Azeri–Chirag–Gunashli ( ACG , azerí : 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 yacimientos petrolíferos de Azeri y Chirag , y la parte de aguas profundas del yacimiento petrolífero de Gunashli . Una estimación general del área de 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 por BP en nombre del consorcio. Los campos ACG tienen reservas recuperables estimadas de alrededor de 5 a 6 mil millones de barriles (790 a 950 millones de metros cúbicos) de petróleo . La producción máxima de petróleo de 835.000 barriles por día (132.800 m3 / d) se alcanzó en 2010, sin embargo, en el primer trimestre de 2022 la producción había disminuido a 434.000 barriles por día (69.000 m3 / d), o aproximadamente la mitad del valor máximo. [2] En 2021, el petróleo de ACG representó el 95% de todas las exportaciones de petróleo de Azerbaiyán. [3]
BP informa que el petróleo crudo de ACG se exporta a través del oleoducto Bakú-Tbilisi-Ceyhan al mar Mediterráneo y el oleoducto Bakú-Supsa a Supsa en Georgia , así como a través del oleoducto Bakú-Novorossiysk a Novorossiysk en Rusia . Se cree que también puede haber reservas de gas natural sin explotar bajo los yacimientos petrolíferos de ACG. [4] Los informes de los medios indican que, según la Asociación Americana de Consultoría IHS CERA (Cambridge Energy Research Associates), Azeri-Chirag-Gunashli es el tercer desarrollo de yacimiento petrolífero más grande de los 20 listados. La inversión total se estimó en 20 mil millones de dólares estadounidenses en 2009. [5] Según los informes de 2008, el petróleo de los campos de ACG representó aproximadamente el 80% de la producción petrolera total de Azerbaiyán (exportaciones y consumo interno) [6] y se esperaba que le reportara a Azerbaiyán potencialmente 80 mil millones de dólares en ganancias. [7]
La explotación del yacimiento Azeri–Chirag–Gunashli comenzó a principios de los años 1990. En enero de 1991, el gobierno azerbaiyano anunció licitaciones internacionales separadas de derechos de exploración para los yacimientos 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 yacimiento azerí. Azerbaiyán estuvo representado en el consorcio por SOCAR . Las negociaciones se ampliaron para incluir los tres yacimientos. Después de que Heydar Aliyev se convirtiera en presidente de Azerbaiyán en 1993 , se detuvieron las conversaciones con empresas extranjeras y se invitó a Lukoil al consorcio. Las negociaciones se reanudaron en 1994. [8] El acuerdo de producción compartida (PSA) fue firmado por las partes el 20 de septiembre de 1994 para el desarrollo de los yacimientos durante 30 años. [9] [10] [11] [12] 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 comenzó la perforación de desarrollo del campo Chirag en agosto de 1997. El primer petróleo se produjo en noviembre de 1997. [12] Esta etapa de desarrollo también se conocía como el Proyecto de Petróleo Temprano (EOP) . Originalmente, el petróleo producido se exportaba a través del oleoducto Bakú-Novorossiysk . Un contrato sobre el transporte de petróleo a través de Rusia hasta el puerto de Novorossiysk en el Mar Negro se firmó el 18 de febrero de 1996. El transporte de petróleo a través del oleoducto comenzó el 25 de octubre de 1997. [13] Para la diversificación de las rutas de exportación, se acordó la construcción del oleoducto Bakú-Supsa en 1996. [13] El oleoducto comenzó a funcionar en 1998 y se inauguró oficialmente en 1999. [12] En el campo Chirag, el proyecto de inyección de agua se implementó en 1999 y la tecnología de perforación se actualizó en 2000. [12]
La segunda etapa del desarrollo consistió en el desarrollo del campo azerí. El desarrollo del campo azerí comenzó en 2002. Las viviendas de Central Azeri llegaron a Bakú en julio de 2003 y los módulos de perforación llegaron a Bakú en julio de 2003. La cubierta de Central Azeri se completó en marzo de 2004. Para acomodar el petróleo adicional, la terminal de Sangachal se modernizó en marzo de 2003. Después de instalar el gasoducto de Central Azeri, la plataforma de 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 lanzó en julio de 2005. Inyectó el primer gas en mayo de 2006 [12].
