БАКУ /Trend/ - Trend представляет обзор нефтегазовых контрактов в Азербайджане по итогам 2022 года.
"Азери-Чираг-Гюнешли"
Соглашение о разделе продукции (СРП) по разработке блока нефтегазовых месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли" (АЧГ) было подписано в сентябре 1994 года сроком на 30 лет.
14 сентября 2017 года в Баку при участии Президента Азербайджана Ильхама Алиева правительство страны и компании AzACG (SOCAR), BP, Chevron, INPEX, Statoil, ExxonMobil, TP, ITOCHU и ONGC Videsh подписали новое соглашение по разработке блока АЧГ до 2050 года.
Долевое распределение по АЧГ выглядело следующим образом: ВР - 30,37 процента; AzACG (SOCAR) - 25 процентов; Chevron - 9,57 процента; INPEX - 9,31 процента; Statoil - 7,27 процента; ExxonMobil - 6,79 процента; ТП - 5,73 процента; Itochu - 3,65 процента; ONGC Videsh Limited (OVL) - 2,31 процента.
В феврале 2020 года Азербайджан одобрил сделку по покупке венгерской энергетической компанией MOL доли американской Chevron в разработке блока месторождений Азери-Чираг-Гюнешли и нефтепроводе Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД).
MOL стала одним из полноправных членов консорциума по разработке блока АЧГ и трубопровода БТД.
В апреле 2020 года MOL Group успешно завершила ранее объявленную сделку с Chevron Global Ventures Ltd и Chevron BTC Pipeline Ltd в связи с приобретением их доли в проекте разработки блока АЧГ и в нефтепроводе Баку-Тбилиси Джейхан. Таким образом, MOL Group приобрела 9,57 процента акций в АЧГ и 8,9 процента акций в БТД. Общая сумма сделки составила 1,57 миллиарда долларов.
Добыча на месторождении "Чираг" началась в 1997 году, "Центральный Азери" - в начале 2005 года, "Западный Азери" - в начале 2006 года и "Восточный Азери" - в конце 2006 года. Добыча в глубоководной части месторождения "Гюнешли" началась весной 2008 года, "Западный Чираг" - в январе 2014 года.
Статус проекта
Добыча с платформы "Восточный Азери" была приостановлена на 15 дней, начиная с 13 июня 2022 года, для эффективного проведения плановых профилактических, инспекционных и проектных работ. Работы в рамках программы были успешно завершены 28 июня.
В рамках этой программы были реализованы различные проекты, включая модернизацию факельной системы, замену радиоизотопных источников и необходимые ремонтные и другие работы. Эти программы являются частью обычных операций, выполняются регулярно в соответствии с планом. Планирование программы началось с 2021 года, а работы в ее рамках включены в годовую программу работ и бюджет на 2022 год. Временная остановка платформы также была учтена в плане добычи на 2022 год.
Общая добыча на блоке месторождений в первые три квартала 2022 года составила 418 тысяч баррелей в сутки (около 114 миллионов баррелей, или 15 миллионов тонн в целом), на месторождениях - "Чираг" - 25 тысяч баррелей в сутки, "Центральный Азери" - 105 тысяч баррелей в сутки, "Западный Азери" -108 тысяч баррелей в сутки, "Восточный Азери" - 63 тысячи баррелей в сутки, "Глубоководный Гюнешли" - 77 тысяч баррелей в сутки и "Западный Чираг" - 40 тысяч баррелей в сутки.
В течение первых трех кварталов 2022 года на блоке месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли" было завершено бурение 11 нефтедобывающих и двух нагнетательных скважин. На конец квартала в эксплуатации находилось 137 нефтяных скважин, 33 из которых использовались для закачки воды и 8 - для закачки газа.
По итогам первых трех кварталов 2022 года операционные расходы компании bp по блоку месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли" составили 337 миллионов долларов, а капитальные затраты - 1,204 миллиарда долларов. Таким образом, операционные затраты bp по АЧГ снизились на 15,33 процента, а капитальные - на 3,14 процента в годовом исчислении.
Поставки попутного газа с блока АЧГ для Государственной нефтяной компании Азербайджана (SOCAR) в среднем составили 8 миллионов кубометров в сутки (в целом 2,2 миллиарда кубометров), в основном на Сангачальском терминале. Оставшаяся часть добытого попутного газа была закачана обратно для поддержания пластового давления.
13 декабря Президент Ильхам Алиев принял участие в церемонии отправки в море опорного блока платформы «Центральный Восточный Азери» на Бакинском заводе глубоководных оснований имени Гейдара Алиева.
Итоговое инвестиционное решение по проекту «Центральный Восточный Азери» является первым крупным инвестиционным решением партнеров «Азери-Чираг-Гюнешли» (АЧГ) после продления Соглашения о долевом разделе добычи на АЧГ. Проект стоимостью 6 миллиардов долларов включает в себя новую морскую платформу и другие установки добывающей мощностью до 100 тысяч баррелей. Согласно прогнозу, в период эксплуатации проекта будет добыто в целом до 300 миллионов баррелей нефти. В рамках проекта на участке моря, где глубина составляет около 140 метров, между платформами «Центральный Азери» и «Восточный Азери» будет сооружена новая добывающая, буровая и жилая платформа из 48 шахт. Проект также включает в себя новые подводные трубопроводы. Для транспортировки добываемых на платформе нефти и газа на Сангачальский терминал эти линии будут подключены к действующим подводным экспортным трубопроводам АЧГ «Фаза 2». Вес опорного блока платформы «Центральный Восточный Азери» составляет 16 тысяч тонн, высота - 153 метра. Установка включает в себя три вертикальные трубы для закачки воды, экспорта нефти и экспорта газа. Опорный блок будет сооружен в море на глубине 137 метров.
В 2023 году добыча нефти на блоке снизится, по прогнозу, на 15,35 процента, составив 129,6 миллиона баррелей.
«Шах Дениз»
Контракт на разработку морского месторождения "Шах Дениз" был подписан четвертого июня 1996 года.
В соответствии с подписанными 17 декабря 2013 года в Баку документами контракт по разработке "Шах Дениз" был продлен с 2036 года до 2048 года, а долевое участие SOCAR и BP (оператор проекта) в проекте увеличилось до 16,7 процента и 28,8 процента соответственно.
В октябре 2021 года ПАО «ЛУКОЙЛ» сообщила о подписании соглашения о приобретении у компании PETRONAS 15,5-процентной доли участия в «Шах Дениз». Сумма сделки - 2,25 миллиарда долларов. В компании PETRONAS сообщили, что решение о продаже доли было принято по итогам анализа бизнес-портфеля компании с целью обеспечения лучшего соответствия ее стратегии роста в условиях все более меняющегося рынка энергоресурсов. В ЛУКОЙЛ заявили, что ведутся переговоры об увеличении доли компании в «Шах Дениз».
9 декабря 2021 года компания bp объявила о приобретении 1,16 процента акций PETRONAS в «Шах Дениз». bp заключила соглашение о приобретении у PETRONAS 1,16 процента доли в проекте разработки «Шах Дениз» за 168 миллионов долларов на тех же коммерческих условиях сделки по месторождению, о которых ранее объявила PETRONAS. В результате bp будет владеть 29,99 процента акций «Шах Дениз» и останется оператором месторождения. 10 декабря 2021 года ПАО «ЛУКОЙЛ» сообщило о подписании изменений в соглашение о приобретении у компании PETRONAS доли в проекте «Шах Дениз», заключенном в октябре 2021 года. В соответствии с новыми договоренностями приобретаемая ЛУКОЙЛ доля снижалась с 15,5 до 9,99 процента, а сумма сделки пропорционально уменьшалась с 2,25 миллиарда до 1,45 миллиарда долларов. Подписание данных изменений стало результатом переговоров с партнерами по проекту «Шах Дениз» по вопросу реализации преимущественных прав.
