Azeri – Chirag – Gunashli ( ACG , azerbaiyano : Azəri-Çıraq-Günəşli ) o Azeri – Chirag – Deepwater Gunashli es un complejo de yacimientos petrolíferos en el Mar Caspio , a unos 120 kilómetros (75 millas) de la costa de Azerbaiyán . Consiste en los campos petrolíferos de Azeri y Chirag , y la parte de aguas profundas del campo petrolífero de Gunashli . El área estimada general del desarrollo es de 432,4 kilómetros cuadrados (167,0 millas cuadradas). [1] Es desarrollado por Azerbaijan International Operating Company , un consorcio de compañías petroleras internacionales, y operado porBP en nombre del consorcio. Los campos de ACG tienen reservas recuperables estimadas de alrededor de 5 a 6 mil millones de barriles (790 a 950 millones de metros cúbicos) de petróleo . A finales de 2005, la tasa de producción de ocho pozos preperforados en la plataforma era de aproximadamente 240.000 barriles por día (38.000 m 3 / d). [2]
Azerí – Chirag – Gunashli | |
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Ubicación de Azeri – Chirag – Gunashli | |
País | Azerbaiyán |
Región | Mar Caspio |
Offshore / onshore | Costa afuera |
Coordenadas | 40 ° 1′4 ″ N 51 ° 15′58 ″ E / 40.01778 ° N 51.26611 ° ECoordenadas : 40 ° 1′4 ″ N 51 ° 15′58 ″ E / 40.01778 ° N 51.26611 ° E |
Operador | AIOC |
Socios | BP , SOCAR , Chevron , Inpex , Statoil , ExxonMobil , TPAO , Itochu , ONGC Videsh |
Historia de campo | |
Descubrimiento | 1985 |
Inicio de la producción | 1997 |
Año pico | 2010 |
Producción | |
Producción actual de petróleo | 631.000 barriles por día (~ 3,14 × 10 7 t / a) |
Año de producción actual de aceite | 2016 |
Producción actual de gas | 10 × 10 6 m 3 / d (350 × 10 6 pies cúbicos / d) |
Aceite estimado en su lugar | 5.000 millones de barriles (~ 6,8 × 10 8 t) |
El pico de producción de petróleo, 835.000 barriles por día (132.800 m 3 / d), se alcanzó en el tercer trimestre de 2010. En el primer trimestre de 2012, la producción de petróleo fue de alrededor de 710.000 barriles por día (113.000 m 3 / d). [3]
BP informa que el petróleo crudo de ACG se exporta a través del oleoducto Bakú-Tbilisi-Ceyhan al mar Mediterráneo y del oleoducto Bakú-Supsa a Supsa en Georgia , así como a través del oleoducto Bakú-Novorossiysk a Novorossiysk en Rusia . También se cree que hay grandes reservas de gas sin explotar en los campos petrolíferos de ACG. [4] Los informes de los medios indican que según la Asociación de Consultoría Estadounidense IHS CERA (Cambridge Energy Research Associates), Azeri-Chirag-Gunashli es el tercer desarrollo de yacimientos petrolíferos más grande de los 20 enumerados. La inversión total se estima en US $ 20 mil millones. [5] Según los informes de 2008, el petróleo procedente del campo ACG representa casi el 80% de la producción total de petróleo de Azerbaiyán [6] y se espera que genere a Azerbaiyán potencialmente $ 80 mil millones en ganancias. [7]
Historia
La formación del desarrollo Azeri-Chirag-Gunashli comenzó a principios de la década de 1990. En enero de 1991, el gobierno de Azerbaiyán anunció licitaciones internacionales separadas de derechos de exploración para los campos Azeri, Chirag y Gunashli. En junio de 1991, se formó un consorcio de Amoco , Unocal , British Petroleum , Statoil , McDermott y Ramco para el desarrollo del campo azerí. Azerbaiyán estuvo representado en el consorcio por SOCAR . Las negociaciones se ampliaron para incluir los tres campos. Después de Heydar Aliyev, se convirtió en el presidente de Azerbaiyán en 1993 , las conversaciones con las empresas extranjeras fueron detenidos y Lukoil fue invitado al consorcio. Las negociaciones se reanudaron en 1994. [8] Las partes firmaron el acuerdo de producción compartida el 20 de septiembre de 1994 para el desarrollo de los campos durante 30 años. [2] [9] [10] [11] El día de la firma del acuerdo PSA se celebra como el Día de los trabajadores petroleros en Azerbaiyán. [1]
En la primera etapa, el consorcio inició la perforación de desarrollo del campo Chirag en agosto de 1997. El primer petróleo se produjo en noviembre de 1997. [11] Esta etapa de desarrollo también se conoció como Early Oil Project (EOP) . Originalmente, el petróleo producido se exportaba a través del oleoducto Bakú-Novorossiysk . El 18 de febrero de 1996 se firmó un contrato sobre el transporte de petróleo a través de Rusia al puerto de Novorossiysk en el Mar Negro . El transporte de petróleo a través del oleoducto comenzó el 25 de octubre de 1997. [12] Para la diversificación de las rutas de exportación, la construcción del Bakú - El oleoducto Supsa se acordó en 1996. [12] El oleoducto entró en funcionamiento en 1998 y se inauguró oficialmente en 1999. [11] En el campo de Chirag, el proyecto de inyección de agua se ejecutó en 1999 y la tecnología de perforación se mejoró en 2000. [11]
Lukoil se retiró del proyecto en 2003 vendiendo todo su interés a Inpex . El trato se selló por $ 1.354 mil millones. [13]
La segunda etapa del desarrollo consistió en el desarrollo del campo azerí. El desarrollo del campo azerí comenzó en 2002. Las viviendas de azerí central llegaron a Bakú en julio de 2003 y los módulos de perforación llegaron a Bakú en julio de 2003. La chaqueta de azerí central se completó en marzo de 2004. Para acomodar la adición de aceite, se mejoró la terminal de Sangachal en Marzo de 2003. Después de instalar el gasoducto Central Azeri, la plataforma Central Azeri se lanzó en julio de 2004. La plataforma se instaló en octubre de 2004 y la producción comenzó en febrero de 2005. La parte superior de la plataforma de compresión e inyección de agua de Central Azeri se puso en marcha en julio de 2005 . Inyectó el primer gas en mayo de 2006 [11]
Los módulos de perforación de West Azeri llegaron a Bakú en agosto de 2004 y la plataforma se lanzó en mayo de 2005. La parte superior de la plataforma se instaló en septiembre de 2005 y la producción comenzó en enero de 2006. [11] Los módulos de perforación y los cuartos de East Azeri llegaron a Bakú en junio de 2005 y el La plataforma se lanzó en marzo de 2006. La parte superior se instaló en marzo de 2006 y la producción comenzó en octubre de 2006. [11]
El programa de perforación previa de Deepwater Gunashli comenzó en diciembre de 2005. Los módulos de perforación y los cuartos llegaron a Bakú en junio de 2006. [11] La plataforma entró en funcionamiento en abril de 2008. [14]
El 23 de noviembre de 2009, Devon Energy anunció que vendería su participación en ACG. [15] El 29 de marzo de 2013, Hess vendió su participación a ONGC por mil millones de dólares. [dieciséis]
El 14 de septiembre de 2017, el Gobierno de Azerbaiyán y la Compañía Petrolera Estatal de la República de Azerbaiyán (SOCAR), junto con BP, Chevron, INPEX, Statoil, ExxonMobil, TP, ITOCHU y ONGC Videsh firmaron un acuerdo para extender el PSA para Campos de ACG hasta 2049. [17]
El 19 de abril de 2019, el presidente de la SOCAR , Rovnag Abdullayev, y el presidente regional de BP para Azerbaiyán, Georgia y Turquía , Garry Johns, firmaron un contrato por valor de 6.000 millones de dólares. La decisión final de inversión en la plataforma Azeri Central East (ACE), que se planea construir en el bloque Azeri – Chirag – Gunashli (ACG), se adoptó en la ceremonia de firma. La construcción está programada para comenzar en 2019 y la finalización está programada para mediados de 2022. [18] [19] [20] [21]
Propiedad
Los accionistas del desarrollo Azeri – Chirag – Gunashli incluyen a BP con el 35,78% de las participaciones, SOCAR (11,64%), Chevron Corporation (10,28%), Inpex (10,96%), Statoil (8,56%), ExxonMobil (8,00%), TPAO ( 6,75%), Itochu (4,3%) y ONGC Videsh (2,72%). BP, con una participación importante en la propiedad, lidera el consorcio AIOC . [14]
Según un acuerdo de 2017 para extender la producción compartida hasta 2049, el interés de SOCAR, la compañía energética estatal azerí, aumentaría al 25%, mientras que los intereses de otros accionistas se reducirían. [22]
Producción
Con 3 etapas completadas y 7 plataformas operativas en funcionamiento, la producción total de Azeri – Chirag – Gunashli es de más de 1 millón de barriles (160.000 m 3 ) por día. [9] Durante los primeros tres trimestres de 2009, más de 224 millones de barriles (35,6 × 10 6 m 3 ) de petróleo se produjeron en las plataformas de Chirag, Azeri central, Azeri occidental, Azeri oriental y Deep Water Gunashli. Según el informe de BP, Chirag tenía 19 pozos en operación (13 de los cuales son productores de petróleo y 6 inyectores de agua) con una producción total de 105.300 bbl / d (16.740 m 3 / d). Central Azeri (CA) tenía 18 pozos (13 de los cuales son productores de petróleo y 5 inyectores de gas) con una producción de 185,800 bbl / d (29,540 m 3 / d). West Azeri (WA) tenía 18 pozos en funcionamiento (14 de los cuales son productores de petróleo y 4 inyectores de agua con una producción de 275.200 barriles por día (43.750 m 3 / d). East Azeri (EA) tenía 13 pozos en funcionamiento (9 de que son productores de petróleo y 4 - inyectores de agua) con una producción total de 139,400 barriles por día (22,160 m 3 / d) durante los primeros tres trimestres de 2009. Deep Water Gunashli (DWG) tenía 17 pozos (9 productores de petróleo y 8 inyectores de agua ) en operación con una producción de 116.400 barriles por día (18.510 m 3 / d) de petróleo. [23]
Azerbaiyán también obtiene aproximadamente 10-11 millones de metros cúbicos (350-390 millones de pies cúbicos) de gas de cabeza de revestimiento por día extraído del bloque ACG. El gas es suministrado por BP de forma gratuita. Azerbaiyán recibió más de mil millones de metros cúbicos de gas de estos campos en el primer trimestre de 2009. La recuperación actual llega a casi 27 millones de metros cúbicos de gas de cabeza de revestimiento por día. Una parte del gas se envía al sistema nacional de transporte de gas de Azerbaiyán. Algunos se utilizan como fuente de combustible en las plataformas.
