Серия «Нефть и газ»

Маклаки - это сапожки, сделанные из шкуры оленя или тюленя. Носят ее коренные жители Аляски - инуиты и юпики. Они напоминают унты наших северных народов, только короче, до середины голени максимум.

Цена их три аляскинских копейки, местные жители делают их и носят сами. Для приезжего белого человека цена за северную экзотику дороже, порядка 200-250 долларов. Но был в истории другой маклак, который обошелся Sohio (Standard Oil of Ohio) почти два миллиарда долларов убытка.

Все началось в далеких 60-х годах прошлого века. Тогда на северном побережье Аляски было выделено порядка 100 миллионов акров земли под нефтегазоразведывательные работы в местечке Прадхо-Бей

Это место для поиска нефти и газа предложил геолог Том Маршал

Оно сильно напоминало по геологическому строению нефтеносные участки родного Вайоминга.

Поисковое бурение началось неудачно. Первые шесть скважин ушли в "молоко" и оказались сухими - они не дали нефти и газа. Разведку вели Humble Oil и Atlantic Richfield Company (ARCO). Компании генерировали огромные убытки, так как разведывательное бурение стоит безумно дорого. ARCO, которую буквально дав года назад, в 1966 году организовал Роберт Орвил Андерсон, собиралась уже выходить из проекта, так как финансовые издержки оказались крайне велики.

Но тут вмешался ведущий геолог фирмы Марвин Мангус. Он совместно с коллегами уговорил Роберта Орвила пробурить одну скважину. Роберт Орвил волевым решением вопреки соучредителям и акционерам решился на это, взяв всю ответственность на себя. Кто не рискует-тот не пьет шампанское. Результат бурения седьмой скважины позволил Роберту открыть не одну бутылку, 12 марта 1968 года скважина "заработала" фонтаном и было открыто сверхгигантское месторождение Прадхо-Бей, скрывающее в недрах порядка 3,1 миллиарда тонн нефти и свыше 700 миллиардов кубических метров газа, последнее мощное месторождение традиционной нефти в США.

А в 1969 году рядом было найдено еще очень "вкусное" месторождение - Купарук-Ривер с запасами порядка миллиарда тонн нефти.

После таких открытий у нефтяников загорелись глаза и начали чесаться руки. Ох не зря в Америке нефтеразведчиков прозвали Wildcatter - дикий зверь. Окрестные места изучили вдоль и поперек и нашли очень перспективный участок в 12 милях от Прадхо-Бей. Правда была одна сложность - участок находился на шельфе в море Бофорта. Прогнозные запасы нефти и газа поражали воображение, структура ловушки была понятна, наличие нефти и газа считалось практически гарантированным, поэтому на бюджете не скупились. Sohio не стал мелочиться и купил участок за феноменальную сумму - полтора миллиарда долларов. Американское законодательство очень специфическое в этом плане, владеешь землей - владеешь недрами. Владелец земли понял, почему так заинтересовались его участком и заломил негуманный ценник. Нефтяники оказались щедрыми ребятами и списали эти расходы в текущие, в перспективе они быстро должны были окупиться.

Для проведения работ насыпали искусственный остров, который обошелся в копеечку - 310 миллионов долларов. Сделали его за рекордные сроки, в одно короткое полярное лето 1982 года. После чего завозили и монтировали оборудование, а летом 1983 года начали бурение. Скважину назвали Маклак.

Энтузиазм скоро угас, когда дошли до глубины 2438 метров и начали входить в продуктивный пласт, оказалась, что вместо воды и газа там находится соленая морская вода. Пробурили еще три боковых ствола - и ничего, нефть была только в следовых количествах, а один створ дал приток аж 765 кубических метров газа в сутки, просто издевательски мало. Бурение скважины на фоне других затрат были мизерные - каких-то 120 миллионов долларов.

