Финансовые итоги деятельности британского нефтяного гиганта ВР в 2015 году оказались худшими за последние 20 лет, что может привести к резкому сокращению рабочих мест в компании. Так, по итогам 2015 года чистый убыток компании составил $6,5 млрд, что на $2,72 млрд больше показателя 2014 года ($3,78 млрд). Выручка компании за минувший год снизилась на 37% — до $225,98 млрд, чистый долг компании на 31 декабря 2015 года вырос до $27,2 млрд против $22,6 млрд годом ранее.
Несмотря на столь неутешительные результаты, свою деятельность в Азербайджане в прошлом году компания считает весьма успешной.
socar_bp

Как заявил региональный президент компании BP в Азербайджане, Грузии и Турции Гордон Биррелл, 2015 год оказался очень удачным по показателям добычи с блока месторождений Азери-Чираг-Гюнешли (АЧГ).
«Мы удовлетворены итогами минувшего года: добыча нефти с блока АЧГ составила 31,3 млн тонн нефти, ежесуточная — 634 тыс. баррелей. Эти цифры значительно превысили показатели, заложенные в нашем рабочем плане и в бюджете проекта на 2015 год», — утверждает Г.Биррел.
По данным BP-Azerbaijan, в прошлом году на блоке АЧГ пробурили 17 новых скважин, из которых 15 – нефтедобывающие, 2 – водонагнетательные. По состоянию на 1 января 2016 года в эксплуатации на АЧГ находились 91 нефтедобывающая и 42 нагнетательная скважины.
«Мы провели модернизацию нашего газокомпрессорного оборудования и применили новые технологии, что позволяет нам увеличить закачку попутного газа в пласты для увеличения объемов нефтедобычи с блока Азери-Чираг-Гюнешли. Оставшийся объем добываемого попутного газа, как известно, мы передаем компании SOCAR. В 2015 году Госнефтекомпании ежесуточно передавалось около 9 млн кубометров газа. Однако со временем нам придется нарастить объем попутного газа, закачиваемого в пласты, для дальнейшего увеличения нефтедобычи», — отмечает Г.Биррел.
Объем затрат по проекту разработки блока АЧГ в 2015 году по сравнению с 2014 годом снизился на 19,4% — до $2,66 млрд, из которых на эксплуатационные расходы пришлось $760 млн, на капитальные — $1,9 млрд.
Поступления в Государственный нефтяной фонд Азербайджана (ГНФАР) от продажи прибыльной нефти с блока Азери-Чираг-Гюнешли (АЧГ) за 2015 год составили $6,9 млрд, а в целом с 2001 года по 1 января 2016 года — $117 млрд.
В 2016 году BP-Azerbaijan рассчитывает сохранить добычу нефти с месторождений Азери-Чираг-Гюнешли на уровне 2015 года. План деятельности на текущий год включает также профилактические работы на добывающих платформах «Западный Азери» и «Глубоководный Гюнешли», добыча с которых на период профилактики будет остановлена.
При этом Г.Биррел открыто заявил, что разработка блока АЧГ вступила в фазу «сложной добычи нефти».
«За все время с начала разработки блока АЧГ в 1997 году и до конца декабря 2015 года с данной контрактной площади добыто 2,8 млрд баррелей нефти. Можно сказать, что это был период легкой добычи, поскольку для ее извлечения требовалось только бурение вертикальных скважин. Теперь мы вступили в фазу сложной добычи, диктующей необходимость применения новых технологий и методов бурения, в том числе бурения наклонных скважин с ответвлением от платформы в 6 км», — сказал он.