После того как малайзийская PETRONAS решила продать свою долю в соглашении о разделе продукции по разведке и разработке месторождения «Шах Дениз», SOCAR приобрела 4,35 процента акций PETRONAS в проекте в соответствии с условиями соглашения. Оставшаяся часть доли Petronas в 15,5 процента была приобретена ЛУКОЙЛ и bp, которые также участвуют в проекте «Шах Дениз». Таким образом, доля прямого участия SOCAR в проекте «Шах Дениз» увеличивалась до 14,35 процента. Кроме того, ЗАО «Южный газовый коридор», 51 процент акций которого принадлежит министерству экономики Азербайджана, а 49 процентов - SOCAR, владеет долей в 6,67 процента в проекте «Шах Дениз».
Доказанные запасы «Шах Дениз» оцениваются в 1,2 триллиона кубометров газа и 240 миллионов тонн конденсата.
Статус проекта
ПАО «ЛУКОЙЛ» сообщило в феврале 2022 года о закрытии сделки по покупке у компании PETRONAS 9,99%-ной доли в газовом проекте «Шах Дениз». Сумма сделки составила около 1,45 млрд долл. США. В результате сделки ЛУКОЙЛ увеличила свою долю в проекте с 10% до 19,99%. Другими участниками проекта являются: bp (29,99%, оператор), TPAO – 19%, SOCAR – 14,35%, NICO – 10% и SGC – 6,67%.
В июле на «Шах Дениз» был запущен новый проект, который позволит передавать электроэнергию на платформу Shah Deniz Alpha (SDA) с платформы Shah Deniz Bravo (SDB) по подводному кабелю. Проект призван повысить эффективность работы платформы, обеспечить ее надежное и долгосрочное электроснабжение.
В августе bp начала программу планового технического обслуживания на платформе Shah Deniz Alpha и объектах "Шах Дениз-1" на территории Сангачальского терминала. В соответствии с планом добыча с платформы Shah Deniz Alpha была приостановлена 14 августа на 14 дней, чтобы обеспечить эффективное техническое обслуживание, инспекцию и проектные работы. Программа, проведенная на Сангачальском терминале, включала в себя различные проекты, такие как профилактическое обслуживание и проверка критически важного для безопасности оборудования, замена факельных кабелей, врезки газоанализатора и другие работы по техническому обслуживанию и осмотру.
Изучались возможности утилизации буровой установки Maersk Explorer датской компании Maersk Drilling, задействованной в проекте «Шах Дениз». Буровая установка находилась в режиме холодной консервации за пределами Баку.
Согласно отчету Счетной палаты, добыча газа на месторождении "Шах Дениз" прогнозируется на уровне 25,4 миллиарда кубометров в 2023 году, а добыча конденсата - 36,4 миллиона баррелей.
Доходы Государственного нефтяного фонда Азербайджана от продажи газа и конденсата, добытого на месторождении "Шах Дениз", в январе - ноябре 2022 года составили 1,357 миллиарда долларов. Доходы от продажи конденсата, добытого на месторождении "Шах Дениз", к началу декабря 2022 года составили 328,567 миллиона долларов, что на 18,1 процента больше по сравнению с тем же периодом 2021 года (278,178 миллиона долларов).
За первые девять месяцев 2022 года на месторождении «Шах Дениз» было добыто более 18 миллиардов стандартных кубометров газа и более 3 миллионов тонн (27 миллионов баррелей) конденсата с платформ Shah Deniz Alpha и Shah Deniz Bravo. Таким образом, добыча газа на месторождении выросла на 12,5 процента в годовом исчислении, как и конденсата (12,5 процента).
Производственная мощность существующих объектов «Шах Дениз» в настоящее время составляет около 73 миллионов стандартных кубических метров газа в сутки, или более 26,5 миллиарда кубических метров в год.
В течение первых трех кварталов 2022 года с месторождения «Шах Дениз» продолжались поставки газа на рынки Азербайджана (для Azerkontrakt), Грузии (для GOGC), Турции (для BOTAS), BTC Company и для покупателей в Европе.