20 января 1984 года было официально объявлено о завершении работ на скважине, она оказалась dry hole - сухой дырой. Всего работы обошлись в колоссальные 1,93 миллиарда долларов, больше, чем годовой бюджет некоторых государств.

Это оказался эпичнейший провал, никогда не было таких безумных затрат впустую в нефтегазовой сфере, ни до, ни после. Ричард Брей, президент компании Sohio на брифинге сказал: "Мы правильно выбрали место для бурения. Просто мы опоздали на 30 миллионов лет».

И тут он оказался абсолютно прав. Нефть и газ там безусловно были, но вот куда они делись? Чтобы это понять, надо рассмотреть структуру типичного месторождения.

Нефть и газ формируются в осадочных породах, богатых органическим веществом - керогеном. При постепенном опускании вниз они начинают нагреваться, повышается давление. Кероген начинает преобразовываться в нефть и/или газ, поэтому эти породы называют нефтематеринскими.

Вторым обязательным условием является наличие над нефтематеринскими породами пород с пористой структурой. Пору могут быть крупными, мелкими, но именно должны быть поры. Именно в порах задерживаются полученные нефть и газ. Такие породы называют коллекторами или ловушками.

Третье условие не менее обязательно - над породами-коллекторами должны быть непроницаемые для газа и нефти плотные породы, которые называются покрышками

Именно так устроены наиболее типичные месторождения - сводовые. Структура месторождения, где бурили Маклак, была именно такой. В нем находились гигантские запасы нефти и газа, но из-за геологических процессов была нарушена целостность пород-покрышек. Это рядовое явление, когда нарушены породы газового месторождения, то газ полностью улетучивается из ловушки. А если нарушено месторождение нефти - то улетучиваются легкие фракции нефти, остаток окисляется и появляется месторождение битума

Здесь же произошел немного иной сценарий. После нарушения покрышки ловушки, нефть по проницаемым породам мигрировала (перетекла) в другое место, где сверху была мощная и ненарушенная покрышка, где и было сформировано новое месторождение. Позже компания Шлюмберже сделала математическую модель миграции нефти, оказалось, что она мигрировала на юго-восток и сформировала там месторождение... Купаркук-Ривер. Примечательно, что это месторождение уже разрабатывалось с 1981 года, оператором добычи был BP, который с 1968 года осуществлял процедуру слияния с Sohio. И фирма потратила почти два миллиарда долларов для поиска нефти, которую она нашла еще 14 лет назад.

В первой части я описал причины, приведшие к образованию грифона на скважине №9 Кумженского месторождения (К-9).

После принятия в самых верхах о тушении фонтана с помощью атомного взрыва, вскоре начали бурить наклонную скважину К-25 в 600 метрах от аварийной скважины. При этом забой скважины разместился над стволом скважины К-9. Спустили ядерную бомбу и 25 мая 1981 г. а на глубине 1470 м от поверхности земли (1510 м по стволу скважины) был взорван ядерный заряд «Пирит» мощностью 37,6 килотонны – пятый атомный взрыв для гашения газовых факелов.

После взрыва произвели радиационное исследование воды и воздуха и выхода радионуклидов не обнаружили. Впоследствии оказалось, что взрыв сформировал подземную полость радиусом 35 м, возникли зоны дробления радиусом 105 м и трещинообразования радиусом 261 м. Кроме того, произошло обрушение столба породы высотой 182 м. Если все было рассчитано правильно - то фонтаны должны были иссякнуть, так как ствол скважины должен был перекрыт смещенными породами пласта.

В результате взрыва атомного заряда катастрофический выброс газа и конденсата на устье К-9 приостановился, пожар погас и фонтаны газа около скважин К-5, К-10 и К-134 сократились. Многие начали примерять новые погоны и прокручивать дырки под ордена. Но не тут то было, уже на следующий день газ и конденсат начали образовывать новые фонтаны. Атомный взрыв не решил задачу, более того, дебит (объем) выделяемого газа увеличился до 1,7 миллиона кубических метров с сутки!

