БАКУ /Trend/ - Trend представляет обзор нефтегазовых контрактов в Азербайджане по итогам 2024 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: bp - 30,37 процента; AzACG (SOCAR) - 25 процентов; Chevron - 9,57 процента; INPEX - 9,31 процента; Statoil - 7,27 процента; ExxonMobil - 6,79 процента; TP - 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.
22 декабря 2023 года SOCAR приобрела долю Equinor в "Азери-Чираг-Гюнешли". До приобретения Equinor владела 7,27 процента акций в АЧГ, а SOCAR - 25 процентов. Сделки будут завершены при соблюдении всех нормативных требований и договорных обязательств.
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
bp 16 апреля объявила о начале добычи нефти с новой платформы "Azeri Central East" (ACE) в рамках разработки блока месторождений АЧГ в азербайджанском секторе Каспийского моря. Первая нефть была получена с той первой скважины, бурение которой велось с конца 2023 года и которая достигла глубины 3150 метров.
Ожидается, что добыча на "ACE" в 2024 году будет давать примерно 24 тысячи баррелей в сутки, поскольку будут пробурены, завершены и введены в эксплуатацию еще две запланированные скважины.
ACE является седьмой нефтедобывающей платформой на гигантском блоке АЧГ в Каспийском море. Данная добывающая платформа и связанные с ней объекты рассчитаны на извлечение до 100 тысяч баррелей нефти в сутки на пике, когда в эксплуатацию будут введены все 48 скважин АСЕ.
Ожидается, что в течение срока эксплуатации ACE с этой части АЧГ будет добыто до 300 миллионов баррелей нефти.
В августе завершился первый этап программы сейсмических исследований на блоке месторождений Азери-Чираг-Гюнешли с новыми 4-мерными (4D) высокоточными подводными узлами.
Проект, срок реализации которого составляет 5 лет, является крупнейшей программой сбора сейсмических данных, когда-либо реализованной bp в мире.
Целью программы сейсмических исследований является получение детальной информации об архитектуре месторождения АЧГ. Проведение исследования поможет партнерам АЧГ эффективно оптимизировать разработку месторождения в будущем. Первая сейсморазведка, начавшаяся в январе 2024 года, была завершена раньше срока и с меньшим бюджетом, чем планировалось.
20 сентября SOCAR совместно с bp, MOL, INPEX, Equinor, ExxonMobil, TPAO, ITOCHU и ONGC Videsh объявила о подписании дополнения к существующему соглашению о разделе продукции (СРП или PSA) по блоку месторождений Азери-Чираг-глубоководье Гюнешли (АЧГ) в азербайджанском секторе Каспийского моря.
Дополнение вносит поправки в действующий контракт по АЧГ (он с 1994 года акцентировался на извлечении нефти), позволяя сторонам осуществлять разведку, оценку, разработку и добычу свободного природного газа (NAG) с глубин АЧГ. Предполагается, что свободные ресурсы природного газа на АЧГ составляют до 4 триллионов кубических футов (свыше 110 миллиардов кубометров).
Дополнение действует до конца действующего соглашения о разделе продукции АЧГ (то есть до конца декабря 2049 года). В течение следующих 25 лет, при условии разведки и оценки NAG, есть потенциал для инвестиций в объеме миллиардов долларов в разработку NAG блока АЧГ. Доли участия соучредителей ACG в проекте NAG такие же, как и в существующем ACG PSA: bp (30,37 процента), SOCAR (25,0 процента), MOL (9,57 процента), INPEX (9,31 процента), Equinor (7,27 процента), ExxonMobil (6,79 процента), TPAO (5,73 процента), ITOCHU (3,65 процента), ONGC Videsh (2,31 процента). bp остается оператором ACG PSA.
Первая добыча газа с Западного Чирага ожидается в 2025 году. Было согласовано, что SOCAR будет покупателем всего газа, добываемого из этой скважины.
В октябре компания bp успешно завершила первую в истории операцию по отбору керна под давлением на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли, применив инновационную технологию бурения с отбором керна под давлением впервые не только в Каспийском регионе, но и в глобальных операциях bp.
Использование технологии отбора керна под давлением направлено на получение образцов керна при естественных условиях пласта, что минимизирует потери флюидов и повреждение керна. Полученные образцы будут использованы в различных лабораторных тестах для снижения неопределенности в отношении остаточной нефтенасыщенности при водонапорном режиме в Балаханском резервуаре АЧГ. Это поможет определить необходимость и тип методов повышения нефтеотдачи, а также улучшить прогнозирование и планирование вариантов будущей разработки Балаханских резервуаров.
