Azeri-Chirag-Guneshli
From Wikipedia, the free encyclopedia
Cet article est une ébauche concernant l’énergie.
Vous pouvez partager vos connaissances en l’améliorant (comment ?) selon les recommandations des projets correspondants.
Consultez la liste des tâches à accomplir en page de discussion.| Azeri-Chirag-Guneshli | ||
| Présentation | ||
|---|---|---|
| Coordonnées | 40° 01′ 04″ nord, 51° 15′ 58″ est | |
| Pays |  Azerbaïdjan
|
|
| Exploitant | Azerbaijan International Operating Company | |
| Historique | ||
| Découverte | 1985 | |
| Début de la production | 1997 | |
| Pic de production de pétrole | 2010 | |
| Géolocalisation sur la carte : mer Caspienne
| ||
modifier  |
||
Azeri-Chirag-Güneshli est un important complexe de gisements pétroliers. Il se situe en offshore dans la mer Caspienne, à 120 km des côtes de l'Azerbaïdjan. Il possèderait de 5 à 6 Gbbl de réserves[1].
Le développement en a été confié à BP en 1994, dans le cadre de ce que les milieux pétroliers prirent l'habitude d'appeler le « contrat du siècle ».
Au XXIe siècle, c'est l'un des plus grands projets pétroliers en développement dans le monde, et le deuxième en mer Caspienne après Kashagan. La production a commencé en 1997 dans une partie du gisement, et elle se développe par phase, l'objectif étant d'atteindre un Mbbl/j en 2009, soit plus de 1 % de la production mondiale. La dernière phase du développement, la partie est de Güneshli, est entrée en production en , avec la mise en service d'une nouvelle plate-forme[2].
Une grande partie de la production emprunte l'oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan.
Les champs ACG ont estimé les réserves récupérables d'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 m3/j)[3].
Le pic de production de pétrole, 835 000 barils par jour (132 800 m3 / j), a été atteint au troisième trimestre de 2010. Au premier trimestre de 2012, la production de pétrole était d'environ 710 000 barils par jour (113 000 m3 / j).
BP rapporte que le pétrole brut d'ACG est exporté par l'oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan vers la Méditerranée et l’Oléoduc Bakou-Soupsa vers Soupsa en Géorgie, ainsi que par l’Oléoduc Bakou-Novorossiisk jusqu'à Novorossisk en Russie. On croit également qu'il existe de grandes réserves de gaz inexploitées sous les champs pétrolifères d'ACG. Selon les médias, selon l'American Consulting Association IHS CERA (Cambridge Energy Research Associates), l'Azeri-Chirag-Gunashli est le troisième plus grand développement pétrolier sur les 20 répertoriés. L'investissement total est estimé à 20 milliards de dollars américains. 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 des bénéfices potentiels de 80 milliards de dollars[3],[4],[5],[6].
La formation du développement Azeri-Chirag-Gunashli a commencé au début des années 1990. En , le gouvernement azerbaïdjanais a annoncé des appels d'offres internationaux distincts pour l'exploration des champs Azéris, Chirag et Gunashli. En , un consortium d'Amoco, d'Unocal, de British Petroleum, de Statoil, de McDermott et de 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 la nomination de Heydar Aliyev à la présidence de l'Azerbaïdjan en 1993, les négociations avec les entreprises étrangères ont été interrompues et Lukoil a été invité au consortium. Les négociations ont repris en 1994[1],[7],[8],[9].
L'accord de partage de production a été signé par les parties le pour le développement des champs pendant 30 ans. Le jour de la signature de l'accord PSA est célébré comme le jour des travailleurs du pétrole en Azerbaïdjan[2].
Lors de la première étape, le consortium a commencé le forage de développement du champ de Chirag en . Le premier pétrole a été produit en . Cette phase de développement était également connue sous le nom d’Early Oil Project (EOP). À l'origine, le pétrole produit était exporté par l'oléoduc Bakou-Novorossisk. Un contrat sur le transport du pétrole via la Russie vers le port de Novorossisk, en mer Noire, a été signé le . Le transport du pétrole par le pipeline a commencé le [9].
Pour la diversification des routes d'exportation, la construction d’Oléoduc Bakou-Soupsa a été décidée en 1996. Le pipeline est devenu opérationnel en 1998 et a été officiellement inauguré en 1999. Sur le terrain de Chirag, le projet d'injection d'eau a été mis en œuvre en 1999 mis à jour en 2000.
Lukoil s'est retiré du projet en 2003 en vendant toute sa participation à INPEX. L'accord a été scellé pour 1,354 milliards de dollars[9].
La deuxième étape du développement a consisté à développer le champ azéri. Le développement du champ azéri a débuté en 2002. Les quartiers centraux azéris sont arrivés à Bakou en et les modules de forage sont arrivés à Bakou en . La veste centrale Azeri a été achevée en . Pour l'ajout d'huile, le terminal de Sangatchal a été amélioré. . Après l'installation du gazoduc Central Azeri, la plate-forme Central Azeri a été lancée en . La plate-forme a été installée en et la production a commencé en . La plate-forme centrale de compression et d'injection d'eau azérie a été lancée en . Il a injecté le premier gaz en [9].
Les modules de forage Azeri occidental arrivent à Bakou en et la plateforme a été lancée en . Les topsides de la plateforme ont été installés en et la production a commencé en .
Les modules et quartiers de forage Azeri oriental sont arrivés à Bakou en et la plate-forme a été lancée en . La partie supérieure a été installée en et la production a débuté en [9].
Le programme de pré-forage de « Deepwater Gunashli » a débuté en . Les modules de forage et les quartiers sont arrivés à Bakou en . La plateforme est devenue opérationnelle en .
Le , Devon Energy a annoncé qu'elle allait vendre sa participation dans ACG. Le , Hess a vendu sa participation à ONGC pour 1 milliard de dollars.
Le , le gouvernement d'Azerbaïdjan et la compagnie pétrolière d'État de la République d'Azerbaïdjan (SOCAR), BP, Chevron, INPEX, Equinor, ExxonMobil, TP, ITOCHU et ONGC Videsh ont signé un accord pour prolonger le PSA pour ACG champs jusqu'en 2049.
Le , les actionnaires d'ACG-BP et de SOCAR ont signé un nouveau contrat d'une valeur de 6 milliards de dollars[10] dans le cadre du projet de plateforme Azeri Central East (ACE)[11]. La construction commencera en 2019 et se poursuivra jusqu'au milieu de 2022[12]. Le projet devrait atteindre sa première production en 2023[13].
La construction de la plateforme créera jusqu’à 8000 emplois, prévoient BP et ses partenaires, le groupe public azerbaïdjanais SOCAR (25% du gisement) et les pétroliers Chevron (9,57%) et ExxonMobil (6,79 %)[10].
Possession
Les actionnaires du développement Azeri-Chirag-Gunashli incluent BP avec 35,78 % des parts, SOCAR (11,64 %), Chevron Corporation (10,28 %), Inpex (10,96 %), Equinor (8,56 %), ExxonMobil (8,00 %), TPAO (6,75 %), Itochu (4,3 %) et ONGC Videsh (2,72 %). BP avec un intérêt majeur dans la propriété dirige le consortium AIOC.
En vertu d'un accord de 2017 visant à étendre le partage de la production à 2049, l'intérêt de SOCAR, la compagnie énergétique nationale azérie, passerait à 25 % tandis que les intérêts des autres actionnaires seraient réduits.