a504834d-9da5-4ae7-9611-df81afa6d320

Тем не менее, компания BP рассчитывает еще на долгие годы остаться в Азербайджане и уже готовится к подписанию с Госнефтекомпанией Азербайджана (SOCAR, ГНКАР) нового контракта, который предполагает доразработку запасов блока Азери-Чираг-Гюнешли в период после 2024 года.
Руководство SOCAR также не скрывает своей заинтересованности в скорейшем подписании данного договора и рассчитывает реализовать его уже в июне текущего года.
«Работа по подготовке контракта ведется. Я бы очень хотел, чтобы он был подписан уже в июне», — заявил глава ГНКАР Ровнаг Абудллаев.
Наряду с BP, участниками нового соглашения станут все акционеры по действующему контракту на разработку месторождений Азери, Чираг и глубоководной части Гюнешли, подписанному 20 сентября 1994 года. Напомним, что долевое участие сторон в этом проекте распределено следующим образом: BP (35,78% — оператор), Chevron (11,27%), ExxonMobil (8%), ONGC (2,72%), SOCAR (11,65%), Inpex Corp. (10,96%), ITOCHU Oil (4,3%), Statoil (8,56%) и TPAO (6,75%).
Контракт на доразработку блока АЧГ предусматривает работы, направленные на увеличение объемов добычи нефти: расширение существующих платформ, бурение около 150 скважин, строительство новой добывающей платформы для бурения 48 скважин и ряд других работ. Это позволит к 2060 году добыть с блока АЧГ, в целом, до 1,2 млрд тонн нефти, с учетом объемов, которые уже добыты и будут добыты в рамках действующего соглашения до 2024 года.
Не менее успешной в прошлом году оказалась деятельность BP и в качестве технического оператора проекта разработки газоконденсатного месторождения Шах-Дениз. Добыча газа в рамках «Стадии-1» этого проекта в 2015 году осталась на уровне 2014 года и составила 9,9 млрд кубометров газа. Также с месторождения Шах-Дениз было добыто 2,3 млн тонн конденсата.
Общий объем затрат по проекту за 2015 год достиг $4 млрд 852 млн (рост на 12,8% по сравнению с показателем 2014 года), из которых эксплуатационные расходы составили $482 млн, капитальные затраты — $4,37 млрд.
В целом с начала разработки месторождения в декабре 2004 года и до 31 декабря 2015 года суммарный объем добычи газа с месторождения Шах-Дениз составил 67,7 млрд кубометров и 17,1 млн тонн конденсата.
В Государственный нефтяной фонд (ГНФАР) в 2015 году от продажи газа, добытого с месторождения Шах-Дениз, поступило $322,8 млн, а за весь период с 2007 года по 1 января 2016 года — $2,4 млрд.
Работы по реализации «Стадии-2» разработки месторождения Шах-Дениз к настоящему времени выполнены на 66%. В рамках программы опережающего бурения на месторождении уже пробурено 9 скважин, продолжается строительство инфраструктуры по добыче и транспортировке газа и конденсата. Общий объем капитальных затрат по проекту «Стадия-2» ожидается на уровне $26,6 млрд, из которых по состоянию на 31 декабря 2015 года было израсходовано $11,2 млрд.
Месторождение, открытое в 1999 году, считается одним из крупнейших газоконденсатных месторождений в мире с запасами 1,2 трлн природного газа и 2,2 млрд баррелей конденсата. Общий объем добычи с месторождения Шах-Дениз в период с 2007 по 2045 г. прогнозируется на уровне 501,2 млрд кубометров природного газа и 665,2 млн баррелей конденсата.
Наряду с вышеназванными проектами, BP-Azerbaijan активизировала работы по реализации нового проекта, касающегося разработки и разведки мелководной части Абшеронского архипелага.

Azerbaijan

Соглашение о геологоразведке и о разделе продукции (PSA, СРП) между SOCAR и BP при работах на мелководье Абшеронского архипелага было подписано 22 декабря 2014 года. В соглашении 50% принадлежит BP, 50% — SOCAR.
В рамках проекта уже в апреле 2016 года компания приступила к трехмерным сейсмическим исследованиям на контрактной площади. Эти работы планируется завершить в ноябре 2016 года. Общая площадь контрактного блока составляет 1,9 тыс. кв. км. Сейсмические исследования охватят территорию площадью в 1,52 тыс. кв. км, из которых на суше будет исследована площадь в 90 кв. км.
«Эти исследования имеют для нас большое значение, поскольку от них зависят наши дальнейшие буровые работы. Если результаты сейсмики окажутся успешными, то мы выберем до четырех наиболее перспективных структур для бурения разведочных скважин. Буровые операции начнем в конце 2017 года», — пояснил Г.Биррел.
Работы в рамках данного проекта разделены на три этапа: первичная разведка, основная разведка и разработка месторождений.
В рамках первого этапа, который продлится до 30 месяцев, BP проводит трехмерную (3D) и 2D-сейсмику, а также оценку влияния работ на окружающую среду на всей контрактной площади.
Реализация второго этапа может охватить период до трех лет. За это время BP должна провести инженерно-геологическое исследование выбранных структур и подготовить отчет об оценке влияния этих работ на окружающую среду. Если компания на данном этапе обнаружит коммерчески ценные запасы и известит SOCAR, она обязана в течение шести месяцев подготовить программу разработки этих месторождений, после чего перейти к третьему этапу.
Соглашением предполагается, что этап разработки будет длиться 23 года, но этот период может быть продлен. Начать промышленную добычу BP должна в течение 36 месяцев после начала третьего этапа.
В целом компания настроена очень оптимистично относительно своей дальнейшей деятельности в Азербайджане. Подписывая новый контракт даже в условиях низких цен на нефть, высшее руководство лишний раз подтвердило заинтересованность ВР в своем долгосрочном присутствии в Каспийском регионе.

26284a

«Мы этот бассейн знаем очень хорошо, и это придает нам уверенность в том, что еще долгое время мы сможем эффективно осуществлять здесь свою деятельность в качестве оператора как в нефтяной, так и в газовой сферах. С гордостью могу сказать, что именно в Азербайджане мы построили одно из наших самых успешных партнерств, которое влияет на энергетическую карту мира», — отметил глава BP-Azerbaijan.
Говоря о перспективах BP в Азербайджане, Г.Биррел подчеркнул, что за 22 года своей деятельности в стране компания накопила большой опыт и хорошие знания геологии Южного Каспия, строения и поведения пластов, а также в сфере создания нефтегазовых систем и их модернизации.
«Мы добились здесь значительных успехов, но будущее выглядит еще оптимистичнее. Реализуемые крупные проекты — такие, как «АЧГ», «Шах Дениз» и «Южный газовый коридор», и новые проекты – «Шафаг-Асиман» и разведка на мелководье Абшеронского полуострова – создадут еще больше возможностей на ближайшие годы», — заключил Г.Биррелл.

Нигяр Аббасова