Отбор керна под давлением был выполнен в восьмом пласте Балаханы через недавно пробуренную скважину на платформе Западный Азери.
В ходе операции было успешно извлечено четыре находящихся полностью под давлением керновых образца, все жидкости были сохранены в естественном состоянии. Эти образцы, а также данные анализа на месте, были отправлены в лабораторию для дальнейшего исследования. Ожидается, что важные данные по керну и флюидам позволят нам глубже понять подповерхностные процессы и выбрать наилучшую стратегию разработки ресурсов.
29 ноября на заседании Милли Меджлиса Азербайджана был вынесен на обсуждение законопроект Азербайджанской Республики о принятии, утверждении и разрешении на реализацию "Второго приложения к Соглашению о совместной разработке месторождений "Азери", "Чираг" и глубоководной части месторождения "Гюнешли" в азербайджанском секторе Каспийского моря и долевом разделе добычи от 14 сентября 2017 года". После обсуждений документ был вынесен на голосование и принят.
29 ноября Государственная нефтегазовая компания Индии ONGC Videsh (OVL) завершила сделку по приобретению 0,615 процента доли участия в разработке блока месторождений Азери-Чираг-Гюнешли у норвежской компании Equinor.
В рамках этой сделки дочерняя компания ONGC BTC также приобрела 0,737 процента доли в магистральном нефтепроводе Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД).
Объем инвестиций составил около 60 миллионов долларов. Приобретенные активы дополняют уже существующие доли OVL: 2,31 процента в проекте АЧГ и 2,36 процента в нефтепроводе БТД.
11 декабря Президент Ильхам Алиев подписал закон о принятии и утверждении "Второго дополнения к соглашению от 14 сентября 2017 года о совместной разработке и распределении добычи нефти с месторождений "Азери", "Чираг" и глубоководного участка месторождения "Гюнешли" в азербайджанском секторе Каспийского моря" и разрешении на его реализацию.
Согласно документу, "Второе дополнение к соглашению от 14 сентября 2017 года о совместной разработке и распределении добычи нефти с месторождений "Азери", "Чираг" и глубоководного участка месторождения "Гюнешли" в азербайджанском секторе Каспийского моря" (далее - Второе дополнение), подписанное 1 августа 2024 года в Баку между Государственной нефтяной компанией Азербайджанской Республики совместно с Azerbaijan ACG Limited, BP Exploration (Caspian Sea) LTD, Equinor Absheron AS, Exxon Аzerbaijan Limited, INPEX Southwest Caspian Sea, Ltd, ITOCHU Oil Exploration (Azerbaijan) Inc., MOL Azerbaijan Ltd., ONGC Videsh Limited, Turkiye Petrolleri AO, принимается и утверждается, допускается его реализация.
Два Дополнительных раздела (далее – Приложения), внесенные в основной текст Второго дополнения, принимаются и утверждаются, дается разрешение на их реализацию.
После вступления в силу этого закона Второе дополнение и Приложения становятся законами. Если во Втором дополнении точно не указаны иные случаи, Второе дополнение и Приложения в течение срока действия Второго дополнения имеют приоритет над положениями любых других существующих или принимаемых законов, указов или административных распоряжений (или их частей) Азербайджанской Республики, которые не соответствуют или противоречат Второму дополнению и приложениям.
С даты вступления в силу настоящего Закона, в соответствии с условиями Второго дополнения и Приложений и в течение всего срока его действия, сторонам-подрядчикам предоставляется исключительное право на проведение нефтегазовых операций в сфере контракта на свободный природный газ, предусмотренных во Втором дополнении и Приложениях.
После вступления в силу настоящего закона права и интересы, приобретенные сторонами-подрядчиками (или их законными правопреемниками) по Второму дополнению и Приложениям, не могут быть изменены, исправлены или сокращены без предварительного согласия сторон-подрядчиков.
Для выполнения прав и обязанностей, вытекающих из Второго дополнения, сторонам-подрядчикам предоставляются все необходимые лицензии, таможенные разрешения, визы, иные полномочия и санкции.
13 декабря производство на "Азери-Чираг-Гюнешли" достигло отметки в 600 миллионов тонн. Эти объемы были транспортированы на мировые рынки, главным образом, через экспортные трубопроводы Баку-Тбилиси-Джейхан и Западный маршрут из терминала Сангачал близ Баку, пересекающего территорию Азербайджана, Грузии и Турции.
Стоит отметить, что нефть с "Азери-Чираг-Гюнешли" поступает на нефтеперерабатывающие заводы MOL Group в Венгрии и Словакии.
