КОНТРАКТУ ВЕКА - 10 ЛЕТ
Проекты PSA в действии
Реализация нефтегазовой стратегии Азербайджана практически началась 10 лет назад - 20 сентября 1994 года - подписанием под руководством экспрезидента, общенационального лидера Азербайджана Гейдара Алиева контракта по разведке, разработке и долевом распределении добычи контрактной площади "Азери-Чираг-Гюнешли" (АЧГ). За это время, как говорится, "много воды утекло", пока в мире происходили слияния и поглощения крупнейших мировых нефтехолдингов, Азербайджану в рекордно короткие, по мировым стандартам, сроки удалось построить, по сути, новую хозяйственную систему, стать лидером среди стран СНГ по объему инвестиций на душу населения, начать экспорт своей нефти на мировые рынки, строительство двух трубопроводов Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Тбилиси-Эрзерум - Южно-Кавказский евразийский транспортный коридор "имени Гейдара Алиева", который свяжет Каспий с рынками ЕС.
В декабре 2003 года Азербайджан понес тяжелую утрату - ушел из жизни лидер нации Гейдар Алиев, мы склоняем головы перед памятью этого великого Человека.
Нефтегазовая политика сегодня - это продолжение начатого 10 лет назад плюс параллельное динамичное развитие ненефтяной сферы. А новейшая история азербайджанской нефтепромышленности - зеркальное отражение всех процессов, происходящих в мировой нефтегазовой индустрии конца XX - начала XXI века. Среди участников соглашения, образовавших тогда Азербайджанскую международную операционную компанию (АIOC), были американские Amoco, Unocal, Pennzoil, Exxon, McDermott, британские British Petroleum, и Ramco, норвежская Statoil, российская LUKoil, турецкая TPAO и Delta Oil из Саудовской Аравии.
В дальнейшем список компаний-участниц консорциума претерпел изменения, были перераспределены и перекуплены доли участия в контракте. "Вышла из игры" американская McDermott, в AIOC вошла японская Itochu, объединились два нефтяных гиганта - British Petroleum и Amoco.
В консорциум вступила американская Mobil, объединившаяся с Exxon, уже являвшейся участницей проекта. Кроме того, в AIOC появились "новые" имена: Devon Energy (бывшая Pennzoil), британская Ramco в 2000 году вышла из проекта, продав свою долю (2,0825%) саудовско-американскому альянсу Delta Hess за $150 млн. И уже в 2002 году российская LUKOIL продала свою долю в проекте за $1,375 млрд. японской INPEX.
В настоящее время участниками проекта выступают BP (оператор- 34,1367% долевого участия), Unocal (10,2814%), ГНКАР (10%), INPEX (10%), Statoil (8,5633%), ExxonMobil (8,006%), TPAO (6,75%), Devon Energy (5,6262%), Itochu (3,9205%), Delta Hess (2,7213%).
За истекшие 10 лет (с момента подписания) консорциум АМОК возглавляли 4 президента: Терри Адамс, Дэвид Причард, Джон Легат и Дэйвид Вудворд, который и по сей день является главой операционной компании.
В ноябре 1997 г. в соответствии с межправительственным соглашением между Азербайджаном и Россией, первая нефть с контрактной площади по трубопроводу Баку-Новороссийск была транспортирована в черноморский порт Новороссийск (Россия) для дальнейшего экспорта на мировые рынки. Единственный на то время экспортный трубопровод получил неофициально название "северного" маршрута.
В рамках первого этапа проекта, именуемого "Проектом ранней добычи нефти", на месторождении "Чираг" была построена платформа "Чираг-1", с которой на сегодня уже пробурено 17 скважин, бурится 18-ая.
Помимо этого, был построен по мировым стандартам и сдан в эксплуатацию Сангачальский терминал. Итальянской компанией Saipem было построено два подводных трубопровода: 24-дюймовый нефтепровод - до терминала в Сангачале, и 12-дюймовый газопровод - до газокомпрессорной станции на "Нефтяных Камнях". В апреле 1999 года сдачей в эксплуатацию терминала в грузинском черноморском порту Супса и нефтепровода Баку-Супса, "проект ранней нефти" был удачно завершен. С этого момента AIOC стала владельцем второго экспортного нефтепровода, получившего название "западного маршрута". Именно по нему сегодня экспортируется почти вся добываемая на АЧГ нефть.
Производство
Добыча нефти собственно ГНКАР достаточно стабильна, она меняется в ту или другую сторону на 1-2% . В 2003 году в республике было добыто 15.38 млн. т. нефти и 5,17 млрд м3 газа.
На долю ГНКАР из этой суммы приходится около 58% добычи нефти и более 80% добычи газа Азербайджана.
Указом президента республики в январе 2003 года в структуре ГНКАР были проведены изменения. В результате Производственное объединение по добыче нефти и газа на суше и Производственное объединение по добыче нефти и газа на море объединены в единое ПО "Азнефть". В настоящее время более 40% всей добычи газа Азербайджана поступает с месторождения Бахар, разрабатываемого ГНКАР. Масштабное увеличение добычи газа в стране ожидается с 2006 года, когда будет введено газоконденсатное месторождение Шах-Дениз. Согласно прогнозам, к 2010 году добыча газа возрастет в три раза и превысит 15 млрд м3 за счет контрактных площадей АЧГ и Шах-Дениз. Большая часть добываемой ГНКАР нефти (6,4 млн тонн из почти 9 млн тонн в 2003 году) направляется на азербайджанские НПЗ. Остальной объем, 2,6 млн тонн транспортируется на экспорт по нефтепроводу Баку-Новороссийск.
Мощности двух азербайджанских НПЗ, на которых перерабатывается только нефть ГНКАР, используются лишь на 30%. Нефть с блока АЧГ полностью экспортируется по нефтепроводу Баку-Супса, и переориентировать ее на российское направление у консорциума АМОК нет необходимости: тариф транспортировки в России составляет $15,6 за тонну, а по нефтепроводу Баку-Супса - около $3 за тонну.
Помимо сырой нефти. 9,1 млн тонн в 2003 году, Азербайджан экспортирует и нефтепродукты. В основном это дизельное топливо (68% в 2003 году), автобензин (1 5%), авиакеросин (8%) и мазут (7.6%).
В 2003 году объем экспорта нефтепродуктов значительно сократился, и на 2004 год увеличения не планируется.
В декабре 2003 года "Газэкспорт" и ГНКАР подписали контракт по поставкам в Азербайджан российского газа с 1 января 2004 года. По контракту, "Газэкспорт" обеспечивает 50% потребностей республики в импортном газе.
Вторая половина необходимых объемов остается за "ИТЕРОЙ". которая имеет собственный контракт с Азербайджаном. В 2004 году суммарные поставки возрастут до 5,5 млрд м3, теоретически по 2,75 млрд м3 от каждой из двух российских компаний. Реализацию своих контрактных обязательств "Газпром" передает "КазРосГазу", совместному предприятию "Газпрома" и казахстанской компании "Каз-МунайГаз", которое будет поставлять в Азербайджан газ с Карачаганакско-го месторождения.
Затем "Газпром" подписал с Азербайджаном дополнительное соглашение о расширении поставок с 2,75 млрд м3 до 4,5 млрд м3.
"АