Azéri–Chirag–Gunashli - Azeri–Chirag–Gunashli

Azéri–Chirag–Gunashli
Azeri-Chirag-Gunashli est situé dans la mer Caspienne
Azéri–Chirag–Gunashli
Localisation de l'azéri-Chirag-Gunashli
Pays Azerbaïdjan
Région mer Caspienne
Offshore/onshore Offshore
Coordonnées 40°1′4″N 51°15′58″E / 40,01778°N 51,26611°E / 40,01778 ; 51.26611 Coordonnées: 40°1′4″N 51°15′58″E / 40,01778°N 51,26611°E / 40,01778 ; 51.26611
Opérateur AIOC
Les partenaires BP , SOCAR , Chevron , Inpex , Statoil , ExxonMobil , TPAO , Itochu , ONGC Videsh
Historique du terrain
Découverte 1985
Début de fabrication 1997
Année record 2010
Production
Production actuelle de pétrole 631 000 barils par jour (~3,14 × 10 7  t/a)^
Année de production actuelle de pétrole 2016
Production actuelle de gaz 10 × 10 6  m 3 /j (350 × 10 6  pi cu/j)^^
Estimation d'huile en place 5 000 millions de barils (~6,8 × 10 8  t)^

Azeri-Chirag-Gunashli ( ACG , azerbaïdjanais : Azəri-Çıraq-Günəşli ) ou Azeri-Chirag-Deepwater Gunashli est un complexe de champs pétrolifères dans la mer Caspienne , à environ 120 kilomètres (75 mi) au large de la côte de l' Azerbaïdjan . Il se compose des champs pétrolifères azéri et Chirag et de la partie en eau profonde du champ pétrolifère de Gunashli . Une superficie globale estimée du développement est de 432,4 kilomètres carrés (167,0 milles carrés). Il est développé par l' Azerbaïdjan International Operating Company , un consortium de sociétés pétrolières internationales, et exploité par BP au nom du consortium. Les champs ACG ont des réserves récupérables estimées à environ 5 à 6 milliards de barils (790 à 950 millions de mètres cubes) de pétrole . À la fin de 2005, le taux de production de huit puits pré-forés sur la plate - forme était d'environ 240 000 barils par jour (38 000 m 3 /j).

Le pic de production de pétrole, 835 000 barils par jour (132,800 m 3 /j), a été atteint au troisième trimestre 2010. Au premier trimestre 2012, la production pétrolière était d'environ 710 000 barils par jour (113 000 m 3 /j).

BP rapporte que le pétrole brut d'ACG est exporté via le pipeline Bakou-Tbilissi-Ceyhan vers la mer Méditerranée et le pipeline Bakou-Supsa vers Supsa en Géorgie , ainsi que via le pipeline Bakou-Novorossiysk vers Novorossiysk en Russie . On pense également qu'il existe d'importantes réserves de gaz inexploitées dans les champs pétrolifères ACG. Les rapports des médias indiquent que selon l'American Consulting Association IHS CERA (Cambridge Energy Research Associates), l'Azéri-Chirag-Gunashli est le troisième plus grand développement de gisement de pétrole sur 20 répertoriés. L'investissement total est estimé à 20 milliards de dollars. Selon les rapports de 2008, le pétrole provenant du champ ACG représente près de 80% de la production pétrolière totale de l'Azerbaïdjan et devrait rapporter à l'Azerbaïdjan potentiellement 80 milliards de dollars de bénéfices.

Histoire

La formation du développement Azeri-Chirag-Gunashli a commencé au début des années 1990. En janvier 1991, le gouvernement azerbaïdjanais a annoncé des appels d'offres internationaux séparés de droits d'exploration pour les champs azéris, Chirag et Gunashli. En juin 1991, un consortium d' Amoco , Unocal , British Petroleum , Statoil , McDermott et Ramco a été formé pour le développement du champ azéri. L'Azerbaïdjan était représenté dans le consortium par SOCAR . Les négociations ont été élargies pour inclure les trois domaines. Après que Heydar Aliyev soit devenu président de l'Azerbaïdjan en 1993 , les pourparlers avec les entreprises étrangères ont été interrompus et Lukoil a été invité au consortium. Les négociations ont repris en 1994. L' accord de partage de production a été signé par les parties le 20 septembre 1994 pour le développement des champs pour 30 ans. Le jour de la signature de l'accord PSA est célébré comme la Journée des travailleurs du pétrole en Azerbaïdjan.