Полетели головы, некоторые карьеры были безвозвратно испорчены. Но надо было продолжать искать выход, так как загрязнение местности шло полным ходом. И встал вопрос - почему так случилось и не оправдались расчеты.

Атомный взрыв вызвал значительное техногенное землетрясение магнитудой около 5,4, зарегистрированное многими сейсмостанциями мира. Известен факт, что землетрясения приводят к активизации ранее пассивных разломов и систем субвертикальных трещин, что приводит к увеличению активности вертикальной миграции газа и его выделению в виде сипов (пузырей). В связи с этим можно ожидать, что произведенный атомный взрыв дополнительно способствовал формированию и подпитке техногенных залежей газа и конденсата и появлению сипов на значительных удалениях от аварийной площади.

Для ограничения попадания углеводородов в реку вокруг зоны проседания в июне 1981 г. начался завоз песчано-гравийной смеси (ПГС) и строительство дамбы вокруг грифонообразующих скважин. Это оказалось очень дорогим и трудоемким процессом. ПГС завозили из порта г. Печоры, который расположен в 760 километрах выше по реке.

Протока Малый Гусинец шириной около 120 м была перекрыта двумя плотинами, расположенными относительно аварийной площади выше и ниже по течению

Кроме того, по всему периметру аварийной площади с максимальными размерами 595х310 м была отсыпана дамба, высота которой меняется от 1 – 2 до 4 – 6 м. Площадь территории, ограниченной дамбой по внешнему контуру, составляет 120 тыс. м2, а замкнутых водоемов над большими и малым кратерами – около 77 и 4 тыс. м2. Дамба почти полностью прекратила попадание углеводородов в Коровинскую губу.

Для борьбы с фонтанированием скважины К-9 было принято решение возобновить работы в стволе скважины. Отсыпали ПГС площадку на месте грифона и установили буровую.

Однако в октябре грифон прорвался наружу. Пытались засыпать новыми порциями ПГС, но он продолжил размывать площадку. Чтобы вышка не рухнула, 31 октября 1981 года ее завалили в противоположную от грифона сторону.

Но грифон пошел дальше и 6 ноября того же года буровая упала в размытый грифонами кратер. При этом произошел сильнейший взрыв, сила его была такова, что выбросила из скважины обсадные и насосно-компрессорные трубы до глубины 157 метров. На месте бывшей буровой установки сформировался мощный конический кратер диаметром более 120 м и глубиной не менее 157 м.

Тогда было решено пробурить две скважины: К-26 и К-27 над расчетным положением ствола аварийной скважины К-9. Планировали зайти в аварийный ствол и залить его цементом.

Но К-9 не хотела сдаваться. При бурении под кондуктор на скважине К-26 с глубины около 100 м произошли выброс и воспламенение газа Никто не ожидал его на такой глубине, это была техногенная залежь, сформировавшаяся в полости после атомного взрыва. Факел высотой 20 м горел пять часов, при этом во избежание обрушения буровой вышки на дизельный и насосный блоки пришлось завалить буровую вышку. Скважину К-26 пробурили до 1300 м и обсадили до глубины 1200 м, однако в дальнейшем не использовали.

Решили пробурить еще одну скважину, К-27. Но не над стволом аварийной скважины, а перпендикулярно ей. И не один, а целых шесть ветвей (многозабойная скважина)

Схема многозабойной скважины

Ее устье удалено от К-9 на 1060 м. Многочисленные НИИ разрабатывали технологию обнаружения ствола скважины, но все они оказались неэффективными. Зайти в аварийную скважину так и не получилось.

