК "Узбекнефтегаз" позволяют в настоящее время обеспечивать добычу природного газа в объеме порядка 70 миллиардов кубических метров и жидких углеводородов - в объеме восьми миллионов тонн в год.
Согласно программе развития отрасли, разработанной НХК «Узбекнефтегаз», до 2030 года в Узбекистане предусмотрено увеличить ежегодную добычу газа на 17 миллиардов кубометров, нефти – на 72 тысячи тонн, газового конденсата – на 152 тысячи тонн.
До настоящего времени открыто 255 месторождений углеводородов, в том числе 14 газовых, 114 газоконденсатных, 76 – нефтегазовых и нефтегазоконденсатных, 51 - нефтяное. Из них в разработке находятся 105, подготовлено к разработке и законсервировано – 83, а на 67 месторождениях проводятся геологоразведочные работы.
Объемы сейсморазведки 3D в течение ближайших 10 лет планируется повысить с 1,64 тысячи квадратных километров в 2010 году до четырех тысяч квадратных километров в 2020 году с одновременным сокращением профильных съемок 2D (с 16,85 тысячи погонных километров до 15,1 тысячи погонных километров).
Нефть
Нефтяные запасы Узбекистана оцениваются в 600 миллионов баррелей (82 миллиона тонн). На территории страны открыто 191 нефтегазовое месторождение.
Нефть, в силу ограниченности добываемых объемов, используется в Узбекистане для обеспечения национальных нефтеперерабатывающих заводов, экспортный потенциал отсутствует.
В настоящее время на балансе НХК “Узбекнефтегаз” находится 121 нефтяное месторождение, в том числе 73 – в разработке, 12 – подготовлены для промышленного освоения, на 28-ми производится разведка, восемь находятся в консервации.
По данным холдинга, средний уровень нефтеотдачи на указанных месторождениях составляет 23 процента. При этом порядка 40 процентов ресурсов требует дополнительного бурения большого количества глубоких скважин, в том числе с горизонтальными и разветвленными стволами, а также применения передовых технологий.
В настоящее время НХК "Узбекнефтегаз" проводит геологоразведочные работы по поиску залежей тяжелой нефти и битумов в Корсаглы-Дасманагинской зоне Сурхандарьинского региона (юг Узбекистана), на площади “Бешарча” в Ферганском регионе (восток страны), радиальное бурение на 25 нефтяных и нефтегазовых месторождениях Кашкадарьинской области на юге Узбекистана - на месторождениях "Западный и Восточный Ташлы", "Северный Шуртан", "Гармистан", "Янги Каратепа" и "Кумчук".
В мае 2014 года южнокорейская "Korea Resources Corp" (KORES) и Госкомгео Узбекистана подписали меморандум о взаимопонимании по разработке рентабельной технологии извлечения металлов из золы горючих сланцев на базе месторождения «Сангрунтау» в Навоийской области.
Прогнозные запасы горючих сланцев в Узбекистане составляют около 47 миллиардов тонн. При этом выход дизельной фракции из смолы сланцев месторождения "Сангрунтау" с запасами в 357 миллионов тонн (C1+C2) достигает порядка 30 процентов, что является наиболее высоким показателем среди основных месторождений данного типа в республике.
В октябре 2012 года российское ОАО "Санкт-Петербургский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт "Атомэнергопроект" завершило разработку для "Узбекнефтегаза" предварительного технико-экономического обоснования (ТЭО) проекта сланцеперерабатывающего завода на месторождении "Сангрунтау".
В конце 2014 года холдинг планировал приступить к строительству завода по переработке горючих сланцев месторождения «Сангрунтау» стоимостью около одного миллиарда долларов. На первом этапе (2014-2015 годы) планировалось построить пусковой комплекс по переработке двух миллионов тонн сланцевой руды в год с доведением в дальнейшем (2015-2018 годы) мощностей завода до восьми миллионов тонн сланцевой руды, а производства - до одного миллиона тонн нефтепродуктов ежегодно.
