Компания BP в качестве оператора освоения углеводородов на ключевых месторождениях Азербайджана – “Азери-Чираг-Гюнешли” (АЧГ) и “Шах-Дениз” работает над максимизацией добычи извлекаемых запасов данных месторождений с учетом выполнения обязательств по снижению выбросов парниковых газов.
Об этом в эксклюзивном интервью Trend сказал вице-президент bp по коммуникациям и внешним связям в Каспийском регионе Бахтияр Асланбейли.
Касаясь будущего АЧГ, он отметил, что оно будет развиваться по двум направлениям – продолжение добычи нефти, которая ведется с 1997 г., и добычи газа как на мелководье, так и из глубокозалегающих резервуаров АЧГ.
“Мы смотрим на будущее АЧГ с таким же воодушевлением, как и на его замечательный 30-летний путь со дня подписания в сентябре 1994 года “Контракта века”. Этот блок составляет основу наших планов на будущее”, – подчеркнул Асланбейли.
По его словам, в настоящее время основной целью bp является максимизация добычи извлекаемых запасов с АЧГ, и для достижения этой цели компания в основном будет полагаться на широкий спектр инновационных технологий, которые используются ею в Каспийском регионе.
“Мы в этом году запустили на АЧГ крупнейшую, проводимую со стороны bp, программу 4D-сейсмических исследований высокого разрешения стоимостью 370 миллионов долларов США. По этой пятилетней уникальной сейсмической программе основное внимание фокусируется на изучении “Балаханской свиты” и “свиты Фасиля” (продуктивные резервуары). На площади АЧГ в 740 квадратных километров пройдут пять мониторингов в течение пяти лет, что позволит нам лучше понять состояние пласта-коллектора и, в конечном счете, решить наши задачи по улучшению добычи нефти на АЧГ. Мы рады сообщить, что более 70% работ, запланированных по данной программе 4D-сейсмики на этот год, уже выполнено”, – сообщил Асланбейли.
По его словам, в отношении добычи нефти на АЧГ bp возлагает определенные надежды на введенную в апреле 2024 г. в эксплуатацию седьмую добывающую платформу – “Центральный Восточный Азери” (ACE).
“На “АСЕ” в настоящее время нефть добывается из одной скважины, которая дает около 8 000 баррелей в сутки. К концу года мы планируем пробурить еще две добывающие скважины, что позволит нарастить добычу до 24 000 баррелей в сутки в текущем году”, – сообщил вице-президент bp.
Он подчеркнул, что с точки зрения технологий и цифровизации, “ACE” является самой передовой платформой bp в мире.
“Мы убеждены, что “АСЕ” будет способствовать устойчивым и безопасным поставкам энергоресурсов с Каспия в течение многих десятилетий”, – сказал Асланбейли.
Отметим, что на пике “ACE” будет давать 100 000 баррелей нефти в сутки. Выход на этот показатель намечен в течение нескольких лет и позволит стабилизировать снижение добычи нефти на АЧГ.
Касаясь перспектив извлечения природного газа с блока АЧГ, вице-президент bp сообщил, что с платформы “Чираг” уже успешно пробурена одна скважина до глубокозалегающего резервуара на южном крыле структуры АЧГ, позволяющая bp оптимистично смотреть на вопрос, связанный с будущим природного газа с глубоких слоев АЧГ.
“На основании анализа данных первой пробуренной для оценки природного газа скважины мы уже запланировали вторую скважину, которая будет буриться с платформы “Западный Чираг” в 2024 году. Мы надеемся получить больше данных о природном газе с этой второй скважины. Кроме того, эта скважина будет переведена в разряд добывающих (то есть будет первой добывающей скважиной deep-gas АЧГ) с целью получить природный газ с АЧГ”, – сообщил Асланбейли.
Вице-президент bp уточнил, что первый газ с глубокозалегающего резервуара АЧГ будет получен в 2025 году.
Отметим, что с периода начала добычи на АЧГ (осень 1997 года) с него извлечено около 591 миллиона тонн нефти и свыше 221 миллиарда кубометров попутного газа.
