Azeri-Chirag-Gunashli ( ACG , azerí : Azəri-Çıraq-Günəşli ) o Azeri-Chirag-Deepwater Gunashli es un complejo de campos petroleros en el mar Caspio , a unos 120 kilómetros (75 millas) de la costa de Azerbaiyán . Está formado por los campos petrolíferos de Azeri y Chirag , y la parte de aguas profundas del campo petrolífero de Gunashli . Una estimación general del área del desarrollo es 432,4 kilómetros cuadrados (167,0 millas cuadradas). [1] Es desarrollado por la Compañía Operativa Internacional de Azerbaiyán , un consorcio de compañías petroleras internacionales, y operado por BP 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 . La producción máxima de petróleo de 835.000 barriles por día (132.800 m 3 /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 m 3 /d), o aproximadamente la mitad del pico. valor. [2] En 2021, el petróleo 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 en los yacimientos petrolíferos de ACG. [4] Los informes de los medios indican que según la Asociación Estadounidense de Consultoría IHS CERA (Cambridge Energy Research Associates), Azeri-Chirag-Gunashli es el tercer yacimiento petrolífero más grande de los 20 enumerados. La inversión total se estimó en 20 mil millones de dólares estadounidenses en 2009. [5] Según informes de 2008, el petróleo de los campos ACG representaba aproximadamente el 80% de la producción total de petróleo de Azerbaiyán (exportaciones y consumo interno) [6] y se esperaba que trajera a Azerbaiyán potencialmente 80 mil millones de dólares en ganancias. [7]
La explotación 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 azeríes, 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 que Heydar Aliyev asumiera la presidencia de Azerbaiyán en 1993 , se interrumpieron las conversaciones con empresas extranjeras y Lukoil fue invitado al consorcio. Las negociaciones se reanudaron en 1994. [8] Las partes firmaron el acuerdo de producción compartida (PSA) el 20 de septiembre de 1994 para el desarrollo de los campos 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 inició 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 conoció como Proyecto de Petróleo Temprano (EOP) . Originalmente, el petróleo producido se exportaba a través del oleoducto Bakú-Novorossiysk . El 18 de febrero de 1996 se firmó un contrato para el transporte de petróleo a través de Rusia hasta el puerto de Novorossiysk en el Mar Negro . El transporte de petróleo a través del oleoducto comenzó el 25 de octubre de 1997. [13] Para diversificar las rutas de exportación, se construyó el ferrocarril Bakú- El oleoducto Supsa se acordó en 1996. [13] El oleoducto entró en funcionamiento 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 mejoró 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 los azeríes centrales llegaron a Bakú en julio de 2003 y los módulos de perforación llegaron a Bakú en julio de 2003. La chaqueta de los azeríes centrales se completó en marzo de 2004. Para dar cabida a la adición de petróleo, se mejoró la terminal de Sangachal en Marzo de 2003. Después de instalar el gasoducto Central Azeri, la plataforma Central Azeri se inauguró 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 inauguró en julio de 2005. Inyectó el primer gas en mayo de 2006 [12] .
Los módulos de perforación de Azeri occidental llegaron a Bakú en agosto de 2004 y la plataforma se lanzó en mayo de 2005. Las partes superiores de la plataforma se instalaron en septiembre de 2005 y la producción comenzó en enero de 2006. [12] Los módulos y cuartos de perforación de Azeri oriental 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. [12]
El programa de preperforación de Deepwater Gunashli comenzó en diciembre de 2005. Los módulos y cuartos de perforación llegaron a Bakú en junio de 2006. [12] La plataforma entró en funcionamiento en abril de 2008. [14]
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 por Campos 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 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 construirá en el bloque Azeri-Chirag-Gunashli (ACG). Está previsto que la construcción comience en 2019 y su finalización esté prevista para mediados de 2022. [16] [17] [18] [19]
El consorcio fundador formado para desarrollar el proyecto Azeri-Chirag-Gunashli incluía inicialmente a BP , Amoco , Unocal , Statoil , McDermott , Turkish Petroleum y Ramco Energy. [20]
Lukoil vendió su participación en el proyecto en 2003 a Inpex por 1.354 millones de dólares. [21]
El 23 de noviembre de 2009, Devon Energy anunció que vendería su participación en ACG. [22] El 29 de marzo de 2013, Hess vendió su participación a ONGC por mil millones de dólares. [23]
En abril de 2020, Chevron vendió toda su participación en Azeri-Chirag-Gunashli, incluidas las participaciones en el oleoducto de la ruta de exportación occidental y el oleoducto Bakú-Tbilisi-Ceyhan , a MOL Hungría Petróleo y Gas PLC. [24]
En 2018, y nuevamente en mayo de 2020, ExxonMobil puso a la venta su participación en Azeri-Chirag-Gunashli. [25]
A partir del primer trimestre de 2022, los accionistas participantes del desarrollo 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 el reparto de producción hasta 2049, la participación de SOCAR, la empresa energética estatal azerí, aumentó al 25%, mientras que las participaciones de los demás accionistas se redujeron. [26]
Con 3 etapas completadas y 7 plataformas operativas en funcionamiento, la producción total de Azeri-Chirag-Gunashli fue de más de 1 millón de barriles (160.000 m 3 ) por día en 2009. [10] Durante los primeros tres trimestres de 2009, más de 224 millones de barriles ( Se produjeron 35,6 × 10 6 m 3 ) de petróleo en 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 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 operación (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 operación (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 tres primeros 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 [29] .
Se espera que las tasas de agotamiento de petróleo de cada uno de los yacimientos Azeri-Chirag-Gunashli difieran con el tiempo, y que la producción agregada del complejo disminuya sustancialmente después de 2018. [28] [27] [30]
Azerbaiyán también obtiene aproximadamente entre 10 y 11 millones de metros cúbicos (350 y 390 millones de pies cúbicos) de gas de cabeza por día extraído del bloque ACG. El gas lo suministra BP de forma gratuita. Azerbaiyán recibió más de mil 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 por día. Una parte del gas se envía al sistema nacional de transporte de gas de Azerbaiyán. Una parte se utiliza como fuente de combustible en las plataformas.
El gas de revestimiento de las plataformas en las partes central, occidental y oriental del campo azerí se suministra a la terminal Sangachal a través de un gasoducto submarino de 28 pulgadas hasta el sistema de distribución de Azerigaz CJSC para su uso en el mercado local. Una parte del gas de revestimiento extraído en la plataforma Chirag se dirige a la estación compresora de SOCAR (la Compañía Petrolera Estatal 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 hasta una plataforma para el bombeo repetido en una capa para soportar la presión de la capa. [31] Hasta 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 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. [32]
La tasa de producción total del complejo ACG en el primer trimestre de 2022 fue de 434.000 barriles por día (69.000 m 3 /d), habiendo disminuido sustancialmente desde la producción máxima en 2010 de 835.000 barriles por día (132.800 m 3 /d). [2]
El petróleo del complejo ACG se bombeaba a la terminal 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.
