По данным Statistical Review of World Energy, выпущенного BP, 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 Гольшан 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 Гольшан, газ которого послужит «пищей» для завода по производству 10 млн т СПГ, 14 млн м3 ежедневной продукции Фердоуси предназначены для покры-тия дефицита внутреннего потребления.

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 Хузистан. 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 разведанных запасов 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 1550 т, 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 — IOEC. 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 750 т 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 га-за.

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 IOEC 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 морских трубопровода диаметром 36 дюймов и три трубопровода диаметром 4,5 дюйма для транспортировки гликоля длиной 135 км;
— два морских трубопровода 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 в день;
— 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. 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 морских трубопровода 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 в день 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.

* В данном прогнозе в отличие от предыдущих отсутствует составляющая закачки природного газа в нефтяные пласты. (Прим. ред.)

** 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.).