За первые три квартала 2024 года операционные расходы bp и ее партнеров на Азери-Чираг-Гюнешли составили около 402 миллионов долларов, а капитальные расходы - 968 миллионов долларов. А за тот же период 2023 года операционные и капитальные расходы на АЧГ составили 365 миллионов долларов и 1,109 миллиарда долларов соответственно. Таким образом, операционные расходы выросли более чем на 10 процентов, а капитальные расходы снизились на 12,7 процента в годовом исчислении.
В течение трех кварталов 2024 года поставки попутного газа с блока "Азери-Чираг-Гюнешли" для государственной нефтяной компании Азербайджана SOCAR составили в среднем около 6,5 миллиона кубических метров в сутки (всего 1,8 миллиарда кубических метров). Остальная часть добытого попутного газа была закачана обратно для поддержания пластового давления. За тот же период 2023 года было поставлено 5,5 миллиона кубометров в сутки. Таким образом, поставки попутного газа выросли на 18,2 процента.
Доходы Государственного нефтяного фонда Азербайджана (SOFAZ) от блока месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли" за январь-ноябрь текущего года составили почти 5,725 миллиарда долларов. А за аналогичный период 2023 года доход составлял 6,354 миллиарда долларов. Таким образом, доходы SOFAZ от АЧГ упали на 9,9 процента в годовом исчислении.
"Шахдениз"
Контракт на разработку морского месторождения "Шахдениз" был подписан четвертого июня 1996 года.
В соответствии с подписанными 17 декабря 2013 года в Баку документами контракт по разработке "Шахдениз" 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 "Шахдениз". Сумма сделки - 2,25 миллиарда долларов. В компании PETRONA отметили, 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 "Шахдениз".
9 декабря 2021 года компания bp объявила о приобретении 1,16 процента акций PETRONAS в "Шахдениз". bp заключила соглашение о приобретении у PETRONAS 1,16 процента доли в проекте разработки "Шахдениз" 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 "Шахдениз" и останется оператором месторождения. 10 декабря 2021 года ПАО "ЛУКОЙЛ" сообщило о подписании изменений в соглашение о приобретении у компании PETRONAS доли в проекте "Шахдениз", 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 "Шахдениз" по вопросу реализации преимущественных прав.
После того как малайзийская PETRONAS решила продать свою долю в соглашении о разделе продукции по разведке и разработке месторождения "Шахдениз", 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 "Шахдениз". Таким образом, доля прямого участия SOCAR в проекте "Шахдениз" 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 "Шахдениз".
25 июня стало известно, что SOCAR продала свою долю в размере 14,35 процента в Соглашении о разделе продукции "Шахдениз" ООО Southern Gas Corridor Upstream.
Доказанные запасы "Шахдениз" оцениваются в 1,2 триллиона кубометров газа и 240 миллионов тонн конденсата.
Статус проекта
bp работает над тем, чтобы продлить период стабильной добычи на "Шахдениз" и получить дополнительные объемы газа для увеличения его продаж. Для этого компания планирует построить новую компрессорную платформу.
Это будет платформа без операторов, с дистанционным управлением, приводимая в действие с Сангачальского берегового терминала посредством высоковольтного электрического кабеля.
Проект по компрессорной платформе находится в стадии проработки, и его реализация стартует со второго квартала 2025 года. Данный проект фактически означает так называемый третий этап разработки "Шахдениз".
В мае сообщалось, что компания "Узбекнефтегаз" может войти в газоконденсатный проект "Шахдениз" азербайджанского шельфа Каспия.
5 июня было подписано соглашение о приобретении венгерской MVM Group 5 доли в проекте "Шахдениз" и 4 процента в SCPC. С закрытием сделки, доля Cenub Qaz Dehlizi в проекте "Шахдениз" снижается с 21,02 процента до 16,02 процента. MVM Group закрыла сделку 30 августа.
За первые три квартала 2024 года операционные и капитальные расходы bp и ее партнеров на "Шахдениз" составили около 1,780 миллиарда долларов и около 582 миллиона долларов соответственно, большая часть которых была связана с проектом "Шахдениз-2". А за тот же период 2023 года операционные расходы составили 1,738 миллиарда долларов, капитальные расходы - около 653 миллионов долларов. Таким образом, операционные расходы на "Шахдениз" выросли на 2,4 процента, а капитальные расходы снизились на 10,9 процента в годовом исчислении.
Доходы Государственного нефтяного фонда Азербайджана (SOFAZ) от продажи газа и конденсата с месторождения "Шахдениз" за январь-октябрь 2024 года составили 416,174 миллиона долларов США по сравнению с 1,183 миллиарда долларов за аналогичный период 2023 года.