В настоящее время данные о начале строительства завода отсутствуют.
Газовые проекты Узбекистана
Основные газовые проекты Узбекистана реализуются при участии российских компаний «ЛУКОЙЛ» и Газпром.
В настоящее время «ЛУКОЙЛ» работает в Узбекистане над реализацией трех проектов СРП – Кандым-Хаузак-Шады-Кунград, разработка месторождений Юго-Западного Гиссара, а также проводит геологоразведку узбекской части Аральского моря.
К настоящему времени накопленная добыча газа, добытого «ЛУКОЙЛ» в Узбекистане, составила более 30 миллиардов кубометров. До 2020 года компания планирует добывать в Узбекистане порядка 17-18 миллиардов кубометров газа ежегодно.
Всего компания планирует инвестировать в проекты в Узбекистане более восьми миллиардов долларов.
Оператором по проектам в Узбекистане является ООО «ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг Компани» (дочернее предприятие «ЛУКОЙЛ Оверсиз Холдинг Лтд.»).
СРП «Кандым-Хаузак-Шады»
Как сообщалось ранее, Кандымский проект "ЛУКОЙЛ" реализует с 2004 года совместно с "Узбекнефтегазом" в рамках СРП «Кандым-Хаузак-Шады-Кунград». В Кандымскую группу входят шесть газоконденсатных месторождений - Кандым, Кувачи-Алат, Аккум, Парсанкуль, Ходжи и Западные Ходжи.
СРП по аральскому блоку «Кандым-Хаузак-Шады» расчетной стоимостью проекта 3,145 миллиарда долларов подписано в 2006 году и включает в себя две части: геологоразведку (лицензия на геологоразведку выдана оператору - СП «Aral Sea Operating Company» - на пять лет) и последующую разработку открытых запасов углеводородов со сроком действия 35 лет. Проект стартовал 31 января 2007 года.
В 2009 году компания открыла на Кунградском блоке месторождение "Шеге", запасы которого не называются.
В марте 2012 года «ЛУКОЙЛ Оверсиз» и консорциум банков - Aзиатский банк развития (АБР), Исламский банк развития (ИБР), "Credit Agricole CIB", "BNP Paribas (Suisse) SA" и Корейский банк развития (КБР) – подписали соглашение о привлечении кредита на сумму до 500 миллионов долларов для реализации проекта "Кандым-Хаузак-Шады-Кунград".
Кредит предоставлен на финансирование инвестиционной программы по разработке Кандымской группы месторождений и для увеличения добычи на территории "Хаузак-Шады".
В октябре 2013 года ООО «ЛУКОЙЛ Узбекистан» приступило к реализации проекта "Ранний газ Кандымской группы месторождений и обустройство северной части участка "Шады".
В начале декабря 2014 года компания "ЛУКОЙЛ Узбекистан", оператор проектов «ЛУКОЙЛ» в Узбекистане, ввела в эксплуатацию ДКС на газовом промысле "Хаузак-Шады" стоимостью 120 миллионов долларов для обеспечения дополнительной добычи в размере свыше 1,5 миллиона кубометров газа в сутки, что даст прирост добычи на промысле на 20 процентов, или на четыре миллиарда кубических метров газа ежегодно.
В 2015 году российская компания ввела в эксплуатацию месторождение "Кувачи-Алат" проектной мощностью 1,5 миллиарда кубометров природного газа.
Всего в рамках проекта «Кандым-Хаузак-Шады-Кунград» планируется добывать 11 миллиардов кубических метров газа в год.
В апреле 2016 года НК «ЛУКОЙЛ» приступила к строительству Кандымского газоперерабатывающего комплекса (ГПЗ) с годовым объемом производства 7,819 миллиарда кубометров товарного газа, 134,36 тысячи тонн стабильного конденсата и 212,9 тысячи тонн элементарной серы. ГПЗ строится в рамках Кандымского проекта проектной мощностью 8,1 миллиарда кубических метров газа в год.
