Азербайджан, Баку, 23 декабря /корр. Trend Э.Исмайлов/
"Азери-Чираг-Гюнешли"
Контракт типа PSA по проекту разработки азербайджанского морского месторождения "Азери-Чираг-Гюнешли" подписан в сентябре 1994 года. Срок действия соглашения - 30 лет.
Добыча на месторождении "Чираг" начата в 1997 году, на "Центральном Азери" - в начале 2005 года, "Западном Азери" - в начале 2006 года, "Восточном Азери" - в конце 2006 года, на глубоководной части месторождения "Гюнешли" добыча начата весной 2008 года.
В начале сентября прошлого года американская компания Hess согласилась продать ONGC Videsh свою долю в проектах в Азербайджане.
В марте 2013 года Hess Corporation объявила о том, что завершила сделку по продаже своей доли в проекте "Азери-Чираг-Гюнешли" и нефтепроводе Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД) индийской компании ONGC Videsh.
Согласно условиям сделки, Hess продала ONGC Videsh 2,72 процента долевого участия в проекте АЧГ и 2,36 процента в нефтепроводе БТД за один миллиард долларов. После вычета налогов чистая прибыль от сделки составила 884 миллиона долларов.
Контракт на разработку крупного морского месторождения "Азери-Чираг-Гюнешли" был заключен в 1994 году. Долевое участие в контракте распределено следующим образом: ВР (оператор в "Азери-Чираг-Гюнешли") - 35,78 процента, Chevron - 11,27 процента, Inpex - 10,96 процента, AzACG - 11,65 процента, Statoil - 8,56 процента, Exxon - восемь процентов, ТРАО - 6,75 процента, Itocu - 4,3 процента и ONGC - 2,72 процента.
Статус проекта:
По данным на 30 октября. с начала разработки на АЧГ было добыто 318 миллионов тонн нефти. За указанный период с блока было добыто 88,7 миллиарда кубометров газа. Объем прибыльной нефти Азербайджана с блока АЧГ в указанный период составляет 165 миллионов тонн.
Также в течение 2013 года в результате активных работ партнерам по разработке месторождения удалось преодолеть снижение объема добычи нефти и стабилизировать этот показатель.
В рамках АЧГ важным является проект увеличения добычи на месторождении "Чираг" (проект называется Chirag Oil Project - COP) за счет строительства новой платформы - "Западный Чираг".
В этом году в море для установки были отправлены опорный блок и верхние строения новой платформы. Ввод в эксплуатацию новой платформы в рамках проекта "Chirag oil project" планируется осуществить уже в ближайшее время. В настоящее время в рамках проекта завершаются пусконаладочные работы и тестирование.
"Chirag oil project" предполагает строительство платформы "Западный Чираг", которая будет установлена на глубине моря 170 метров между уже работающими там добывающими платформами "Чираг" и "Гюнешли".
"Chirag oil project" предусматривает инвестиции в объеме шести миллиардов долларов.
Всего в рамках реализации проекта (до конца действия контракта по АЧГ в 2024 году) планируется добыть более 300 миллионов баррелей нефти.
Планируемый ежесуточный объем добычи нефти сорта Azeri Light с новой платформы, которая будет построена в рамках увеличения добычи нефти на АЧГ, составит 183 тысячи баррелей. Ожидаемый ежесуточный объем добычи попутного газа с новой платформы превысит 6,5 миллиона кубических метров. Предполагаемый ежесуточный объем закачки газа в пласт на платформе составит около 2,3 миллиона кубических метров.
"Шах Дениз"
В соответствии с подписанным 17 декабря 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 и 28,8 процента соответственно.
SOCAR приобрела у норвежской Statoil 6,7 процента участия компании в проекте разработки азербайджанского газоконденсатного месторождения "Шах Дениз" и в Южнокавказском газопроводе. В свою очередь, британская BP приобрела у Statoil 3,3 процента доли компании в проекте "Шах Дениз" и Южнокавказском газопроводе.
Стоимость продажи части активов Statoil в Азербайджане составляет 1,45 миллиарда долларов. Сделка вступит в силу с первого января 2014 года.
Контракт на разработку морского месторождения "Шах Дениз" был подписан четвертого июня 1996 года. Участниками соглашения являются (новое долевое распределение после операции купли-продажи): BP (оператор) - 28,8 процента, Statoil - 15,5 процента, NICO - 10 процентов, Total - 10 процентов, Lukoil - 10 процентов, TPAO - девять процентов, SOCAR - 16,7 процента.
Доказанные запасы месторождения составляют 1,2 триллиона кубометров газа и 240 миллионов тонн конденсата.
Статус проекта
По данным на 30 октября, с начала разработки месторождения "Шах Дениз" было добыто 46 миллиардов кубометров газа и более 12 миллионов тонн конденсата.
В указанный период с месторождения было экспортировано около 29 миллиардов кубометров газа. Из общего объема экспортированного с месторождения газа 25 миллиардов кубометров пришлось на Турцию, а 3,4 миллиарда кубометров - на Грузию. Также газ поставляется на насосные станции нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан.
Пиковая добыча на месторождении в рамках первой стадии разработки ранее прогнозировалась на уровне девяти миллиардов кубических метров газа и 50 тысяч баррелей конденсата.
Однако согласно новым планам объем ежегодной добычи газа в рамках первой фазы разработки "Шах Дениз" планируется увеличить до 10,4 миллиарда кубометров. Дополнительные 1,4 миллиарда кубометров в рамках нового контракта будут продаваться компании SOCAR. Стоимость продажи дополнительных объемов, исходя из коммерческой тайны, не оглашена. Добыча газа на месторождении ведется с пяти скважин.
Однако самым важным событие 2013 года стало принятие 17 декабря окончательного инвестиционного решения по второй фазе разработки месторождения.
В частности, в рамках второй фазы разработки месторождения, ведется опережающее бурение скважин, которых будет более 20.
Для проведения строительных работ в рамках проекта "Шах Дениз-2" уже подписаны два крупных контракта - с консорциумами Tekfen-Azfen и AMEC-Tekfen-Azfen (ATA). Подписание контрактов состоялось после принятия окончательного инвестиционного решения по проекту. Стоимость первого контракта составляет 998 миллионов долларов, а второго - 974 миллиона долларов.
Работы в рамках первого контракта планируется начать с января 2014 года и завершить в 2018 году. В частности, предусматривается строительство на Сангачальском терминале установок по переработке газа и конденсата, строительство трубопровода, пролегающего по суше от места выхода на берег подводного трубопровода до терминала установок, для транзита газа, конденсата и моноэтиленгликоля, а также работы по реконструкции на действующем в Сангачале терминале.
В рамках второго контракта в течение пяти лет предусматривается строительство верхних модулей добывающей платформы и технологической платформы, включая жилой блок. В задачу подрядчика входит выполнение всех процедур до введения в эксплуатацию этих платформ.
Общая стоимость реализации второй фазы разработки "Шах Дениз" оценивается в более чем 25 миллиардов долларов.
В рамках второй стадии разработки месторождения будет добываться дополнительно 16 миллиардов кубических метров газа в год. Из них шесть миллиардов будет поставляться в Турцию и 10 миллиардов в Европу. Согласно прогнозам, в рамках второй стадии разработки месторождения объем добычи газа можно будет довести до 24 миллиардов кубометров в год.
Партнеры по разработке месторождения также рассматривают возможность реализации в долгосрочной перспективе третьей стадии разработки месторождения. Об этом можно говорить на основании результатов, полученных после бурения на месторождении в 2007 году разведочной скважины (самой глубокой, которая была до настоящего времени пробурена на Каспии). Обнаружение нового продуктивного пласта говорит о грандиозном будущем месторождения после реализации второй стадии его разработки. Но, учитывая высокое давление, для разработки этих запасов необходимо будет применить новые технологии и разведочные работы.
"Абшерон"
Участниками проекта "Абшерон" являются компании SOCAR (Госнефтекомпания Азербайджана) - 40 процентов, французские компании Total - 40 процентов и Gaz De France Suez - 20 процентов.
Контракт по структуре "Абшерон" подписан 27 февраля 2009 года между SOCAR и Total. Позднее Total продала 20 процентов из своего долевого участия в контракте компании Gaz De France Suez. Это наиболее крупный нефтегазовый контракт, заключенный в Азербайджане за последнее время.
Статус проекта
Об открытии месторождения было объявлено в сентябре 2011 года. Для уточнения данных было принято решение о бурение бокового ствола первой разведочной скважины. Работы были завершены в 2012 году.
Результаты первой разведочной скважины показывают наличие коммерчески привлекательных запасов газа и конденсата. По оценке геологов SOCAR (Госнефтекомпания Азербайджана), запасы структуры "Абшерон" могут составлять 300 миллиардов кубических метров газа и 45 миллионов тонн конденсата.
В настоящее время работ на месторождении не проводится из-за отсутствия свободной буровой установки. Все буровые установки привлечены для проведения работ на блоке "Азери-Чираг-Гюнешли" и месторождении "Шах Дениз".
В Азербайджане уже начато строительство новой плавучей буровой установки, которая будет использована в первую очередь для нужд SOCAR. Однако для разработки месторождений и ведения разведочного бурения на перспективных структурах в стране испытывается необходимость еще в трех новых буровых установках.
Бурение первой оценочной скважины на месторождении "Абшерон" в азербайджанском секторе Каспия ожидается в 2017 году. Первый газ с месторождения ожидается к концу 2020 года.
"Бахар" и "Гум Дениз"
22 декабря 2009 года в Баку компания SOCAR подписала контракт типа PSA с компанией Bahar Energy Limited на разведку, реабилитацию, разработку и добычу на блоке, в который входят морские месторождения "Бахар" и "Гум Дениз", находящиеся в азербайджанском секторе Каспийского моря. Долевое участие - 20 процентов SOCAR и 80 процентов Bahar Energy Limited.
Bahar Energy Limited зарегистрирована на территории свободной экономической зоны Jebel Ali в ОАЭ. SOCAR 16 апреля 2009 года подписала с этой компанией меморандум о взаимопонимании.
Статус проекта
Контракт состоит из двух частей. Первая предполагает реабилитацию и стабилизацию добычи на блоке месторождений, а вторая - разведку на перспективной структуре "Бахар-2".
В течение ближайших лет на нефтегазовых месторождениях "Гум Дениз" и "Бахар" в азербайджанском секторе Каспия планируется пробурить 58 скважин.
Также на указанных месторождениях планируется повторное заканчивание 101 скважины (48 - на месторождении "Гум-Дениз", 53 - на "Бахар"), строительство и установка шести новых нефтяных платформ, обновление и модернизация восьми старых платформ, проведение двухмерной (2-D) сейсморазведки на нефтяном месторождении "Гум Дениз" и газовом месторождении "Бахар", проведение трехмерной (3-D) сейсморазведки на разведочной площади перспективной структуры "Бахар-2".
В рамках первой фазы (сроки реализации не указаны) плана реабилитации месторождения "Бахар" общая добыча оценивается в 122 миллиарда кубических метров и 84 миллиона баррелей конденсата.
Добыча нефти в рамках "Фазы-1" (сроки реализации не указаны) плана по реабилитации месторождения "Гум Дениз" оценивается в 207 миллионов баррелей нефти и 16,6 миллиарда кубических метров газа.
Контракт заключен сроком на 25 лет с возможностью пролонгации на последующие пять лет. На начальном этапе доля прибыльных углеводородов SOCAR составит 40 процентов, в дальнейшем она будет увеличена до 90 процентов. Объем инвестиций, который будет вложен в этот контракт, по первоначальным расчетам составит один миллиард долларов.
В течение трех лет компании SOCAR безвозмездно будет передано 170 тысяч тонн нефти и 630 миллионов кубических метров газа.
Месторождение "Гум Дениз", эксплуатируемое с 1955 года, расположено в 21 километре к юго-востоку от Баку. Месторождение "Бахар" разрабатывается с 1969 года и располагается в 40 километрах юго-восточнее Баку.
"Шафаг-Асиман"
Контракт по "Шафаг-Асиман" был подписан в октябре 2010 года сроком на 30 лет. Разведочный период составляет четыре года с возможностью продления еще на три года. На первом этапе планируется бурение двух скважин. На втором этапе при необходимости будут пробурены еще две скважины. С переходом в эксплуатационный период стороны будут осуществлять в рамках проекта совместное операторство. Долевое распределение участия в контракте составляет 50 на 50 процентов.
Прогнозируемые запасы блока "Шафаг-Асиман" составляют 500 миллиардов кубометров газа и 65 миллионов тонн конденсата.