За первые три квартала 2022 года операционные расходы и капитальные затраты на "Шах Дениз" составили 1,772 миллиарда долларов и около 314 миллионов долларов соответственно, большая часть из которых пришлась на долю второй стадии разработки месторождения ("Шах Дениз-2"). Операционные расходы на "Шах Дениз" выросли на 12,87 процента, а капитальные затраты снизились на 40,08 процента.
bp осуществила плановую программу технического обслуживания на платформе Shah Deniz Alpha. Буровыми установками Istiqlal и Maersk Explorer уже пробурена в общей сложности 21 скважина для проекта "Шах Дениз-2". В том числе это пять скважин на северном фланге, четыре - на западном и юго-восточном, пять - на юго-западном, а также три скважины на северо-восточном фланге.
"Умид-Бабек"
В 2008 году SOCAR и компания Nobel Oil Exploration & Production Ltd создали общество с ограниченной ответственностью SOCAR-Umid для проведения буровых работ на перспективной структуре «Умид» в азербайджанском секторе Каспия. Долевое участие SOCAR в этой компании составляет 80 процентов. На долю Nobel Oil приходится 20 процентов. В начале 2017 года был подписан risk-service-контракт о разведке и разработке блока «Умид-Бабек».
Об открытии месторождения «Умид» SOCAR объявила в 2010 году. Согласно оценке специалистов SOCAR и результатам бурения первой разведочной скважины, объем запасов месторождения составляет более 200 миллиардов кубометров газа и 40 миллионов тонн конденсата. В 1953 году здесь впервые были проведены геофизические работы, которые в несколько усовершенствованном виде были повторно осуществлены в 1972 году. В 1977-1992 годах здесь было пробурено девять скважин, ни одна из которых результатов не дала.
По предварительным данным, запасы перспективной структуры «Бабек» могут составлять 400 миллиардов кубометров газа и 80 миллионов тонн конденсата.
Статус проекта
С газоконденсатного месторождения «Умид» со дня его ввода в эксплуатацию до первого ноября 2022 года добыто более шести миллиардов кубометров газа. Месторождение было введено в эксплуатацию в 2012 году. В настоящее время здесь функционируют четыре эксплуатационные скважины, в отчетный период с месторождения добыто также более 950 тысяч тонн конденсата.
На блоке "Умид-Бабек" завершаются работы по реконструкции платформы "Умид-1".
Основной целью проекта "Ускорение добычи со стационарного морского основания "Умид-1" является снятие ограничений на транспортировку с платформы и увеличение добычи за счет бурения новых скважин. С учетом ограничений ежесуточно на месторождении добываются три миллиона кубометров газа и 470 тонн (3 600 баррелей) конденсата, которые транспортируются технологической системой SOCAR на терминал "Дашгил". После реализации проекта планируется увеличить суточную добычу газа до 8,1 миллиона кубометров, а конденсата – до 1 200 тонн (9 тысяч баррелей).
В рамках этого проекта осуществляются реконструкция самой платформы, строительство 54-километрового 20-дюймового (500 мм) подводного трубопровода и его сухопутного участка протяженностью около 3,7 километра, газопровода от терминала "Дашгил-2" и строительство на Сангачальской головной установке пункта по подключению к газотранспортной системе SOCAR.
Работы, проводимые на платформе "Умид-1" и на суше, близятся к завершению. Прокладка подводного трубопровода началась в апреле текущего года с использованием судна-трубоукладчика "Исрафил Гусейнов". Уже завершено строительство наиболее сложного участка данного газопровода длиной 2,1 километра, расположенного ближе к суше.
Британская компания Aquaterra Energy, которая является мировым лидером в области морских инженерных решений, заключила контракт на постройку подводного райзера высокого давления и температуры (HPHT) с Umid Babek Operating Company (UBOC) в рамках проекта разработки месторождения «Бабек» в Азербайджане.
Aquaterra Energy поставит свою подводную райзерную систему в рамках программы UBOC по бурению разведочной скважины BX-01 на месторождении «Бабек». Команда инженеров-экспертов Aquaterra Energy порекомендовала использовать самоподъемную буровую установку вместо полупогружной, чтобы обеспечить максимальную безопасность и эффективность при минимальных затратах.
Твиттер: @Lyaman_Zeyn