Подрядчиком строительства определена корейская "Hyundai Engineering Co. Ltd.", выигравшая тендер стоимостью 2,662 миллиарда долларов на строительство ГПЗ и обустройство Кандымской группы месторождений.
Ввод в строй первой очереди ГПЗ на Кандымской группе месторождений намечен на июль 2018 года.
СРП по проекту «Юго-Западный Гиссар»
СРП по проекту подписано в январе 2007 года сроком на 36 лет и вступило в силу в апреле 2007 года. Доказанные запасы блока составляют 1,4 триллиона кубических футов газа и около 23 миллионов баррелей нефти и конденсата.
В марте 2008 года компания «ЛУКОЙЛ Оверсиз» (100-процентное дочернее предприятие российской НК «ЛУКОЙЛ») завершила сделку по приобретению группы "SNG Holding Ltd.", включая компанию «Союзнефтегаз Восток Лимитед», являющуюся участником СРП по разработке месторождений Юго-Западного Гиссара и Устюртского региона в Узбекистане. Сумма сделки составила 580 миллионов долларов. Второй стороной в СРП в качестве уполномоченного органа государства является НХК «Узбекнефтегаз».
На контрактной территории Юго-Западного Гиссара (Кашкадарьинская область, юг Узбекистана) расположено семь месторождений - газоконденсатные Джаркудук-Янги, Гумбулак, Аманата, Пачкамар и Адамташ, нефтегазоконденсатное Южный Кызылбайрак и нефтяное Кошкудук.
В 2010 году на блоке была завершена сейсморазведка 2D и 3D, обеспечившая прирост запасов, выявившая несколько перспективных структур и открывшая два новых месторождения - "Юго-Восточный Кызылбайрак" и "Шамолтегмас".
В декабре 2011 года компания ввела в эксплуатацию первый газовый промысел – Джаркудук – Янги Кызылча в рамках стадии «Ранний газ». В 2012 году «ЛУКОЙЛ» достиг проектного уровня добычи на Гиссарском блоке – более 1,1 миллиарда кубометров природного газа в год. Товарный газ полностью экспортируется.
По данным компании, доказанные запасы углеводородов составляют 241 миллион баррелей нефтяного эквивалента (22 миллиона баррелей газового конденсата и 1317 миллиарда кубических футов газа), добыча – девять миллионов баррелей нефтяного эквивалента (106 тысяч тонн газового конденсата и 1,3 миллиарда кубометров газа).
В настоящее время "ЛУКОЙЛ" осуществляет проект обустройства месторождений Юго-Западного Гиссара со строительством установки комплексной подготовки газа мощностью до 4,8 миллиарда кубических метров газа в год, установки предварительной подготовки газа на 1,8 миллиарда кубических метров, опорной промысловой базы, инженерных коммуникаций, трансформаторной подстанции и других объектов.
В конце прошлого года «ЛУКОЙЛ» привлек необеспеченный кредит в размере 500 миллионов долларов у консорциума западных банков для финансирования данного проекта.
В состав консорциума вошли Intesa Sanpaolo Bank Luxembourg S.A. (Люксембург), Natixis (Франция), Mizuho Bank Ltd. (Япония), UniCredit S.p.A. (Италия), VTB Bank (Deutschland) AG (Германия), ING Bank N.V. (Нидерланды), AO Raiffeisenbank (Россия) и Raiffeisen Bank International AG (Австрия).
В 2017 году компания намерена ввести в эксплуатацию установку комплексной подготовки газа Джаркудук. Мощность установки составляет 4,4 миллиарда кубометров газа в год. В будущем году «ЛУКОЙЛ» планирует выйти на Гиссаре на проектную добычу в 4,8 миллиарда кубометров газа.