Тогда решили поступить по другому, произвести гидроразрыв пласта на 6 ветке скважины (технология, когда высоким давлением создают сеть трещин в пласте), и через полученных трещин попытаться залить аварийную скважину водой. 21 октября 1983 г. 6-й ствол скважины К-27 был добурен до глубины 2382 м и произведен гидроразрыв пласта. Начали закачивать воду и обнаружили гидродинамическую связь (жидкость перетекает из одной скважины в другую) с скважиной К -9. Закачали в скважину 96 тысяч м3 воды, эффект был нулевой. Скважина была как заговоренная или проклятая.

Следующий этап борьбы начался в 1985 году. На специально построенном понтоне смонтировали плавучую буровую установку, а в отсеченном русле протоки Малый Гусинец построили причал. С понтона проводился поиск ствола скважины К-9, оказавшийся безрезультатным, так как верхняя часть была полностью разрушена взрывом.

3 сентября 1986 г. было начато бурение новой скважины К-27-бис, устье которой расположили на близком расстоянии от К-9 - 451 метр. Для поиска ствола скважины была разработана аппаратурой поиска ствола АПС-1.

В период до 29 марта 1987 г. пробурили 6 стволов (5 стволов и 1 ответвление). Все стволы располагались в одной вертикальной плоскости, перпендикулярной азимуту наклонной скважины К-9. Но подобраться близко не могли. И только седьмой ствол подошел максимально близко к стволу аварийной скважины К-9.

Оказалось, что скважина К-9 значительно отклонилась от проектного, на глубине 1000 метров она ушла южнее на 120 метров, а на глубине проведения ядерного взрыва - на целых 200 метров!!! Поэтому и оказался взрыв неэффективным, взорвали не там, где находилась скважины, потому что ее пробурили в другом месте. Человеческий фактор, именно он и сыграл роковую роль в длительном процессе ликвидации аварии.

Желтая линия - расчетное положение ствола скважины, красной - фактическое

Последний ствол скважины К-27-бис полностью обсадили колонной до ствола аварийной скважины К-9. Потом спустили специальный инструмент торцевой фрез, с помощью которого разрезали обсадные трубы аварийной скважины и насосно компрессорные трубы.

Один из вариантов торцевого фреза

Это случилось 16 мая 1987 года, потом в течение двух дней, 17-18 мая, залили скважину цементом от забоя до верхней части разрушенной колонны, после чего фонтанирование прекратилось. Но авария до конца так и не была ликвидирована.

Темные пятна - места выхода газового конденсата и нефти на поверхность.

Вследствие катастрофы и применения атомного взрыва образовалось проседание и затопление речной водой поверхности земли площадью около 50 тыс. м2, формирование трех крупных кратеров с грифонами газа и конденсата: объединенный из двух жерл вокруг скважин К-9 и К-5, объединенный из двух жерл около скважины К-10 и обособленный около скважины К-134.

На дне рукотворного озера накоплено порядка 30 тонн жидких углеводородов. Среднее содержание углеводородов в поверхностных водах сохранилось на уровне – 8,3 -  8,9 мг/л, что в 165 и 180 раз превышает ПДК (предельно-допустимая концентрация). А в почвах выявлены высокие концентрации углеводородов до 27 г/кг, что превышает допустимые концентрации (50 мг/кг) в 540 раз.

Но самое плохое заключается в том, что нефть и газ до сих пор выходят наружу, хоть и в небольших количествах, особенно у скважин К-10 и К-134. То есть существует вероятность прорыва по сети трещин наружу газа и конденсата как их новообразованных в результате аварии залежей, так и из основного пласта.

Ликвидировать возможную катастрофу можно только одним способом - снизить пластовое давление. Поэтому в 2007 году государство выдало лицензию на эксплуатационное бурение этого участка.

К 2016 году планировалось пробурить 16 скважин и начать освоение месторождения, газ должен был использоваться на проекте Печора СПГ. Но фактически проект отложен до сих пор, поэтому, теоретически, существует вероятность повторения новой техногенной катастрофы на этом многострадальном месторождении

В истории советской нефтедобычи было немало катастроф глобального характера. Обычно самой тяжелой считают катастрофу, которая произошла на скважине 11 Урта-Булакского месторождения в 1966 году и на ее ликвидацию потребовалось три года.

Но катастрофу, о которой я напишу сегодня, ликвидировали гораздо дольше, целых семь лет. И ее последствия проявляются до сих пор. Да, по объему вынесенных на поверхность углеводородов она уступает событиям в Узбекистане, но по продолжительности и степени воздействия на окружающую среду значительно превосходит, так как на поверхность выбрасывался не только газ, который легко сжечь, но и жидкие углеводороды в виде газового конденсата.

Кумжинское газоконденсатное месторождение было открыто в 1974 году поисковой скважиной Кумженская-1 (К-1), расположено в дельте реки Печора. С глубины 2356 метров стал бить газовый фонтан, из которого выпадал газовый конденсат. Запасы оцениваются в 104.5 миллиардов кубометров, а газового конденсата порядка 3,6 миллионов тонн. Довольно крупное месторождение.

В 1980 году на скважине К-134 был получен небольшой приток нефти, то есть месторождение можно классифицировать как нефтегазоконденсатное.

В 1978 году приступили к разбуриванию северной части месторождения. Поэтому разведочную скважину К-9 было принято бурить наклонно-направленной, чтобы ее забой (дно скважины) входил в пласт под самым заболоченным участком. Сама скважина была расположена на высоком берегу протоки Малый Гусинец. Рядом с ней на берегу расположены пробуренные в 1975 – 1979 гг. скважины К-5 и К-10 с одной стороны (удалены от К-9, соответственно, на 50 и 150 м) и К-134 с другой стороны (180 м).

. Бурение скважины К-9 началось 26 сентября 1978 г. и завершилось 1 июля 1980 г. с забоем 2859 м

6 ноября 1980 г. в скважине К-9 провели перфорацию в призабойной зоне, после чего спустили колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) на глубину 2678 м. Под перфорацией понимают пробитие стенок скважины. После бурения, спуска обсадных труб и тампонажа (цементирования) скважина представляет своеобразный глухой стакан. И только после того, как пробивают стенки скважины (обычно прожигают с помощью кумулятивных струй), начинается приток пластовой жидкости в скважину.

Скважину штуцировали с помощью устьевого штуцера. Под этим понимается устройство для регулирования работы нефтяного пласта. Он представляет собой корпус, в котором имеется сменный вкладыш с отверстием. Чем меньше диаметр отверстия - тем меньше подача скважины.

Во время первого испытания использовали штуцер диаметром 19,5 мм, в результате чего был получен фонтан газоконденсатной смеси (ГКС) дебитом 807 тыс. м3/сут.

И в этом заключалась главная ошибка. Согласно «Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» испытания всегда надо начинать со штуцера самого малого диаметра (4 миллиметра, если мне не изменяет память), постепенно увеличивая до максимального. Казалось бы мелочь, но именно она привела к катастрофе. Под сильной нагрузкой была разрушена насосно-компрессорная труба и повреждена обсадная колонна.

Об этом свидетельствовало появление давления в межколонном пространстве, чего не бывает при нарушении стенок скважины

Скважину пытались заглушить - заполнить ее ствол раствором хлористого кальция, чтобы перестал выходить газ. Не помогло, глушение показало негерметичность эксплуатационной колонны в интервале 39 – 310 м и обрыв НКТ на глубине 310 м, жидкость не шла в скважину, а через негерметичные стенки текла наружу.

Тогда было решено стравить газ, чтоб уменьшить давление и пытаться заглушить еще раз. 28 ноября приоткрыли межколонную задвижку и стали стравливать газ дебитом (производительность) до 400 тыс. м3/сут. Сначала сжигали его черед одну трубу (отвод), но объем и давления газа нарастали, после чего начали использовать все три отвода.

