Запасы газа только на месторождении "Гюнешли" могут оцениваться в диапазоне 4-6 триллионов кубических футов (113-168 млрд куб.м.), в то время как по участку "Азери" точная оценка еще не проводилась, и процесс находится на начальной стадии, об этом в кулуарах Бакинской энергетической недели заявил журналистам исполнительный вице-президент bp по добыче и операциям Гордон Биррелл. Гордон Биррелл подчеркнул, что этот новый газовый потенциал имеет ключевое значение для дальнейшего развития блока АЧГ.
По его словам , блок месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли" (АЧГ) является одним из крупнейших нефтяных месторождений в мире, и с момента ввода в эксплуатацию здесь было добыто более 4 миллиардов баррелей нефти.
"Запасы газа сосредоточены в двух основных частях блока - на участках "Гюнешли" и "Азери", и по обоим направлениям все еще сохраняется некоторая неопределенность относительно точных объемов ресурсов. Основная цель бурения первой добывающей скважины заключается в сборе динамических подземных данных и снижении этой неопределенности", - сообщил он.
Несмотря на отсутствие уточненных данных результата геологоразведки, на этой неделе компания bp - оператор проекта Азери-Чираг-Гюнешли (ACG или АЧГ), объявила от имени участников совместного предприятия ACG – SOCAR, MOL, INPEX, ExxonMobil, TPAO и ONGC Videsh – о начале добычи неассоциированного газа (NAG) на месторождении АЧГ в азербайджанском секторе Каспийского моря.
Первая скважина NAG, пробуренная с существующей платформы West Chirag, помимо обеспечения ранней добычи, предоставляет важные данные о пласте и притоке газа, что позволяет оценить ресурсную базу и принять решение о будущей полномасштабной разработке газового месторождения. Работы по добыче NAG на месторождении ACG ведутся на первой эксплуатационной скважине, пробуренной в прошлом году в надкермакинскую и подккермакинскую свиты перерыва .
Разработка АЧГ ведется согласно изменениям , внесенным 20 сентября 2024 года в существующее соглашение о разделе продукции (СРП) по месторождениям АЧГ. Данное дополнение действует до конца срока действия существующего соглашения о разделе продукции ACG в 2049 году. В течение следующих 23 лет, при условии проведения разведочных работ и оценки месторождений NAG, существует потенциал для инвестирования миллиардов долларов в полномасштабную разработку месторождений NAG в рамках месторождения ACG.
Доли участия партнеров ACG в проекте NAG такие же, как и в существующем соглашении о разделе продукции ACG: bp – оператор (30,37%), SOCAR (35,3%), MOL (9,57%), INPEX (9,31%), ExxonMobil (6,79%), TPAO (5,73%), ONGC Videsh (2,92%).
Проект Апшерон
Проект "Абшерон" предусматривает бурение новых скважин, строительство 140-километрового подводного трубопровода и внедрение решений для многофазной транспортировки газа и конденсата, об этом заявил председатель представительства компании TotalEnergies в Азербайджане Эммануэль де Гийебон в ходе панельной дискуссии, состоявшейся в рамках Бакинской энергетической недели.
По его словам, в рамках второй фазы разработки месторождения "Абшерон" планируется бурение трёх новых скважин с ожидаемой добычей около 40 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки с каждой скважины, при этом примерно 30% приходится на конденсат и 70% - на газ. Он сообщил, что в рамках проекта будет построен подводный трубопровод протяжённостью около 140 км, который обеспечит прямое соединение скважин с береговыми объектами без использования добывающих платформ. Он отметил, что стартовый уровень добычи по проекту составит около 120 тысяч баррелей нефтяного эквивалента в сутки с учётом существующей ранней фазы разработки месторождения".
В ходе Бакинской энергетической неделе, проходящей в Баку с 1 по 3 июня, подписано также соглашение о долгосрочных поставках газа с месторождения "Абшерон" в Турцию, документ подписан между SOCAR, TotalEnergies, XRG и BOTAŞ в рамках встречи в Баку. Стороны, в частности, рассмотрели ход работ по проекту полномасштабной разработки газоконденсатного месторождения "Абшерон".
Отметим, что месторождение "Абшерон" расположено на шельфе Каспийского моря примерно в 100 км к юго-востоку от Баку и в 25 км к северо-востоку от месторождения "Шахдениз". Площадь структуры составляет около 270 квадратных километров, а запасы газа оцениваются в 350-400 миллиардов кубометров извлекаемых запасов.
