Стабилизация добычи нефти стала основной задачей не только для компании SOCAR, но и для Азербайджанской международной операционной компании (АМОК), занимающейся разработкой блока месторождений Азери-Чираг-глубоководье Гюнешли (АЧГ).

В августе компания BP-Azerbaijan опубликовала данные по добыче нефти и газа на блоке АЧГ за I полугодие 2016 года, согласно которым в указанный период с этих месторождений добыто 16 млн тонн нефти, что соответствует показателю за аналогичный период прошлого года.

830138

Среднесуточная добыча нефти в этот период на блоке АЧГ составила 655 тыс. баррелей нефти в сутки (в I полугодии 2015 г. — 641 тыс. баррелей). При этом с платформы Чираг в отчетный период добывалось в среднем 51 тыс. бар/сут (в I полугодии 2015 г. — 55 тыс. баррелей), с платформы «Центральный Азери» — 153 тыс. бар/сут (157 тыс. бар/сут), с платформы «Западный Азери» — 117 тыс. бар/сут (107 тыс. бар/сут), с платформы «Восточный Азери» — 71 тыс. бар/сут (71 тыс. баррелей), с платформы «Глубоководный Гюнешли» — 136 тыс. бар/сут (145 тыс. бар/сут), с платформы «Западный Чираг» — 127 тыс. бар/сутки (106 тыс. баррелей в сутки). Таким образом, увеличить добычу удалось с двух платформ и за счет роста добычи на Западном Чираге — удержать общий уровень добычи нефти на блоке на прошлогоднем уровне. Это неудивительно, поскольку Западный Чираг был введен в разработку относительно недавно (29 января 2014 года), и именно разработкой этой площади BP-Azerbaijan рассчитывает обеспечить стабилизацию нефтедобычи на блоке АЧГ.

Падение нефтедобычи нефти удалось предотвратить, прежде всего, за счет увеличения объемов закачки в пласты попутного газа. Ежегодно значительные объемы попутного газа, добытого с блока АЧГ, передавались SOCAR (ГНКАР) для нужд потребителей, оставшийся объем использовался BP для закачки в пласты. В 2015 году АМОК поставила   SOCAR 3,2 млрд кубометров попутного газа, что на 15,9% выше показателя 2014 года. Однако по итогам I полугодия 2016 года Госнефтекомпания получила 1,31 млрд кубометров попутного газа с блока АЧГ, что на 37,6% ниже показателя аналогичного периода 2015 года, остальной объем был использован для закачки в пласты для поддержания давления.

Добыча нефти намного выгоднее, чем безвозмездная передача части попутного газа азербайджанской стороне для внутренних нужд. Нефть на внешних рынках стоит намного дороже. С другой стороны, недополученные объемы попутного газа с АЧГ Азербайджан может возместить за счет экономии и модернизации системы транспортировки газа, где до сих пор имеются крупные технические потери.

Наряду с закачкой газа в пласты, в I полугодии BP-Azerbaijan увеличила и число скважин, с которых велась добыча на блоке. В январе-июне 2016 года добыча осуществлялась со 102 эксплуатационных скважин против 87 годом ранее. За отчетный период на контрактном блоке было пробурено 9 нефтедобывающих, 3 водонагнетательных и одна газонагнетательная скважины. По состоянию на конец июня 2016 года в эксплуатации находились 43 нагнетательные скважины.

Удержание добычи на АЧГ на уровне прошлогодних показателей осуществляется на фоне сокращения расходов Азербайджанской международной операционной компании по разработке этого блока. В I полугодии 2016 года затраты АМОК по проекту разработки блока АЧГ составили $1,088 млрд, что на 16,8% меньше показателя аналогичного периода прошлого года. В общем объеме затрат по проекту $260 млн составили операционные расходы, $828 млн – капитальные затраты. По сравнению с аналогичным периодом прошлого года, объем операционных расходов компании сократился на 27,6%, капитальных — на 12,8%.

Как заявил региональный президент BP в Азербайджане, Грузии и Турции Гордон Биррелл, ситуация с добычей нефти на блоке АЧГ за истекший период текущего года позволяет компании рассчитывать на достижение прогнозируемого годового уровня. Это означает, как минимум, сохранение добычи на уровне 2015 года (31,3 млн тонн нефти).

На 2017 год объем добычи нефти на блоке месторождений Азери-Чираг-Гюнешли пока не определен. Этот вопрос сейчас обсуждается с правительством Азербайджана. «Наша цель – сохранить текущий уровень, так как идет естественный спад добычи», —  отметил Г.Биррелл.

Следовательно, компания продолжит наращивание объемов закачки газа в пласты наряду с бурением новых скважин. В условиях отсутствия новых месторождений нефти в республике правительство Азербайджана, как и BP, заинтересовано в поддержании добычи на АЧГ на максимальном уровне. Все усилия брошены на то, чтобы не допустить дальнейшего падения объемов добычи нефти в республике, так как нефть – основной источник поступлений валюты в страну. Тем более, что ценовая конъюнктура на рынке нефти остается нестабильной. В прежние годы за счет высоких цен на нефть правительство могло допустить некоторое сокращение объемов добычи. Сейчас ситуация иная, и нужно предотвратить падение объемов добычи, что и происходит.

Известно, что блок АЧГ обеспечивает до 80% всей нефтедобычи в Азербайджане. Разрабатывать блок начали в ноябре 1997 года с месторождения Чираг. В феврале 2005 года началась добыча нефти с центральной части месторождения Азери, с 30 декабря 2005 года — с западной части Азери, с 21 октября 2006 года — с восточной части Азери, 29 января 2014 года — с западной части месторождения Чираг.

В целом на сегодня на блоке АЧГ добыто 40% запасов. По данным SOCAR, суммарный объем добычи нефти с блока за период с начала разработки в ноябре 1997 года до 1 сентября 2016 года составил 407 млн. тонн при оцениваемых извлекаемых запасах в 1 млрд тонн. Из указанного объема добытой нефти 225,5 млн тонн пришлось на прибыльную нефть Азербайджана. Кроме того, с блока АЧГ за весь период добыто 124,3 млрд кубометров попутного газа. Ежемесячно с данного блока добывается более 2,7 млн тонн нефти и 1 млрд попутного газа. В текущем году из общего объема нефти, которая будет добыта с блока АЧГ, доля прибыльной нефти Азербайджана составит 60%.

До истечения срока действия контракта в 2024 году с данного блока планируется добыть 5 млрд баррелей нефти. В рамках же полномасштабной разработки указанных месторождений за счет инвестиций и повышения коэффициента нефтеотдачи есть возможность добыть с блока АЧГ дополнительно 4 млрд баррелей нефти. Однако это станет возможным лишь в рамках нового контракта, сроки подписания которого постоянно сдвигаются: SOCAR и ее партнеры по действующему контракту на разработку блока АЧГ пока не могут договориться по коммерческим аспектам будущего соглашения.

aaeaaqaaaaaaaaczaaaajgnjmje0yzkwlwy0mwetngi5zc04zjm1ltlkmjjln2nlmjkxmw

Напомним, что в случае подписания контракта на доразработку блока АЧГ компания BP обещала осуществить работы по увеличению объемов добычи нефти с блока. В частности, расширить существующие платформы и пробурить с них около 150 скважин, построить новую добывающую платформу на 48 скважин и выполнить ряд других работ. Это позволит к 2060 году добыть с блока АЧГ в целом до 1,2 млрд тонн нефти (с учетом уже добытого объема).

Параллельно BP-Azerbaijan удалось в I полугодии увеличить добычу газа с месторождения Шах-Дениз на 3,8% — до 5,4 млрд куб.м. Общие затраты по проекту Шах-Дениз в этот период составили $2,095 млрд (спад на 16,6% по сравнению с I полугодием 2015 г.), из которых на эксплуатационные расходы пришлось $0,225 млрд (спад на 10%), на капитальные затраты — $1,87 млрд (спад на 17,3%). При этом основной объем капитальных затрат был направлен на работы по Стадии-2 разработки месторождения Шах-Дениз. По итогам 2016 года добыча на месторождении может превысить 10 млрд кубометров против 9,9 млрд кубометров в 2015 году.

Суммарный объем добычи с месторождения «Шах-Дениз» в рамках Стадии-1 с начала разработки в декабре 2004 года до 1 сентября 2016 года составил 75 млрд кубометров газа и 19 млн тонн конденсата. Ежесуточно из 8 скважин на месторождении добывается 29 млн кубометров газа и более 7 тыс. тонн конденсата

В настоящее время консорциум по проекту «Шах-Дениз» продолжает строительные работы, чтобы начать в 2018 году добычу газа с этого месторождения в рамках Стадии-2. В рамках проекта на 82% выполнены инженерно-проектные работы, работы по снабжению и строительству, пробурено 10 опережающих скважин. Сумма подписанных до сих пор в рамках Стадии-2 подрядных контрактов составляет $18 млрд.

