В связи с продолжением неопределенности на нефтяном рынке из-за низкого спроса и цен многие компании уже пересмотрели свои планы в сторону еще большего снижения капитальных затрат, а те, кто до определенного времени надеялся на лучшее, в конце концов тоже решили их урезать. Так, в апреле 2020 года американская компания Kosmos Energy, являющаяся ключевым партнером BP по ряду газовых месторождений у берегов Мавритании и Сенегала, объявила о том, что отложит на год осуществление своих планов по добыче на СПГ-проекте Greater Tortue Ahmeyim[i] [1]. Это происходит по причине нестабильной ситуации на нефтегазовых рынках, вызванной пандемией COVID-19. Kosmos Energy еще ранее аннонсировала то, что она планирует сократить свои капитальные вложения на 30%.
Генеральный директор Kosmos Энди Инглис (Andy Inglis) подтвердил, что Kosmos Energy и BP «не будут рассматривать окончательное инвестиционное решение (FID) для фаз 2 и 3 до 2023 года, когда Фаза 1 проекта уже будет запущена в эксплуатацию»[ii] [2]. Напомним, что компания Kosmos Energy объявила 12 февраля с. г., что вместе с партнерами она подписала соглашение с компанией BP Gas Marketing Limited о продаже ей ежегодно в течение 20 лет по 2,45 млн тонн СПГ Фазы 1 проекта Greater Tortue Ahmeyim [3][iii] [4]. В нынешней ситуации этот план тоже будет пересмотрен.
К сожалению, вышеупомянутая информация полностью перечеркивает все амбициозные планы Мавритании на то, чтобы до конца 2020 года заложить основу для своего постепенного утверждения в роли одного из крупнейших африканских газовых хабов[iv] [5].
Для справки: Greater Tortue/Ahmeyim LNG
Проект СПГ «Большой порт / Ахмеим» (Greater Tortue/Ahmeyim LNG) представляет собой самый глубоководный на сегодняшний день морской проект в Африке. Месторождение Tortue находится в 120 км от берега на глубине 2850 м, а его газовые ресурсы составляют около 15 млрд куб м[v] [6]. В схему его разработки включены новейшие цифровые продукты и технологии мирового нефтегаза. Участниками проекта являются BP (оператор), американская компания Kosmos Energy, сенегальская Petrosen и мавританская Societe Mauritanienne des Hydrocarbures (SMHPM).
Проект предполагает добычу газа в водах глубине моря 2 км на морской границе Мавритании и Сенегала. Добывать газ будут из сверхглубоководной подводной системы и судна FPSO с установкой подготовки газа (УКПГ), затем газ будет передан на плавучую установку для сжиженного природного газа (FLNG) в прибрежном узле, расположенном на морской границе Мавритании и Сенегала, мощностью около 2,5 млн т/год СПГ в год.
Планируется, что первоначальная подводная инфраструктура TGA будет спроектирована из куста 4 скважин через промысловые газопроводы с FPSO.
Добывающая система будет привязана газопроводами протяженностью 70 км к FPSO с пришвартованным причалом на краю глубоководного шельфа на глубине моря 100.
После подготовки газ будет затем газопроводом протяженностью 35 км на СПГ — терминал для сжижения и загрузки на танкеры — газовозы. Разработка находятся в блоке C-8 на шельфе Мавритании и в блоке Saint-Louis Profond на шельфе Сенегала. На полке производство составит до до 10 млн т/год СПГ.
Как уже упоминалось выше, проект GTA планируется разрабатывать поэтапно. Окончательное инвестиционное решение (ОИР, FID) для Фазы 1 проекта было принято в конце 2019 года, и предполагало начало работ по ней в первом полугодии 2022 года. Сообщается, что произведенный СПГ будет отправляться на экспорт и использоваться в Мавритании и Сенегале.
Напомним, что в декабре 2018 года французская компания Total подписала соглашение с правительством Мавритании на разведку и добычу на двух новых нефтяных блоках. Речь идет о добыче на блоках C15 и C31 в глубоководном шельфе Мавритании, общая площадь которых составляет 14,175 тыс. кв. км. [vi] [7] Таким образом, Total является оператором этих блоков с долей участия в 90%, остальными 10% владеет Sociеtе Mauritanienne des Hydrocarbures et de Patrimoine Minier (SMHPM) — национальная нефтегазовая компания Мавритании. Это в дополнение к тому, что Total уже владеет долями участия в нефтяных блоках C7, C9 и C18 в Мавритании.