Добыча на "Абшероне" началась в июле 2023 года в рамках этапа ранней разработки под операторством JOCAP с использованием одной глубоководной скважины.
SOCAR, TotalEnergies и XRG согласовали концепцию второго этапа разработки месторождения, который предусматривает подводную добычу с последующей транспортировкой на берег. Скважины будут буриться на глубине около 500 метров, а их общая длина превысит 7 тысяч метров, что сделает их одними из самых глубоких в Каспийском море.
На пике второй этап разработки может обеспечить добычу до 12,7 миллиона кубометров газа в сутки (около 4,5 миллиарда кубометров в год) и 37 тысяч баррелей конденсата в сутки. Начало добычи ожидается в конце 2028 или начале 2029 года.
Проект Карабах
Вице-президент компании bp по геологоразведке по Азербайджану, Грузии и Турции Дэн Спаркс в ходе панельной дискуссии, состоявшейся в рамках Бакинской энергетической недели сказал, что реализация проектов в Каспийском бассейне не только обеспечивает добычу и развитие инфраструктуры, но и формирует долгосрочные технологические и производственные возможности, включая развитие фабрикационных площадок и человеческого капитала.
Д.Спаркс отметил, что проект "Карабах" предусматривает создание второго в мире комплекса по производству подводных модулей (subsea bundles) в Каспийском регионе.
Он сказал, что такие модули позволяют объединять несколько трубопроводных линий и коммуникаций в единый блок, который может транспортироваться и устанавливаться без необходимости использования специализированных трубоукладочных судов.
"Продолжается развитие технологических возможностей в регионе, включая применение новых сейсмических методов, которые стали значимым фактором для отрасли в Каспийском бассейне", - сказал он.
В частности, он упомянул получение новых сейсмических данных по месторождению "Шахдениз" и проведение их обработки, отметив, что спустя 30 лет эксплуатации продолжается изучение месторождения с использованием новых технологий обработки данных.
Региональный президент bp по Азербайджану, Грузии и Турции Джио Кристофоли в рамках Бакинской энергетической недели отметил, что "в настоящее время ведутся инженерные работы, а принятие окончательного инвестиционного решения ожидается к середине следующего года. Мы стремимся развивать "Карабах" как спутниковое месторождение. Это позволит использовать существующую инфраструктуру в Каспийском регионе для освоения новых месторождений и станет важной вехой", - заявил Дж.Кристофоли.
Отметим, что контрактная площадь "Карабах" расположена в 120 км к востоку от Баку, на глубинах моря 150-200 м, вблизи контрактных участков "Азери-Чираг-Гюнешли" и "Ащрафи-Дан Улдузу-Айпара".
Согласно данным министерства энергетики Азербайджана, первоначально оцененные геологические запасы месторождения превышают 60 млн тонн нефти.
Недавно bp завершила донную сейсмическую съёмку методом Ocean Bottom Node (OBN) на месторождении "Карабах". Работы стартовали в декабре 2025 года и были завершены в середине марта 2026 года.
Проекты на Каспии
SOCAR рассматривает возможности ускорения геологоразведочных работ в Азербайджане, об этом заявила вице-президент SOCAR Арзу Джавадова в ходе панельной дискуссии, состоявшейся в рамках Бакинской энергетической недели.
По ее словам, проекты проходят отбор по определенным критериям с учетом того, какие из них могут быть реализованы самостоятельно, а какие требуют привлечения партнеров для распределения рисков и затрат.
Она также подчеркнула, что компания усилила работу по формированию команды специалистов по геонаукам и подземным исследованиям, внедрению новых инструментов и анализу данных.
"В рамках текущей стратегии геологоразведочные работы ведутся по трем основным направлениям: на суше, в акватории Среднего Каспия и в Южном Каспии. При этом на суше выделяются перспективные зоны, включая Шамахы-Гобустан, Евлах-Агджабеди и др.", - сказала она.
Вице-президент компании подчеркнула, что в офшорной части Каспия рассматриваются более глубокие горизонты, включая предпродуктивную серию, а ряд проектов уже находится на стадии готовности к бурению.