Los módulos de perforación de Azerbaiyán occidental 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. [12] Los módulos de perforación y los cuarteles de Azerbaiyán oriental llegaron a Bakú en junio de 2005 y 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. [12]
El programa de pre-perforación de Deepwater Gunashli comenzó en diciembre de 2005. Los módulos de perforación y los cuarteles llegaron a Bakú en junio de 2006. [12] La plataforma comenzó a funcionar en abril de 2008. [14]
El 14 de septiembre de 2017, el Gobierno de Azerbaiyán y la Compañía Estatal de Petróleo 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 los campos de ACG hasta 2049. [15]
El 19 de abril de 2019, el presidente de SOCAR, Rovnag Abdullayev, y el presidente regional de BP para Azerbaiyán, Georgia y Turquía , Garry Johns, firmaron un contrato por un valor de 6.000 millones de dólares. En la ceremonia de firma se adoptó la decisión final de inversión en la plataforma Azeri Central East (ACE), que se planea construir en el bloque Azeri–Chirag–Gunashli (ACG). La construcción está programada para comenzar en 2019 y su finalización está prevista para mediados de 2022. [16] [17] [18] [19]
La producción alcanzará los 358.065 barriles diarios en marzo de 2024. [20]
El consorcio fundador formado para desarrollar el proyecto Azeri–Chirag–Gunashli incluía inicialmente a BP , Amoco , Unocal , Statoil , McDermott , Turkish Petroleum y Ramco Energy. [21]
Lukoil vendió su participación en el proyecto en 2003 a Inpex por 1.354 millones de dólares. [22]
El 23 de noviembre de 2009, Devon Energy anunció que vendería su participación en ACG. [23] El 29 de marzo de 2013, Hess vendió su participación a ONGC por 1.000 millones de dólares. [24]
En abril de 2020, Chevron vendió la totalidad de sus intereses en Azeri–Chirag–Gunashli, incluidos los intereses en el oleoducto de la Ruta de Exportación Occidental y el oleoducto Bakú-Tiflis-Ceyhan , a MOL Hungarian Oil and Gas PLC. [25]
En 2018, y nuevamente en mayo de 2020, ExxonMobil puso a la venta su participación en Azeri–Chirag–Gunashli. [26]
En el primer trimestre de 2022, los accionistas participantes del proyecto Azeri–Chirag–Gunashli eran BP con una participación del 30,37%, SOCAR (25,0%), MOL (9,57%), INPEX (9,31%), Equinor (7,27%), ExxonMobil (6,79%), TPAO (5,73%), Itochu (3,65%) y ONGCVidesh (2,31%). BP posee la mayor participación en la propiedad y lidera el consorcio AIOC . [14]
En virtud de un acuerdo de 2017 para ampliar la producción compartida hasta 2049, la participación de SOCAR, la empresa estatal de energía azerí, aumentó al 25%, mientras que los intereses de los demás accionistas se redujeron. [27]
Con 3 etapas completadas y 7 plataformas operativas funcionales, la producción total de Azeri–Chirag–Gunashli fue más de 1 millón de barriles (160.000 m3 ) por día en 2009. [10] Durante los primeros tres trimestres de 2009, se produjeron más de 224 millones de barriles (35,6 × 106 m3 ) de petróleo de las plataformas Chirag, Central Azeri, West Azeri, East Azeri 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 m3 / d). En Central Azeri (CA) había 18 pozos (13 de ellos productores de petróleo y 5 inyectores de gas) con una producción de 185.800 bbl/d (29.540 m 3 /d). En Azeri Occidental (WA) había 18 pozos en operación (14 de los cuales son productores de petróleo y 4 son inyectores de agua) con una producción de 275.200 barriles por día (43.750 m3 / d). En Azeri Oriental (EA) había 13 pozos en operación (9 de los cuales son productores de petróleo y 4 son inyectores de agua) con una producción total de 139.400 barriles por día (22.160 m3 / d) durante los tres primeros trimestres de 2009. En Gunashli de Aguas Profundas (DWG) había 17 pozos (9 productores de petróleo y 8 inyectores de agua) en operación con una producción de 116.400 barriles por día (18.510 m3 / d) de petróleo. [30]
Se espera que las tasas de agotamiento de petróleo de cada uno de los yacimientos Azeri–Chirag–Gunashli varíen con el tiempo, y que la producción agregada del complejo disminuya sustancialmente después de 2018. [29] [28] [31]
Azerbaiyán también obtiene aproximadamente entre 10 y 11 millones de metros cúbicos (350 y 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 1.000 millones de metros cúbicos de gas de estos yacimientos en el primer trimestre de 2009. La recuperación actual asciende 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. Otra parte se utiliza como fuente de combustible en las plataformas.
El gas de cabeza de la tubería 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 la tubería de revestimiento extraído en la plataforma Chirag se dirige a la estación compresora 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. [32] A septiembre de 2009, se han producido 164,2 millones de toneladas de petróleo y 37 mil millones de metros cúbicos de gas asociado y se han inyectado 80,3 millones de metros cúbicos de agua y 13 mil millones de metros cúbicos de gas en capas desde el comienzo de la producción en los campos de ACG en 1997. [33]
La tasa de producción total del complejo ACG al primer trimestre de 2022 fue de 434.000 barriles por día (69.000 m3 / d), habiendo disminuido sustancialmente desde la producción máxima en 2010 de 835.000 barriles por día (132.800 m3 / d). [2]
El petróleo del complejo ACG se bombeaba a la terminal de Sangachal al sur de Bakú y desde allí se enviaba a los mercados extranjeros a través del oleoducto Bakú-Supsa , el oleoducto Bakú-Novorossiysk y el oleoducto Bakú-Tbilisi-Ceyhan . [10] Un mapa interactivo muestra todas las rutas de exportación actuales.