СРП по Аральскому блоку
Международный консорциум в составе НХК "Узбекнефтегаз", "ЛУКОЙЛ", малайзийской Petronas, корейской KNOC и китайской CNPC по реализации проекта "Арал" с равными 20–процентными долями был создан в 2005 году сроком на 40 лет.
СРП вступило в силу в январе 2007 года. Инвестиции на начальной стадии разведочного периода (сейсмика и бурение двух разведочных скважин) составили около 100 миллионов долларов.
В мае 2011 года из консорциума вышла Petronas, в сентябре 2013 года — KNOC. В настоящий момент доля «Узбекнефтегаза» в консорциуме составляет 33,4 процента, CNPC и «ЛУКОЙЛ Оверсиз» - по 33,3 процента.
По условиям соглашения, участникам консорциума на первоначальном этапе будет принадлежать по 10 процентов добываемой продукции, минимальная доля Узбекистана – 50 процентов.
В 2011 году консорциум полностью выполнил программу геологоразведочных работ в объеме 2,941 тысячи погонных километров сейсморазведки методом 2Д с бурением двух поисково-разведочных скважин на общую сумму 110,2 миллиона долларов.
По их результатам было открыто новое месторождение углеводородов "Западный Арал" с предварительной оценкой запасов природного газа в объеме 11 миллиардов кубометров, выявлено шесть перспективных структур, четыре из которых паспортизированы и подготовлены для глубокого бурения. Тогда же консорциум принял решение к 2014 году дополнительно инвестировать 25 миллионов долларов в разведку контрактного участка.
В августе 2013 года оператор завершил дополнительную разведку в западной части блока с бурением трех скважин и сейсмикой 3Д. Объем инвестиций составил 32 миллиона долларов. На данный момент на контрактной площади выполнено почти три тысячи погонных километров 2D и 780 квадратных километров 3D сейсмических исследований, пробурено пять поисково-разведочных скважин.
По данным «Узбекнефтегаза», в пределах акватории узбекской части Аральского моря возможно наличие более 30 аномалий, отождествляемых с нефтегазовыми объектами.
В конце 2015 года консорциум приступил к бурению поисковой скважины Meros-1Ex на структуре Мерос на Аральском море, выявленной по результатам сейсморазведочных работ 3D. Проектная глубина скважины Meros-1Ex составляет 3280 метров, целевой горизонт - юрские отложения. Бурение скважины осуществляет китайская подрядная организация XIBU Drilling Engineering Company (КНР).
Проекты ОАО «Газпром»
«Газпром» приступил к добыче природного газа на месторождении Шахпахты (Устюрт, Каракалпакстан, северо-запад Узбекистана) на условиях СРП в августе 2004 года. Российская компания инвестировала в проект 25 миллионов долларов, а общий объем накопленной добычи к настоящему времени составил свыше двух миллиардов кубометров.
Месторождение «Шахпахты» было открыто в 1962 году. Всего за весь период эксплуатации месторождения здесь извлечено 39,1 миллиарда кубометров газа, что составляет 84,1 процента от начальных утвержденных запасов. В настоящее время извлекаемые запасы "Шахпахты" оцениваются в 7,4 миллиарда кубометров.
Добычу природного газа на месторождении "Шахпахты" осуществляет оператор проектов «Газпром» за рубежом - "Gazprom EP International".
В 2006 году была принята пятилетняя программа геологоразведочных работ в Устюртском регионе Узбекистана общей стоимостью 400 миллионов долларов.
В течение 2006-2008 годов были выполнены геолого-геофизические исследования и бурение поисковых и разведочных скважин. В 2009-2011 годах на Шахпахтинском инвестиционном блоке было открыто газоконденсатное месторождение "Джел". Месторождение "Джел" близко расположено к промыслу "Шахпахты", эксплуатируемому "Газпромом" и подключенному к магистральным газопроводам, что делает разработку месторождения "Джел" экономически выгодной.
По предварительным расчетам, запасы газа на месторождении могут составить около 10 миллиардов кубометров.