Пожалуй, особое внимание аудитории Бакинской энергетической недели заслужил не имеющий аналогов по мультипликативности эффекта как на все сферы жизни, так и экономику Азербайджана и стран региона проект-долгожитель - "Азери-Чираг-Гюнешли" (АЧГ). Реализуемый с 20 сентября 1994 года, проект ACG превратился в стратегический нефтегазовый инфраструктурный проект, об этом заявил вице-президент SOCAR Бабек Гусейнов на панельной дискуссии, состоявшейся во второй день Бакинской энергетической недели.
Несмотря на то, что основные вызовы, стоящие перед upstream-сектором (добыча и разработка) нефтегазовой отрасли, меняются, актуальность ACG продиктована обнаружением новых запасов газа и конъюнктурой мирового рынка.
"Раньше основным источником добычи нефти и газа были открытие новых месторождений, освоение новых регионов и реализация крупных, особенно морских проектов, сегодня ключевой вопрос заключается не только в новых открытиях. Главная задача - получать больше ценности из существующих месторождений, эффективно использовать имеющуюся инфраструктуру и ускорять эти процессы", - отметил эксперт. Бабек Гусейнов подчеркнул, что даже увеличение коэффициента восстановления добычи на действующих месторождениях всего на 1 процент может внести значительный вклад в обеспечение энергетического спроса на протяжении многих лет. В этом контексте вице-президент SOCAR привел в пример проект "Азери-Чираг-Гюнешли" (АЧГ) и важный этап, связанный с добычей неассоциированного газа с АЧГ. На протяжении последних 30 лет АЧГ известен как одно из крупнейших нефтяных месторождений мира. Однако сегодня мы рассматриваем этот проект не только как нефтяное месторождение. АЧГ теперь является стратегическим энергетическим инфраструктурным проектом, обладающим потенциалом как нефти, так и газа. Под пластом проекта находятся значительные объёмы ресурсов, и реализуемые в партнёрстве с BP программы развития нас чрезвычайно вдохновляют", - добавил он.
Бабек Гусейнов заявил, что при разработке газоконденсатного месторождения "Абшерон", которое занимает важное место в энергетическом секторе Азербайджана, ключевыми приоритетами являются более быстрый выход на первую добычу газа, повышение конечного коэффициента извлечения, упрощение проектных решений и соблюдение капитальной дисциплины.
"Важно, чтобы эти проекты были экономически эффективными как для наших партнёров, так и для Азербайджана. Поэтому они должны реализовываться на основе простоты, скорости и финансовой дисциплины", - отметил он.
Представитель SOCAR также заявил, что разработка месторождения "Карабах" демонстрирует иную модель развития.
По его словам, проект реализуется с использованием возможностей существующей инфраструктуры, и такой подход известен как модель "инфраструктурно-ориентированного развития".
"В проекте "Карабах" используются гибкие решения подводного подключения. Интеграция в существующую инфраструктуру сокращает сроки реализации проекта и позволяет быстрее начать добычу. Эта инфраструктура является одним из самых ценных активов энергетического сектора Азербайджана", - подчеркнул Бабек Гусейнов.
Американская компания ExxonMobil изучает возможности разработки углеводородных ресурсов нетрадиционными методами в Азербайджане и оценивает перспективы применения в стране технологий, которые ранее позволили США стать мировым лидером по добыче нефти и газа, об этом заявил вице-президент по глобальной разведке ExxonMobil Джон Ардилл на сессии «Разведка и добыча — новые горизонты» в рамках Бакинского энергетического форума. Он напомнил, что благодаря внедрению технологий горизонтального бурения и гидроразрыва пласта Соединенные Штаты за последние два десятилетия смогли существенно увеличить добычу углеводородов и стать крупнейшим производителем нефти и газа в мире.
По словам представителя ExxonMobil, «при выводе этих технологий на международные рынки мы учитываем три ключевых фактора: подходящую геологическую структуру, коммерческую привлекательность и прочную модель партнерства», — подчеркнул Ардилл.
Благодаря современным технологиям коэффициент извлечения на нефтяных месторождениях может превышать 50%, а на газовых - 70%. Вице-президент подчеркнул, что процесс, начавшийся в США в 1980-1990-х годах с развитием технологий горизонтального бурения и гидравлического разрыва пласта, впоследствии распространился и на другие бассейны. ExxonMobil заняла стратегическую позицию в этом направлении около 20 лет назад и с тех пор поэтапно увеличивает инвестиции в этом направлении.