Доли участия в АЧГ выглядят следующим образом: bp (30,37%), SOCAR (25,0%), MOL (9,57%), INPEX (9,31%), Equinor (7,27%, завершает юридический процесс объявленной в декабре продажи этой доли SOCAR), ExxonMobil (6,79%), TPAO (5,73%), ITOCHU (3,65%), ONGCVidesh (2,31%). Контракт по АЧГ истекает в декабре 2049 года.
“В сентябре текущего года мы будем отмечать 30-летие контракта по освоению АЧГ. На нашем стенде на выставке “Caspian Oil & Gas” в июне 2024 г. мы представили 30-летнюю историю успешной разработки АЧГ, которая является историей выдающегося сотрудничества с Азербайджаном и замечательных достижений в энергетической отрасли страны”, – отметил Асланбейли.
Стратегия по газу
Асланбейли отметил, что со второго квартала 2025 года планируется начать реализацию проекта по созданию специальной компрессорной платформы для извлечения дополнительного газа с месторождения Шахдениз.
Напомним, что добыча газа и конденсата на этом месторождении ведется с декабря 2006 года.
“Мы работаем над тем, чтобы продлить период стабильной добычи на Шахдениз и получить дополнительные объемы газа для увеличения его продаж. Для этого мы планируем построить новую компрессорную платформу. Мы считаем, что это технически осуществимое и экономически эффективное решение”, – отметил Асланбейли.
Он добавил, что 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, и это месторождение играет значительную роль в газовом будущем Азербайджана”, – сказал Асланбейли.
Отметим, что за первое полугодие 2024 года Шахдениз дало 14 млрд. кубометров природного газа, работая на пике добычи. За весь период освоения с него извлечено в целом 223 млрд. кубометров газа и 46,6 млн. тонн конденсата.
“Текущий год – год важных свершений для нас. В феврале мы достигли важной вехи, начав добычу газа и конденсата с первой скважины на оставшемся пятом крыле Шахдениз – северо-восточном крыле. Мы планируем начать эксплуатацию еще двух скважин на этом крыле в течение года, что позволит нам выполнить наши обязательства по поставкам газа из Азербайджана на мировые рынки”, – отметил Асланбейли.
Он напомнил, что на сегодняшний день в рамках полномасштабного освоения Шахдениз (так называемая фаза-2) пробурена в общей сложности 21 скважина (пять скважин на северном крыле, четыре скважины на западном крыле, четыре скважины на юго-восточном крыле, пять скважин на юго-западном крыле и три скважины на северо-восточном крыле).
Касаясь реализации других газовых добывающих проектов в Азербайджане, вице-президент bp по Каспийскому региону сказал: “Параллельно с проектом увеличения добычи на Шахдениз (за счет будущей компрессорной платформы) мы также ищем потенциальные новые источники газа за пределами этого гигантского месторождения. Так, мы с большим оптимизмом смотрим на потенциальные залежи природного газа на блоке месторождений “Азери-Чираг-Гюнешли”, и начнем там бурение первой добывающей скважины в этом году, чтобы получить первый газ в 2025 году. Также мы занимаемся оценкой запасов углеводородов, найденных в скважине “SAX01” каспийского блока “Шафаг-Асиман”, и планированием будущих действий”.
Асланбейли напомнил, что бурение первой разведочной скважины “SAX01” было завершено в марте 2021 года.
“Эта скважина достигла глубины 7189 метров в основании продуктивной свиты “Фасиля”. В некоторых пробуренных интервалах были обнаружены запасы газового конденсата. Мы провели обработку всех полученных данных и интерпретацию результатов. Идет планирование будущих действий”, – пояснил вице-президент bp по Каспийскому региону.
По его словам, компания bp продолжит оказывать поддержку Азербайджану в реализации его планов по увеличению экспорта газа.
“Зеленые” шаги
Вице-президент bp по коммуникациям и внешним связям в Каспийском регионе отметил, что реализация проекта создания солнечной электростанции (СЭС) мощностью 240 мегаватт в Джебраиле позволит снизить общие выбросы в операциях компании bp в регионе на 11 процентов.