El gas de cabeza de revestimiento de las plataformas en las partes central, occidental y oriental del campo azerí se suministra a la terminal de Sangachal a través de un gasoducto submarino de 28 pulgadas al sistema de distribución de Azerigaz CJSC para su uso en el mercado local. Una parte del gas de cabeza de revestimiento extraído en la plataforma Chirag se dirige a la estación de compresión de SOCAR (la Compañía Estatal de Petróleo de Azerbaiyán) al campo Oil Rocks a través de un gasoducto submarino de 16 pulgadas. El resto del gas de las plataformas Azeri-Chirag-Guneshli se bombea a través de un gasoducto submarino dentro del campo a una plataforma para bombear repetidamente en una capa para soportar la presión de la capa. [24] En septiembre de 2009, se habían producido 164,2 millones de toneladas de petróleo y 37 mil millones de metros cúbicos de gas asociado y se habían inyectado en capas 80,3 millones de metros cúbicos de agua y 13 mil millones de metros cúbicos de gas desde el inicio de la producción en ACG. campos en 1997. [25]
Rutas de transporte
El petróleo del campo ACG se bombeó a la terminal de Sangachal al sur de Bakú y desde allí se dirigió a los mercados extranjeros por el oleoducto Bakú-Supsa , el oleoducto Bakú-Novorossiysk y el oleoducto Bakú-Tbilisi-Ceyhan . [9] Un mapa interactivo muestra todas las rutas de exportación actuales.
Ver también
- Oleoducto Bakú-Tbilisi-Ceyhan
- Oleoducto Baku-Supsa
- Oleoducto Bakú-Novorossiysk
- Campo de gas Shah Deniz
- Oleoducto del Cáucaso Sur
- Terminal Sangachal
Referencias
- ^ a b Sitio web de SOCAR Azeri – Chirag – Guneshli Archivado el 16 de octubre de 2009 en la Wayback Machine.
- ^ a b Tecnología costa afuera. Campo petrolero Azeri-Chirag-Gunashli (ACG), Mar Caspio, Azerbaiyán
- ^ [1]
- ↑ Vladimir Socor (9 de mayo de 2007). "El gas del Caspio es abundante ahora para el proyecto del gasoducto Nabucco" . Monitor diario de Eurasia . 4 (92). La Fundación Jamestown . Consultado el 25 de noviembre de 2009 .
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- ^ Administración de información de energía de Estados Unidos. Azerbaiyán Archivado el 14 de noviembre de 2007 en la Wayback Machine.
- ^ Akiner, Shirin (2004). El Caspio: política, energía y seguridad . RoutledgeCurzon. pag. 129.
- ^ Croissant, Michael P .; Aras, Bülent (1999). Petróleo y geopolítica en la región del mar Caspio . Grupo editorial de Greenwood . págs. 104-109. ISBN 9780275963958.
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- ^ "BP informa más de mil millones de barriles de producción de petróleo en el campo Azeri-Chirag-Guneshli" . 14 (8). Conexiones de gas y petróleo de Alexander. 2009-04-15 . Consultado el 24 de noviembre de 2009 .
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- ^ a b "Rutas de transporte de petróleo de Azerbaiyán (Baku-Novorossiysk, Baku-Supsa)" . Portal de Azerbaiyán . Consultado el 8 de junio de 2008 .
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- ^ "Suscríbete para leer" . Financial Times . Consultado el 24 de abril de 2019 . Citar utiliza un título genérico ( ayuda )
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- ^ BP Azerbaijan 3Q 2009 Business Update Archivado el 23 de noviembre de 2010 en Wayback Machine.
- ^ "Azerbaiyán está dispuesto a obtener más gas de cabeza de revestimiento de los campos Azeri-Chirag-Guneshli" . Centro de Monitoreo de Finanzas Públicas. 2009-05-05. Archivado desde el original el 6 de julio de 2011 . Consultado el 25 de noviembre de 2009 .
- ^ "Reservas recuperables en los campos Azeri-Chirag-Gunashli de Azerbaiyán estimadas en casi mil millones de toneladas" . Today.az. 2009-09-02 . Consultado el 9 de diciembre de 2009 .
enlaces externos
- Acuerdo de producción compartida para el campo Azeri-Chirag-Guneshli
- Imagen que muestra los campos ACG