Таким образом, доходы Фонда от месторождения снизились на 64,82 процента, или 766,826 миллиона долларов в годовом исчислении. Согласно данным SOFAZ, 154,409 миллиона долларов получены от продажи конденсата с "Шахдениз" по сравнению с 259,554 миллиона долларов за первые 10 месяцев прошлого года, что составляет снижение на 55,54 процента, или 144,145 миллиона долларов.
На месторождении к сегодняшнему дню добыто 48,3 миллиона тонн конденсата и 234,3 миллиарда кубометров природного газа.
С момента начала коммерческой добычи 30 июня 2018 года и до 1 декабря 2024 года в рамках проекта "Шахдениз-2" было добыто 66,6 миллиарда кубометров газа. За отчетный период в рамках проекта "Шахдениз-2" было добыто 11,5 миллиона тонн конденсата.
В третьем квартале 2024 года проект "Шахдениз-2" продвинулся к запуску третьей скважины на восточно-северном фланге.
Судно SCV Khankendi продолжило обеспечивать поддержку жизненного цикла месторождения, предоставляя услуги, проводя исследования и выполняя операции на всех подводных добывающих объектах "Шахдениз-2" и АЧГ.
Основной задачей судна SCV Khankendi остаются работы по проекту "Шахдениз-2", направленные на завершение программы бурения оставшихся скважин. Для обеспечения эффективного использования судна и буровых установок была разработана интегрированная программа, позволяющая оптимизировать работы и ускорить ввод скважин в эксплуатацию.
В третьем квартале 2024 года буровая платформа Shah Deniz Alpha находилась в режиме теплого простоя.
Проект "Шахдениз-2" продвигался за счет выполнения программы бурения с использованием буровых установок "Истиглал" и "Гейдар Алиев".
Установка "Гейдар Алиев" продолжала бурение скважины SDD05 на западном фланге.
Всего в рамках проекта "Шахдениз-2" пробурена 21 скважина, включая пять скважин на северном, четыре на западном, четыре на восточно-южном, пять на западно-южном и три на восточно-северном фланге.
Ожидается, что когда срок действия контракта по "Шах Дениз" истечет в 2048 году, месторождение по-прежнему будет обладать большим потенциалом и продолжит вносить свой вклад в развитие регионального и мирового рынков.
"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.
На месторождении "Умид" по итогам 2024 года ожидается добыча 2,3 миллиарда кубометров газа. Добыча конденсата прогнозируется на уровне 325,100 тонн.
Месторождение "Абшерон"
Месторождение "Абшерон" расположено на шельфе Каспийского моря, в 100 километрах к юго-востоку от Баку и в 25 километрах к северо-востоку от "Шахдениз". Площадь месторождения составляет около 270 квадратных километров, а запасы газа оцениваются в 350–400 миллиардов кубометров.
Добыча газа и конденсата с "Абшерона" ведется с июля 2023 года операционной компанией JOCAP на основании проекта ранней добычи с одной глубоководной скважины.
По договоренности с партнерами, SOCAR выкупает этот газ, а конденсат идет в нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан.
Статус проекта
Объем добычи конденсата на месторождении за первые 11 месяцев 2024 года составил 0,52 миллиона тонн по сравнению с 0,24 миллиона тонн за аналогичный период 2023 года.
SOCAR ведет консультации с TotalEnergies и ADNOC об операциях с природным газом с полномасштабной разработки каспийского месторождения "Абшерон", и ситуация прояснится в 2025 году.
До конца 2024 года акционеры газоконденсатного проекта "Абшерон" одобрят FEED (Front End Engineering Design) — основу для полномасштабной разработки этого месторождения. Через несколько месяцев после этого, уже в 2025 году, ожидается принятие финального инвестиционного решения (FID), дающего старт полномасштабному освоению "Абшерона". К моменту принятия FID станет понятно, будет ли решение о выкупе SOCAR газа с полномасштабной разработки, как это происходит по первому этапу освоения "Абшерона", или будет другая схема операций с газом этого месторождения.
Полномасштабная разработка "Абшерона" позволит на пике добывать на этом месторождении до 6 миллиардов кубометров газа в год.
Текущие концепции полномасштабного освоения предусматривают значительную подводную разработку трех или более дополнительных глубоководных скважин, связанных с береговыми объектами, для приема, обработки и экспорта газа и жидкостей.
Пробуренная на "Абшероне" в рамках EPS скважина "АБД-001" является самой глубокой скважиной, пробуренной на Каспийском море на сегодняшний день – 7 411 метров.
На месторождении в этом году планируется добыть 1,5 миллиарда кубометров газа.
X: @Lyaman_Zeyn