Это не помогло. Скоро газ прорвался через стенки скважины и стал выходить наружу вокруг скважины. Это явление называется грифоном и это самое тяжелое осложнение, которые бывает на скважинных работах.

Фонтаны грязи, газа, газового конденсата и цемента становились все сильнее, в сутки по разным данным, общий дебит газа был оценен в 1,5 – 2,6 млн м3, а конденсата – свыше 100 тонн. Все это выходило наружу, текло по тундре, в протоку, летело в атмосферу. А 12 января 1091 года случилось то, что и должно было случиться - образовался один единый огромный грифон, глубокая воронка, промытая жидкостью и газом.

Противофонтанный отряд из Ухты до апреля пытался поменять колонную головку, накрутить два превентора и крестовины с обвязками, но у них ничего не получалось.

Надо было что-то решать в срочном порядке, так как скважина не прекращала фонтанировать ни на секунду. Решение принимали в самых высоких кабинетах - на уровне ЦК КПСС и Совета Министров СССР. И приняли провести операцию "Пирит". Она заключалась в том, что с помощью ядерного взрыва получится сместить пласты и закрыть ствол скважины.

До этого атомные взрывы применялись для гашения фонтанов четырежды, три раза успешно (на скважинах Урта-Булак-11 в Узбекистане в 1966 г., Памук-2 в 1968 г. и Майское-14 в Туркмении в 1972 г.) и один раз неудачно (Западно-Крестищенское ГКМ в Украине в 1972 г.).

Решение было рискованным, особенно с учетом последнего применения на Украине. Зона катастрофы расширялась, фонтаны газа начали появляться у соседних скважин: К-5, К-10 и К-134. Размах загрязнения был очень велик, нефть и конденсат уже попали в Баренцево море и была вероятность, что к СССР возникнут вопросы со стороны мирового сообщества, в первую очередь с соседней Норвегией.

Продолжение следует

Туркмения - это бывшая советская среднеазиатская республика, в недрах которой скрыты огромные запасы углеводородов. При этом запасы нефти незначительны, порядка 0,6 миллиарда баррелей. И вряд ли найдут больше, хотя пытались долго и много. Такова особенность геологии, в недрах республики такие термобарические условия, при которых под воздействием высокого давления и температур изначально сформировавшиеся жидкие углеводороды постепенно разложились на более легкие фракции и превратились в газ и конденсат.

Другое дело природный газ. Тут его очень много, гораздо больше чем в России при распределении запасов на территорию и душу населения. Нет, Катаром Туркмения никогда не смогла бы, в этой маленькой стране Персидского залива сконцентрированы просто невероятные запасы газа. Но добывать и продавать могли бы в разы больше, если бы не географическое положение страны и цепь ошибок руководителей этой страны.

Разработка недр Туркмении началась еще в конце 50-х годов прошлого века, когда она еще была Туркменской ССР. В 1960 году добыли уже 1,1 млрд м3 в 1960 г., 63,2 млрд м3 в 1980 г., а в 1990 г. в республике был достигнут максимальный уровень – 87,8 млрд м3 (10,8% общесоюзной добычи). При этом раньше упоминалась цифра, что в 1990 году в республике добыли более 90 миллиардов кубометров газа, что составляло около 12,5% от общесоюзной добычи. Как видим, сведения довольно противоречивы.

После распада СССР у власти остался одиозный Сапармурат Ниязов, бывший Первый секретарь ЦК Туркменской ССР. Теперь он гордо назывался Туркменбаши - отец всех туркмен. Скромность явно не входила в достоинства этого выдающегося человека

Уже тогда Великий Сердар не стал мелочиться и заявил, что собирается использовать газовые богатства для превращения Туркменистана во «второй Кувейт».