Блок расположен в 125 километрах к юго-востоку от Баку. На блоке ранее не проводились разведочные работы, он расположен на глубине моря в 650-800 метров с глубиной резервуара в семь тысяч метров.
Статус проекта
BP-Azerbaijan продолжает обработку трехмерных сейсмических исследований, проводимых на перспективной структуре "Шафаг-Асиман". После завершения обработки данных понадобится еще один год для проведения работ по планированию первой разведочной скважины.
Для проведения буровых работ на перспективной структуре также необходима дополнительная буровая установка.
Глубокозалегающий газ на "Азери-Чираг-Гюнешли"
Согласно контракту по разработке блока месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли", подписанному Азербайджаном в 1994 году, BP и партнеры по проекту имеют право на разработку нефтяных горизонтов до свиты "Перерыва". Как отмечено в контракте типа PSA, разработка нижних горизонтов - предмет отдельного соглашения.
По аналогии с другими азербайджанскими морскими месторождениями можно утверждать, что следующие за свитой "Перерыва" горизонты продуктивной толщи, а именно свиты Надкирмакинская и Подкирмакинская песчанистые и Гала также содержат углеводороды.
Согласно прогнозам, запасы газа здесь оцениваются в 300 миллиардов кубометров
В настоящее время в рамках проекта разработки газа глубокого залегания на АЧГ продолжаются работы по подготовке контракта. В настоящее время нефтяные запасы АЧГ разрабатываются на основе контракта типа PSA. Однако планируется, что контракт по газу глубокого залегания на АЧГ будет заключен в новой форме. Это будет соглашение нового формата - Risk Service Agreement (контракт с минимальной гарантией возмещения).
"Араз-Алов-Шарг"
Партнерами по проекту разработки морской перспективной структуры "Араз-Алов-Шарг" являются: BP (оператор) - 15 процентов, норвежская Statoil - 15 процентов, американская ExxonMobil - 15 процентов, турецкая TPAO - 10 процентов, канадская Alberta Energy - 5 процентов и SOCAR - 40 процентов. Сумма необходимых капиталовложений в проект - порядка четырех миллиардов долларов.
Статус проекта
Проект заморожен до решения вопроса статуса Каспия между Азербайджаном и Ираном.
"Зафар-Машал"
Весной 2013 года SOCAR и норвежская Statoil подписали меморандум о взаимопонимании по перспективным структурам "Зафар" и "Машал". Меморандум предполагает в течение одного года после его подписания проведение переговоров, согласование основных коммерческих принципов и условий контракта по разработке и заключение самого контракта.
За последние годы Statoil приобрела новый опыт работы в Бразилии, Танзании, и сейчас компания готова поделиться этим опытом с SOCAR, а также воспользоваться опытом самой Госнефтекомпании.
Первый контракт на разработку морских перспективных структур "Зафар" и "Машал" был подписан между американской ExxonMobil и SOCAR 27 апреля 1999 года. В проекте 50 процентов долевого участия принадлежало Госнефтекомпании и 30 процентов - ExxonMobil. В 2000 году оставшиеся 20 процентов были переданы американской Conoco Phillips.
Объем инвестиций в проект оценивался примерно в два миллиарда долларов, а прогнозируемые запасы нефти - в 140 миллионов тонн, из которых 100 миллионов тонн приходилось на "Зафар", 40 миллионов тонн - на "Машал".
По оценке геологов SOCAR, запасы на этой структуре оцениваются в 300 миллиардов кубических метров газа и 37 миллионов тонн конденсата.
"Нахчыван"
Первый контракт на разработку морской перспективной структуры "Нахчыван" был подписан 1 августа 1997 года. Участниками проекта являлись: ExxonMobil - 50 процентов, SOCAR - 50 процентов.
Статус проекта
В марте 2010 года SOCAR и германская RWE подписали меморандум о взаимопонимании по морской перспективной структуре "Нахчыван". Согласно условиям меморандума, до 10 марта 2011 года компании должны были провести все необходимые работы для подготовки контракта типа PSA. Однако до настоящего времени контракт по структуре не подписан.
Запасы структуры прогнозируются в объеме 300 миллиардов кубических метров газа и 40 миллионов тонн газоконденсата.