В свою очередь, Kosmos Energy объявила 28 октября 2019 года, что в результате бурения разведочной скважины Orca-1 открыто крупное месторождение газа на шельфе Мавритании в районе BirAllah[vii] [8]. Тем самым, как отметила компания, была продолжена тенденция 100%-го успешного бурения после ранее пробуренных девяти скважин на газ в трансграничной акватории Мавритании и Сенегала [3]. Скважина Orca-1 проектировалась на еще неразбуренный в данном районе альбский комплекс. Компания отмечает, что бурение оказалось более успешным, чем ожидалось – скважина вскрыла газовую залежь мощностью 36 м с отличными ФЕС. Кроме того, результаты бурения показали продление сеноманского продуктивного пояса, подтвердив наличие 11-метровой газовой залежи по падению пласта, к которому приурочена залежь, ранее открытая бурением скважины Marsouin-1 на вершине антиклинали. Скважина Orca-1 расположена в 7,5 км от свода антиклинали. В результате доказана структурная и стратиграфическая ловушка на перспективной структуре Orca, содержание газа компания оценивает в 13 трлн куб. футов (примерно 370 млрд куб. м). Суммарный потенциал Orca-1 и Marsouin-1 может составить 50 трлн куб. футов в сеноманском и альбском ярусах. Это существенная ресурсная база для реализуемого в этом регионе масштабного СПГ-проекта [9]. Отметим, что скважина Orca-1 пробурена в 125 км от побережья Мавритании при глубине воды 2510 м. Общая протяженность скважины составила 5266 м. Партнерами по газовому хабу BirAllah на шельфе Мавритании являются мавританская SMHPM, компании BP [10] и Kosmos. Разведочная скважина Orca-1 была пробурена установкой, законтрактованной ВР, сразу после завершения бурения оценочной скважины Yakaar-2 [11] в данном бассейне, в секторе Сенегала.
Подводя итоги, приходится отметить, что, к сожалению, пока прогнозы остаются не радужными. В целом, по оценке Международного энергетического агентства (МЭА), глобальные капитальные затраты нефтекомпаний в 2020 году сократятся примерно на 32% по сравнению с прошлым годом — до 335 млрд долларов. Организация стран-экспортеров нефти (ОПЕК) ожидает снижения до 450 млрд долларов. До пандемии коронавируса ОПЕК прогнозировала сохранение объемов капитальных затрат на разведку и добычу на уровне прошлого года. Оба уровня являются самыми низкими за последние 13 лет[viii] [12]. Так что проект Greater Tortue/Ahmeyim LNG пока фактически «замораживается».
[i] [13] https://www.theafricareport.com/28902/post-coronavirus-more-sorrow-for-africas-new-oil-and-gas-producers/ [14]
[ii] [15] https://www.mees.com/2020/5/15/oil-gas/mauritanias-hopes-of-gas-riches-recede-into-the-distance/e67e7690-96b9-11ea-93cc-f10721315779 [16]
[iii] [17] http://oilgascom.com/po-spg-proektu-greater-tortue-ahmeyim-na-shelfe-senegala-i-mavritanii-podpisan-20-letnij-zakupochnyj-kontrakt/ [18]
[iv] [19] https://www.mees.com/2020/5/15/oil-gas/mauritanias-hopes-of-gas-riches-recede-into-the-distance/e67e7690-96b9-11ea-93cc-f10721315779 [16]
[v] [20] https://steelguru.com/gas-oil/kosmos-energy-exploration-well-makes-major-gas-discovery-offshore-mauritania/552034 [21]
[vi] [22] https://www.angi.ru/news/2867141-Total-получила-еще-два-контракта-на-разведку-и-добычу-нефти-на-шельфе-Мавритании/ [23]
[vii] [24] http://oilgascom.com/na-shelfe-mavritanii-kosmos-i-vr-obnaruzhili-krupnuyu-gazovuyu-zalezh-v-rajone-mavritano-senegalskogo-spg-proekta/ [25]