Джон Ардил подчеркнул, что в настоящее время в Пермском бассейне добыча составляет около 1,6 млн баррелей в сутки, и в ближайшее время планируется довести этот показатель до 1,8 млн баррелей. "Этот опыт показывает, что с ускорением технологического развития сокращаются и сроки происходящих изменений. Если раньше такая трансформация занимала 20 лет, то теперь она может происходить за 5-10 лет", - отметил он. Представитель компании также указал, что глубоководные проекты являются еще одним примером этой тенденции, а такие регионы, как Гайана, устанавливают новые рекорды, опережая Анголу Он добавил, что увеличение коэффициента извлечения может существенно продлить срок эксплуатации месторождений и влияет на стратегию компаний на международном уровне.
Трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД)
Трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД) будет передан в управление SOCAR, сказал журналистам региональный президент bp по Азербайджану, Грузии и Турции Джио Кристофоли в рамках "Бакинского энергетического форума".
По его словам, срок выполнения договорного обязательства по данному процессу установлен на 1 июля, и компания полностью соблюдает этот график. Он подчеркнул, что речь не идет о выходе bp из актива, а о выполнении контрактных обязательств.
"Для того чтобы SOCAR могла выступать в качестве оператора, была проведена масштабная подготовительная работа. Компания обладает необходимым опытом и возможностями для эффективного управления трубопроводом", - отметил он.
По его словам, краткосрочные колебания цен на нефть не влияют на инвестиционные решения компании.
Еще в декабре 2025 года в bp заявили, что проводятся обсуждения с соответствующими органами для своевременного планирования необходимых мероприятий для передачи операторства в трубопроводах Баку-Супса и Баку-Тбилиси Джейхан.
Отметим, что нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД) транспортирует нефть с месторождения "Азери-Чираг-Гюнешли" (АЧГ) и конденсат с месторождения "Шахдениз" через территории Азербайджана, Грузии и Турции. Он соединяет терминал Сангачал на берегу Каспийского моря с морским терминалом Джейхан на турецком Средиземноморье. Кроме того, по этому трубопроводу продолжается транспортировка нефти из Туркменистана и Казахстана. Трубопровод, введённый в эксплуатацию в июне 2006 года, был построен компанией Baku-Tbilisi-Ceyhan Pipeline Company (BTC Co.), оператором которой является bp.
Акционеры BTC Co.: bp (30.10%), SOCAR (32.97%), MOL (8.90%), TPAO (6.53%), Eni (5.00%), TotalEnergies (5.00%), ITOCHU (3.40%), ONGC Videsh (3.10%), ExxonMobil (2.50%) и INPEX (2.50%).
Возобновляемая энергетика
Азербайджан и США заключили рамочное соглашение о добыче и поставках редкоземельных металлов. Свои подписи под документом поставили министр экономики Азербайджана Микаил Джаббаров и помощник госсекретаря США по делам экономики Калеб Орр. Документ подписан в рамках Бакинской энергетической недели. Аналогичное соглашение ранее заключили Армения и США во время визита в Ереван американского госсекретаря Марко Рубио.
В рамках "Бакинской энергетической недели" президент SOCAR Ровшан Наджаф встретился с вице-президентом компании ExxonMobil Corporation Джоном Ардилом на встрече было отмечено успешное развитие долгосрочных партнерских отношений между SOCAR и ExxonMobil Corporation в энергетическом секторе.
Состоялась встреча между делегациями, которые возглавили председатель правления ОАО "Азерэнержи" Баба Рзаев, председатель правления АО "Казахстанская компания по управлению электрическими сетями" (KEGOC) Наби Айтжанов и заместитель председателя правления АО "Национальные электрические сети Узбекистана" Феруз Курбанов, на встрече состоялся обмен мнениями о текущем состоянии и перспективах развития энергетического сотрудничества между Азербайджаном, Казахстаном и Узбекистаном.
В то же время в ходе встречи, где обсуждались вопросы внедрения новых технологий и интеграции возобновляемых источников энергии в энергосистему, был проведен обмен опытом касательно недавно запущенных в Азербайджане систем накопления энергии на аккумуляторных батареях (BESS) мощностью 250 МВт и емкостью 500 МВтч.