Так газовый вопрос стал политическим — и ожидать по нему правдивой и общедоступной статистики было уже наивно. Версии официальных и независимых СМИ начали понемногу расходиться. Первые рапортовали об освоении новых месторождений и планах увеличения добычи, а вторые передавали, что уровень добычи по сравнению с советским неумолимо падает. Это подтверждал статистикой перекачанного по трубопроводам газа. Потому что тогда у Туркменистана не было иного пути транспортировки, трубопровод шел только через нашу территорию.

Сапармурат Ниязов был, несомненно, восточным сатрапом, но в то же время за плечами у него была огромная школа советского чиновничества. Поэтому у него хватало ума не ссорится с Россией. Доходов газа более-менее хватало на нужды республики, особенно на фоне нищеты других постсоветских стран. Тогда и появились красивые понты - газ бесплатно для населения, то же самое с солью и водой. Многие даже завидовали, какой хороший лидер у туркмен, почти коммунизм устроил в отдельно взятой республике.

Отстраивался беломраморный Ашхабад, улучшалась инфраструктура. При этом господин Ниязов понимал, что нельзя складывать яйца в одну корзину. И это сказано в упрек нашим менеджерам из нефтегаза, которые уперлись в премиальный европейский рынок и десятилетия не предпринимали попыток диверсифицировать поставки.

В 1997 году был открыт трубопровод в Иран. На первый взгляд звучит смешно, это все равно, что продавать снег в Антарктиду. Иран имеет вторые запасы газа в мире после российских.

Только вот на карте хорошо видно, что газовые месторождения находятся на юге страны, кинуть ветку из Туркмении ближе и проще, чем тянуть через горы трубопровод.

Уже в начале 2000-х было открыто сверхгигантское месторождение Южный Иолотань или Галкыныш. Первоначально британская компания Gaffney, Cline & Associates оценила запасы месторождения в 26,2 триллиона кубометров. Это делало Южный Иолотань вторым по размеру газовым месторождением в мире. Туркменбаши и властям страны это очень понравилось, такая оценка делала Туркмению обладателем самых больших запасов в мире - 77,2 триллиона кубометров.

Но в 2012 году западные инвесторы, которые захотели поучаствовать в разработке нового месторождения, изучили документацию и усомнились в справедливости оценки. В Gaffney, Cline & Associates ответили, что опирались не на собственные исследования, а на информацию, предоставленную туркменскими специалистами.

Такой расклад уже не устраивал туркменские власти и они отказались от комментариев. В итоге иностранные компании пришли к выводу, что запасы Западного Иолотаня гораздо меньше заявленных. После этого власти Туркменистана фактически полностью засекретили статистику по нефтегазовому сектору. Можно сказать, что примерно с тех пор о запасах газа в Туркменистане неизвестно вообще ничего.

Поэтому оценки запасов очень сильно разнятся. Туркменские нефтегазовые чиновники уверяют, что Туркменистан обладает 50 триллионами кубометров газа; одумавшаяся Gaffney, Cline & Associates склоняется к 27,4 триллионам кубометров; оценка компании BP — 17,5 триллиона кубометров… Ясно только одно: газ в Туркменистане есть, и его немало. Даже если верна оценка BP, то страна находится на четвертом месте в мире после России, Ирана и Катара.

В 2006 году происходит неожиданное, 21 декабря на 65 году жизни скончался Вечно Великий Сапармурат Туркменбаши. Несчастье постигло страну, в ней образовался вакуум власти. На следующий год был утвержден новый президент Туркменистана, великий Аркадаг Гурбангулы Бердымухамедов, обаятельный и представительный чиновник нового поколения.

Только вот этот человек не был советским чиновником, поэтому гораздо меньше поднаторел в восточном коварстве и закулисных интригах. Возможно, власти Туркменистана ощутили себя независимыми из-за обретения новых партнеров. А возможно, Бердымухамедов просто не смог достаточно аккуратно перенять бразды правления у Ниязова. Как бы то ни было, после его восшествия на трон, начались серьезные проблемы туркменских властей и Российского государства в лице "Газпрома".

Продолжение следует....