В феврале 2012 года «Газпром» заявил о завершении геологоразведочных работ в Устюртском регионе и намерении расширить сырьевую базу своих проектов в республике.
В 2014 году "Газпром" увеличил добычу газа в Узбекистане на 8,7 миллиона кубометров от проектного уровня – до 110,2 миллиона кубометров, более поздние данные отсутствуют.
В 2015 году НХК «Узбекнефтегаз» и "Газпром" планировали подписать второе СРП - по разработке газоконденсатного месторождения "Джел", однако на сегодняшний день соглашение не подписано.
В декабре 2016 года Enter Engineering Pte Ltd, контролируемая группой Газпромбанка, завершила в Узбекистане реализацию двух проектов в нефтегазовом комплексе общей стоимостью 423,97 миллиона долларов. В том числе по проекту, реализуемому СП ООО «Кокдумалак-газ» по утилизации низконапорных газов месторождений Южный Кемачи, Крук, Западный Крук, Северный Уртабулак и Умид стоимостью 231,2 миллиона долларов, осуществлено строительство ДКС «Южный Кемачи» проектной мощностью 2,6 миллиона кубометров в сутки, что позволит утилизировать 949 миллионов кубометров газа в год.
Проект «Обустройство 28 скважин группы месторождений и строительство ДКС Северный Нишан» стоимостью 192,77 миллиона долларов реализован для поддержания пластового давления на газоконденсатных месторождениях СП ООО «Гиссарнефтегаз» (один из соучредителей обоих СП - «Газпром») с добычей до двух миллиардов кубометров газа в год.
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
В настоящее время переработка нефти и газового конденсата осуществляется в Узбекистане на трех НПЗ - Ферганском, Алтыарыкском и Бухарском. Из-за дефицита сырья НПЗ работают не на полную мощность.
Ферганский и Алтыарыкский НПЗ топливно-масляного направления имеют мощность переработки соответственно 5,5 и 3,2 миллиона тонн нефти ежегодно.
На Бухарском НПЗ выпускаются высококачественные виды бензина, авиакеросина и дизельного топлива. Проектная мощность переработки - 2,5 миллиона тонн газового конденсата в год.
Владельцем Ферганского, Алтыарыкского и Бухарского НПЗ, является АК "Узнефтепродукт" (входит в структуру НХК «Узбекнефтегаз»). Компания владеет сетью нефтебаз, перевалочных терминалов и АЗС, а также занимается реализацией нефтепродуктов.
Осенью 2015 года было завершено строительство Устюртского газохимического комплекса (ГХК) стоимостью 4,16 миллиарда долларов.
В феврале 2008 года НХК "Узбекнефтегаз" и корейский консорциум Kor-Uz Gas Chemical Investment в составе Корейской газовой корпорации Kogas, компаний Honam Petrochemical и STX Energy создали на паритетных началах СП Uz-Kor Gas Chemical для реализации проекта по строительству Устюртского ГХК.
Строительство ГХК мощностью переработки 4,5 миллиарда кубометров природного газа в год, производственной мощностью до четырех миллиардов кубометров товарного газа, 387 тысяч тонн полиэтилена, 83 тысяч тонн полипропилена и 102 тысяч тонн пиролизного бензина в год началось в 2011 году.
Генподрядчиками проекта являлись корейские Samsung Engineering, GS Engineering и Hyundai Engineering.
Проект финансировался за счет кредитных ресурсов коммерческих банков Азии, Европы и Узбекистана в размере 2,54 миллиарда долларов, собственных средств учредителей СП – 1,41 миллиарда долларов и кредита Фонда реконструкции и развития Узбекистана на 100 миллионов долларов.
Сырьевой базой проекта являются месторождения Сургиль с запасами порядка 120 миллиардов кубометров, Восточный Бердах-Учсай и Северный Бердах.
В настоящее время Устюртский ГХК вышел на проектную мощность.