1 сентября 2016 года BP-Azebaijan отправила в море опорный блок производственной платформы для установки на точке. Вес опорного блока платформы составляет 13,15 тыс. тонн, высота — 105 метров. Строительство блока осуществлялось в течение двух лет консорциумом компаний BOS Shelf, Star Gulf и Saipem. Установка блока в море на глубине воды 94 метра займет 40 дней.

Отправка в море опорного блока технологической платформы с жилыми блоками запланирована на I квартал 2017 года.

В настоящее время в соответствии с графиком продолжается строительство верхних строений для двух платформ.  Верхние строения включают палубу для технологической платформы с жилблоками весом 12 тыс. тонн и палубу для производственной платформы весом 16,5 тыс. тонн.

Компания BP-Azerbaijan запланировала отправку и установку в море верхних строений технологической платформы с жилблоками на II квартал 2017 г., верхних строений производственной платформы — на III квартал 2017 г.

BP и SOCAR сотрудничают уже более двух десятков лет, на счету – целый ряд совместных многомиллиардных проектов. Сейчас компании обсуждают условия нового контракта на разведку перспективного блока D230 в азербайджанском секторе Каспия.

Блок D230 охватывает структуру на глубине моря до 300 метров при глубине продуктивного пласта от 3000 до 5000 метров. На данном блоке ранее никаких работ не проводилось, поэтому нет информации о возможности обнаружения здесь запасов нефти или газа.

Глава SOCAR Ровнаг Абдуллаев заявил, что BP выразила желание сделать инвестиции и провести разведочные работы на этой территории с целью выявления перспектив ее дальнейшей разработки. 24 мая 2016 года компании подписали Меморандум о намерениях провести совместные геологоразведочные работы на блоке D230 на Северном Абшероне. Меморандум дает BP исключительное право на ведение переговоров с SOCAR для подписания соглашения о геологоразведке и разработке блока. Госнефтекомпания Азербайджана рассчитывает подписать контракт с британской компанией в скором времени.

«Этот проект является продолжением нашего сотрудничества в области поиска новых возможностей для совместной разработки. Мы продолжим вносить вклад в поддержание нефтедобычи в Азербайджане», — считает Г.Биррелл.

Примечательно, что сотрудничество SOCAR и BP не ограничивается проектами в сфере разведки и разработки нефтегазовых месторождений. Общими усилиями двух компаний 23 сентября в Азербайджане впервые на пространстве СНГ был введен в эксплуатацию   Центр управления нефтяными отходами.

Общая площадь центра составляет 40 га, и есть потенциал для ее расширения до 100 га. Здесь смонтированы две установки по переработке бурового шлама VacuDry германской компании Econ Industries Gmbh. Производственная мощность центра составляет 100 тыс. тонн в год. Помимо бурового шлама, здесь также планируется осуществлять переработку 26 видов отходов. Стоимость проекта составила чуть более 60 млн манатов.

«Уникальность данного центра заключается в полной переработке бурового шлама для его повторного использования. Здесь будет перерабатываться нефтяной шлам со всех промыслов в Азербайджане. Это позволит нефтяным компаниям, действующим в стране, экономить на процессе утилизации бурового шлама десятки миллионов долларов США. Однако мы рассчитываем на то, что в этом центре в будущем будет осуществляться переработка всех вредных отходов», — заявил глава SOCAR.

Сотрудничество SOCAR и BP имеет не только богатую историю, но и огромный потенциал. Результаты, которых компании совместно достигают в годы кризиса, придают уверенность в том, что в дальнейшем они смогут добиться еще более внушительных свершений.

Нигяр Аббасова

Бесплатная подписка на интернет-версию журнала We & World Economics    http://wem.az/subscribe/

Следите за нашими обновлениями в социальных сетях:

https://www.facebook.com/worldeconomicsmagazine/

https://www.linkedin.com/company/we-&-world-economics/

https://www.instagram.com/worldeconomicsmagazine/

https://twitter.com/WEMAzerbaijan