USD 73.6067

+0.37

EUR 87.0399

+1.08

BRENT 44.73

-0.35

AИ-92 43.33

-0.01

AИ-95 47.57

0

AИ-98 53.01

+0.01

ДТ 47.93

0

3322

Шах - Дениз месторождение Шахдениз -2

ШахДениз - газоконденсатное  месторождение на шельфе Азербайджана

Шах - Дениз месторождение Шахдениз -2

ШахДениз - газоконденсатное месторождение (ГКМ) на шельфе Азербайджана.

Расположенная в южной части Каспийского моря, в 70 км к юго-востоку от г. Баку, углеводородная структура Шах дениз была открыта советскими геологами в 1954 г.

В геологическом отношении эта территория относится к Южно-Каспийской впадине, отделенной от остальной части Каспийского моря подводными продолжениями горных сооружений Большого Кавказа и Копетдага.
Южно-Каспийская впадина представляет собой область длительного прогибания, куда на протяжении нескольких 10ков млн лет (начиная с олигоцена) сносились песчано-глинистые осадки, образующие в настоящее время толщу не менее 25 км мощности.
Активные геодинамические процессы, возникшие за счет поддвигания Аравийской плиты под Евразию, вовлекают весь осадочный чехол Южно-Каспийской впадины в складчатые деформации.
В Южно-Каспийской впадине присутствуют мощные толщи песчаных отложений, которые являются коллекторами газа и нефти, и глинистых, служащих генераторами углеводородов.
Кроме того, в ней развиты широкие брахиформные складки и разломы – основные ловушки нефти и газа.
Такая специфика геологического строения впадины  делает ее богатейшим нефтегазоносным бассейном мира.
В пределах Южно-Каспийской впадины открыто несколько схожих по строению и условиям формирования газоконденсатных месторождений – Гарадаг, Бахар, Джануб и  другие, крупнейшим из них является Шах-Дениз.

Основную роль в строении месторождения играет мощная толща молодых плиоценовых песчано-глинистых осадков, обладающих хорошими коллекторскими и экранирующими свойствами.
Источником углеводородов являются более древние олигоцен – нижнемиоценовые глинистые отложения майкопской серии.
С ними же связан и грязевой вулканизм в регионе.


Месторождение Шах-Дениз имеет вытянутую форму и ориентировано перпендикулярно к поверхности континентального склона, в связи с чем его юго-восточная часть является наиболее глубоководной (600 м от уровня моря), тогда как северо-западная – относительно мелководной (50 м от уровня моря). 

Основной нефтегазоносный комплекс месторождения связан с плиоценовыми отложениями, которые находятся на глубинах от 5 до 6,5 км.
Породы этого комплекса смяты в антиклинальную складку коробчатой формы, что позволяет углеводородам накапливаться в верхней части перегиба складки.
В пределах месторождения благодаря сложной системе разломов действует несколько грязевых вулканов, извергающих газ, грязебрекчии и обломки вмещающих пород.
Площадь газоносного района составляет около 860 км2.
Общие запасы месторождения оцениваются в 1,2 трлн м3 природного газа и 240 млн т газового конденсата.

После обретения Азербайджаном независимости, с конца 1990х гг. при значительной поддержке иностранных инвесторов начались работы по оценке его запасов и освоению.
Контракт по месторождению Шахдениз явился 2м крупным контрактом заключенным между Азербайджаном и зарубежными компаниями.
Он был подписан в Баку 4 июня 1996 г. и ратифицирован Милли Меджлисом (парламентом) 17 октября 1996 г. 

Участники проекта: BP (оператор) - 28,8%, Statoil (ныне Equinor) - 15,5%, NICO - 10%, Total - 10%, ЛУКОЙЛ - 10%, TPAO -9%, SOCAR - 16,7%.

Позже  Statoil продала 10% в проекте и в Южнокавказском МГП компаниям SOCAR и BP.


В 1997 г. на структуре были проведены 3 - мерные геофизические исследования.

Затем за 18 месяцев и 145 млн долл США, заплаченных участниками проекта, была модернизирована плавучая полупогружная буровая установка (ППБУ) Шельф-5, переименованная впоследствии в Истиглал, которая начала бурение на контрактной площади.
В 1999 г. на контрактном участке недр была пробурена первая скважина SDX-1.

В результате на Шахдениз было обнаружено крупнейшее газоконденсатное месторождение с углеродными запасами, оцененными в первом приближении в 1 трлн. тонн условного топлива (ТУТ).

В апреле 2000 г была пробурена 2я скважина SDX-2, уточнившая углеводородный потенциал Шахдениз.

В 2001 г. пробурена SDX-3, оказавшаяся пустой, но позволившая уточнить контуры месторождения.
Для успешной реализации проекта Шахдениз начались переговоры с потенциальными покупателями каспийского газа.

В 2001 г были заключены 4 контракта о купле-продаже природного газа - с турецкой компанией BOTAS о покупке 6,3 млрд м3/год газа, с правительством Азербайджана - 2,5 млрд м3/год газа , и 2 с грузинской стороной, - по которым общий объем затребованного топлива составляет 0,8 млрд м3/год газа.

Эти контракты позволили участникам Шахдениз санкционировать 27 февраля 2003 г. Стадию-1 проекта, которая включает как разработку и добычу, так и транспортировку с общей суммой инвестиций в размере 4 млрд долл США.

В рамках Стадии-1 планировалось добыча 178 млрд м3/год газа и 34 млн т газового конденсата. Управление продажами газа было возложено на Азербайджанскую компанию по поставкам газа (АКПГ), оператором которой назначена Statoil.

Выход на максимальную мощность Стадии-1 - 2011 г.

Работы по реализации Стадии-1 включали:
  • строительство и установку морской платформы (МП) TPG-500 ( Shah Deniz Alpha), 
  • расширение Сангачальского терминала
  • строительство подводных трубопроводов,
  • строительство Южно-Кавказского трубопровода (ЮКТ).
Для бурения и эксплуатации скважин на месторождении Шахдениз на верфи Keppel FELS в Сингапуре был изготовлен основной корпус МП TPG-500.
4 секции плавучей конструкции были доставлены из Сингапура в Баку в октябре 2004 г. и соединены в плавучем сухом доке Юсиф Ибрагимов.
Затем готовые секции опор и верхние строения платформы собирались в единую структуру на специализированном предприятии на Зыхе близ Баку.
Буровое оборудование для платформы изготавливалось в Норвегии.
Платформа TPG-500 установлена на газоконденсатном месторождении в открытом море, в 100 км к югу от г. Баку в точке с глубиной воды 105 метров.
Платформа рассчитана на бурение 15 наклонно-направленных скважин.
2 подводных трубопровода связывают МП TPG-500 (Alpha) с Сангачальским терминалом.

По проекту, Сангачальский терминал, который находится примерно в 45 км к югу от Баку, образует центральный пункт для сбора (ЦПС), обработки и экспорта всего газа, добываемого на месторождении Шахдениз, в дополнение к нефти, добываемой на АЧГ. 

На полке добычи общая пропускная мощность терминала ожидалась порядка 1 млн. баррелей/сутки нефти и свыше 28.300 млн м3/сутки газа.

Для транспортировки газа с Шахдениз в Турцию в 2005-2006 гг была осуществлена прокладка магистрального газопровода (МГП) Южно-Кавказского трубопровода (ЮКТ) длиною 690 км, между Сангачальским терминалом и турецким Эрзурумом. 

Проектная стоимость всех работ на маршруте Баку-Тбилиси-Эрзерум - около 1 млрд долл США.

Максимальная пропускная способность  - 20 млрд м3/год газа.

После проведения всех работ в декабре 2006 г.  был получен первый газ с месторождения Шахдениз.
Эксплуатация первой скважины глубиной 6,5 тыс. метров, пробуренной со стационарной добывающей платформы на глубине моря 105 м, началась 15 декабря 2006 г. с дебита в 5,6 млн м3/ сутки.
Уже через несколько дней добыча была приостановлена из-за обнаружения трещины и утечки газа на скважине вследствие роста пластового давления.
Ликвидация этих проблем заняла 3 недели.
23 января 2007 г. добыча газа на скважине была вновь приостановлена из-за увеличения давления в конструкции скважины.

В июле 2007 г. газ достиг территории Турции.
В декабре 2006 г. президент Грузии М. Саакашвили, чтобы частично отказаться от подорожавшего российского газа, подписал протокол о поставках в 2007 г. в Грузию из турецкой квоты с Шах-Дениза 800 млн м3 газа.
А Азербайджан хотел компенсировать добываемым здесь газом ожидаемое снижение поставок Газпрома.

 

К июлю 2007 г. на месторождении добыто 700 млн м3 газа (3 скважины).
Из них Азербайджан получил 539 млн м3, Грузия - 100 млн м3, 45 млн м3 использовано на компрессорных станциях нефтепровода Нефтепровод Баку - Тбилиси - Джейхан.
На конец 2012 г. на ГКМ Шахдениз эксплуатировалось 4 скважины.

ШахДениз-2  

2я стадия разработки месторождения намечена на 2016 - 2017 гг.
Долевое участие: BP (оператор) - 28,8%, AzSD - 10%, SGC Upstream - 6,7%, Petronas - 15,5%, ЛУКОЙЛ - 10%, NICO - 10% и TPAO - 19%.
Стоимость проекта - 25 млрд долл США.
Первоначальный плановый срок ввода в эксплуатацию - 2018 г.
Мощность добычи 2 стадии -  16 млрд м3/год (в рамках 1й стадии - 9 млрд м3/год), из которых 6 млрд м3/год будут поставлены в Турцию, 10 млрд м3/год - в Европу.
В июля 2018 г.  был получен 1й газ на МП ShahDenizBravo.
На полке добыча на месторождении ШахДениз составит 26 млрд м3/год.
В ноября 2019 г. Trans Adriatic Pipeline AG начала вводить 1й природный газ в 2-километровый участок Трансадриатического газопровода (TAP) в Греции между р. Эврос и компрессорной станцией (КС) Кипой. 
Плановый срок коммерческой подачи газа  - октябрь 2020 г.

ШахДениз-3.
В 2020 г. планируется начало бурения скважин в рамках 3й фазы разработки месторождения Шах-Дениз.





Система Orphus