Шуртанский ГХК проектной мощностью 125 тысяч тонн полиэтилена в год введен в строй в 2001 году. Предприятие также ежегодно производит 137 тонн сжиженного газа, 130 тысяч тонн легкого конденсата, 4,2 миллиарда кубометров товарного газа и четыре тысячи тонн серы.
Мубарекский ГПЗ (входит в структуру НХК «Узбекнефтегаз») был введен в эксплуатацию в 1971 году. В настоящее время мощность завода по очистке и осушке природного газа составляет 33,5 миллиарда кубометров, производство стабильного газа-конденсата - 186 тысяч тонн, сжиженного газа - 258 тысяч тонн, технической газовой серы - 417 тысяч тонн в год.
В настоящее время НХК «Узбекнефтегаз» реализует проект стоимостью 264,4 миллиона долларов по модернизации Мубарекского ГПЗ (Кашкадарьинская область, юг Узбекистана).
В рамках проекта предусмотрено поэтапное строительство восьмой очереди сероочистки газа в составе трех универсальных блоков - 19-го, 20-го и 21-го - общей мощностью шесть миллиардов кубометров в год.
Реализация нового проекта позволит обеспечить надежную работу установленных мощностей по очистке природного газа от сероводорода и кислого газа в долгосрочной перспективе и компенсировать объем переработки природного газа на ГПЗ.
В 2012 году "Узбекнефтегаз" и сингапурская "Indorama" создали на паритетных началах СП "UzIndoramaGazChemical" по строительству ГХК на базе Мубарекского ГПЗ проектной мощностью около 500 тысяч тонн полиэтилена в год. Проект оценивается в 2,5 миллиарда долларов. В начале прошлого года строительство ГХК было отложено на неопределенный срок.
Завод по производству GTL. В ноябре 2009 года "Узбекнефтегаз", южноафриканская "Sasol Ltd". и малазийская "Petronas International Corporation Ltd." (Petronas) создали на паритетных началах СП "Uzbekistan GTL" для реализации проекта строительства завода синтетического жидкого топлива (gas-to-liquids, GTL) на базе очищенного метана Шуртанского ГХК. Ранее предполагалось, что строительство стоимостью 5,6 миллиарда долларов начнется осенью 2014 года и будет завершено в начале 2018 года.
Проектная мощность завода стоимостью 5,6 миллиарда долларов - 863,4 тысячи тонн дизельного топлива, 304 тысячи тонн керосина, 393,5 тысячи тонн нафты и 11,2 тысячи тонн сжиженного газа в год. Сырьем для производства топлива должен стать метан, поступающий с Шуртанского ГКХ в объеме 3,5 миллиарда кубометров.
Финансирование проекта общей стоимостью 5,6 миллиарда планировалось вести за счет собственных средств соучредителей СП и кредитов консорциума международных финансовых институтов на условиях проектного финансирования (до 70 процентов от стоимости проекта), но финансовый консорциум до настоящего времени не удалось сформировать.
Ожидалось, что строительство технологической части осуществит корейская "Hyundai Engineering & Construction", с которой в декабре 2015 года был подписан контракт стоимостью 2,33 миллиарда долларов.
В сентябре того же года Узбекистан приступил к формированию банковского консорциума для финансирования строительства завода GTL, однако на данный момент его формирование не завершено.
Еще в 2011 году по предложению "Petronas" ее доля в СП была уменьшена до 11 процентов, доли "Sasol" и "Узбекнефтегаз" в настоящее время составляют по 44,5 процента. Летом 2013 года "Sasol" приняла решение сократить свою долю в проекте до 25,5 процента к началу строительства завода, оставшаяся часть может быть распределена среди действующих акционеров либо передана новым участникам СП.
В начале 2016 года Sasol Ltd объявила о намерении пересмотреть свое стратегическое участие в проекте.
(Автор: Демир Азизов. Редактор: Ирина Парфёнова)