“Мы находимся на этапе разработки проекта СЭС мощностью 240 мегаватт в Джебраиле. С коммерческой точки зрения, этот проект поддерживается декарбонизацией операций на Сангачальском терминале и электрификацией этого терминала (дебют в Азербайджане бизнес-модели “Виртуальный механизм передачи электроэнергии”, которая позволит производить солнечную энергию в Джебраиле, там ее передавать в сеть, а по свопу от “Азерэнержи” получать такой же объем в Гарадагском районе Баку на Сангачальский терминал). Это глубоко интегрированный проект и он экономически обоснован, поскольку позволит сократить использование газа на Сангачальском терминале для выработки электроэнергии. Реализация проекта снизит общие выбросы в операциях bp в регионе на 11%”, – сказал Асланбейли.
По его словам, высвобождаемые от намеченных bp действий объемы газа будут экспортированы, что еще больше повысит надежность поставок азербайджанского газа иностранным покупателям.
“Мы добились значительного прогресса в сотрудничестве с министерством энергетики и “Азерэнержи” по техническим и коммерческим вопросам реализации данного многопланового проекта, и ожидаем принятия окончательного инвестиционного решения по нему позднее в этом году. Проект СЭС в Джебраиле – действительно важный проект в поддержку энергетического перехода Азербайджана”, – подчеркнул Асланбейли.
В числе других участников проекта – SOCAR и “Азербайджанская инвестиционная компания” (АИК). Долевое участие прояснится осенью.
По словам Асланбейли, bp намерена расширять сотрудничество с SOCAR в новых областях для поддержки Азербайджана на пути энергетического перехода.
“В перспективе мы продолжим тесно сотрудничать с SOCAR по новым проектам в области возобновляемых источников энергии, декарбонизации и электрификации в Азербайджане. Очевидно, что это потребует инновационного подхода, и мы стремимся быть на ведущих позициях в этом плане”, – отметил вице-президент bp по Каспийскому региону.
Он упомянул, что bp использует все возможности, чтобы сделать свои операции еще более безопасными и эффективными, и ищет пути сокращения выбросов парниковых газов и декарбонизации существующей добычи нефти и газа.
“Недавно мы внедрили технологии и решения для замеров эмиссии метана на всех наших объектах в регионе. Это позволит нам усовершенствовать измерения, лучше их оценивать, повысить понимание наших новых базовых показателей и, в конечном счете, внести вклад в осуществление цели bp в операциях во всем мире – 50-процентного снижения выбросов метана в своих операциях в мире”, – пояснил Асланбейли.
Другим важным примером “зеленых” действий bp в Азербайджане является реализуемый в настоящее время проект по замене дизель-генераторов (производят электроэнергию) на добывающей платформе “Шахдениз Альфа” на электричество, которое будет идти с соседней платформы “Шахдениз Браво”.
“Это поможет не только сократить выбросы углекислого газа на “Шахдениз Альфа”, но также повысит производительность операций по газоконденсатному проекту “Шахдениз””, – считает вице-президент bp.
Кроме того, Асланбейли напомнил, что bp и ?SOCAR подписали “Руководящие принципы по сокращению выбросов метана” (MGP), а также двусторонний меморандум о взаимопонимании, и этим вносят свой вклад в такие усилия, как международная инициатива по Глобальному сокращению выбросов метана (начата в рамках MGP в ноябре 2023 года).
“Эта инициатива направлена на ускорение сокращения выбросов метана на уровне отдельных стран. Работая вместе, SOCAR и bp намерены интегрировать действия ключевых заинтересованных сторон в Азербайджане, компаний-партнеров, экспертов исследовательских институтов и представителей правительства для поддержки усилий по разработке конкретной дорожной карты по снижению эмиссии метана, отвечающей требованиям энергетического сектора Азербайджана. Мы убеждены, что вместе мы сможем более эффективно использовать имеющиеся здесь возможности, помогая промышленности, обществу и государству бороться с выбросами метана”, – добавил Асланбейли. (Trend)