À la première étape, le consortium a commencé le forage de développement du champ de Chirag en août 1997. Le premier pétrole a été produit en novembre 1997. Cette étape de développement était également connue sous le nom de Early Oil Project (EOP) . À l'origine, le pétrole produit était exporté par l' oléoduc Bakou-Novorossiysk . Un contrat sur le transport de pétrole via la Russie jusqu'au port de Novorossiysk sur la mer Noire a été signé le 18 février 1996. Le transport de pétrole par l'oléoduc a commencé le 25 octobre 1997. Pour diversifier les routes d'exportation, la construction de l' oléoduc Bakou-Supsa a été convenu en 1996. Le pipeline est devenu opérationnel en 1998 et a été officiellement inauguré en 1999. Sur le champ de Chirag, le projet d'injection d'eau a été mis en œuvre en 1999 et la technologie de forage a été améliorée en 2000.

Lukoil s'est retiré du projet en 2003 en vendant la totalité de sa participation à Inpex . L'accord a été scellé pour 1,354 milliard de dollars.

La deuxième étape du développement a consisté en la mise en valeur du champ azéri. Le développement du champ azéri a commencé en 2002. Les quartiers d'habitation de l'Azerbaïdjan central sont arrivés à Bakou en juillet 2003 et les modules de forage sont arrivés à Bakou en juillet 2003. La veste centrale azérie a été achevée en mars 2004. Pour accueillir l'ajout de pétrole, le terminal de Sangachal a été modernisé en Mars 2003. Après l'installation du gazoduc central azéri, la plate-forme centrale azérie a été lancée en juillet 2004. La plate-forme a été installée en octobre 2004 et la production a commencé en février 2005. La plate-forme de compression et d'injection d'eau centrale azérie a été lancée en juillet 2005 Il a injecté le premier gaz en mai 2006

Les modules de forage de l'Azerbaïdjan occidental arrivent à Bakou en août 2004 et la plate-forme a été lancée en mai 2005. Les parties supérieures de la plate-forme ont été installées en septembre 2005 et la production a commencé en janvier 2006. Les modules et les quartiers de forage de l'Azerbaïdjan oriental sont arrivés à Bakou en juin 2005 et la plate-forme a été lancée en mars 2006. Le topside a été installé en mars 2006 et la production a commencé en octobre 2006.

Le programme de pré-forage Deepwater Gunashli a débuté en décembre 2005. Les modules et les quartiers de forage sont arrivés à Bakou en juin 2006. La plate-forme est devenue opérationnelle en avril 2008.

Le 23 novembre 2009, Devon Energy a annoncé qu'elle vendrait sa part dans ACG. Le 29 mars 2013, Hess a vendu sa participation à ONGC pour 1 milliard de dollars.

Le 14 septembre 2017, le gouvernement azerbaïdjanais et la Compagnie pétrolière d'État de la République d'Azerbaïdjan (SOCAR), ainsi que BP, Chevron, INPEX, Statoil, ExxonMobil, TP, ITOCHU et ONGC Videsh ont signé un accord pour prolonger le PSA pour Champs ACG jusqu'en 2049.

Le 19 avril 2019, le président de la SOCAR , Rovnag Abdullayev, et le président régional de BP pour l'Azerbaïdjan, la Géorgie et la Turquie , Garry Johns, ont signé un contrat d'un montant de 6 milliards de dollars. La décision finale d'investissement sur la plate-forme Azeri Central East (ACE), qui devrait être construite sur le bloc Azeri-Chirag-Gunashli (ACG), a été adoptée lors de la cérémonie de signature. La construction devrait démarrer en 2019 et l'achèvement est prévu pour la mi-2022.

La possession

Les actionnaires du développement Azeri-Chirag-Gunashli comprennent BP avec 35,78 % des parts, SOCAR (11,64 %), Chevron Corporation (10,28 %), Inpex (10,96 %), Statoil (8,56 %), ExxonMobil (8,00 %), TPAO ( 6,75%), Itochu (4,3%) et ONGC Videsh (2,72%). BP avec une participation majeure dans la propriété dirige le consortium AIOC .

En vertu d'un accord de 2017 visant à étendre le partage de la production jusqu'en 2049, la participation de SOCAR, la société énergétique publique azérie, passerait à 25 % tandis que les intérêts des autres actionnaires seraient réduits.

Production

Avec 3 étapes achevées et 7 plates-formes opérationnelles fonctionnelles, la production totale d'Azeri-Chirag-Gunashli est de plus de 1 million de barils (160 000 m 3 ) par jour. Au cours des trois premiers trimestres de 2009, plus de 224 millions de barils (35,6 × 10 6  m 3 ) de pétrole ont été produits à partir des plates-formes Chirag, Central Azeri, West Azeri, East Azeri et Deep Water Gunashli. Selon le rapport de BP, Chirag avait 19 puits en exploitation (dont 13 producteurs de pétrole et 6 injecteurs d'eau) avec une production globale de 105 300 barils/j (16 740 m 3 /j). Le centre de l'Azerbaïdjan (CA) comptait 18 puits (dont 13 producteurs de pétrole et 5 - injecteurs de gaz) avec une production de 185 800 barils/j (29 540 m 3 /j). L'Azerbaïdjan occidental (AO) avait 18 puits en exploitation (dont 14 producteurs de pétrole et 4 - injecteurs d'eau avec une production de 275 200 barils par jour (43 750 m 3 /j). L'Azerbaïdjan oriental (EA) avait 13 puits en exploitation (9 sur qui sont des producteurs de pétrole et 4 - injecteurs d'eau) avec une production globale de 139 400 barils par jour (22 160 m 3 /j) pour les trois premiers trimestres de 2009. Deep Water Gunashli (DWG) disposait de 17 puits (9 producteurs de pétrole et 8 injecteurs d'eau ) en exploitation avec une production de 116 400 barils par jour (18 510 m 3 /j) de pétrole. ^

L'Azerbaïdjan obtient également environ 10 à 11 millions de mètres cubes (350 à 390 millions de pieds cubes) de gaz de tête de tubage par jour extrait du bloc ACG. Le gaz est fourni gratuitement par BP. L'Azerbaïdjan a reçu plus d'un milliard de mètres cubes de gaz de ces champs au 1er trimestre 2009. La récupération actuelle s'élève à près de 27 millions de mètres cubes de gaz de tête de tubage par jour. Une partie du gaz est acheminée vers le système national de transport de gaz de l'Azerbaïdjan. Une partie est utilisée comme source de carburant sur les plates-formes.

Le gaz de tête de cuvelage provenant des plates-formes situées dans les parties centrale, occidentale et orientale du champ azéri est fourni au terminal de Sangachal via un gazoduc sous-marin de 28 pouces jusqu'au système de distribution d'Azerigaz CJSC pour être utilisé sur le marché local. Une partie du gaz de tête de tubage extrait à la plate-forme de Chirag est dirigée vers la station de compression de SOCAR (la compagnie pétrolière nationale d'Azerbaïdjan) vers le champ Oil Rocks via un gazoduc sous-marin de 16 pouces. Le reste du gaz des plates-formes Azéri-Chirag-Guneshli est pompé à travers un gazoduc sous-marin intra-champ vers une plate-forme pour un pompage répété dans une couche pour soutenir la pression de la couche. En septembre 2009, 164,2 millions de tonnes de pétrole et 37 milliards de mètres cubes de gaz associé ont été produits et 80,3 millions de mètres cubes d'eau et 13 milliards de mètres cubes de gaz ont été injectés dans des couches depuis le début de la production dans les champs ACG en 1997 .

Voies de transport

L'huile du champ ACG a été pompé terminal Sangachal au sud de Bakou et de là acheminés vers les marchés étrangers par oléoduc Bakou-Soupsa , oléoduc Bakou-Novorossiysk et oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan . Une carte interactive montre toutes les routes d'exportation actuelles.

Voir également

Les références

Liens externes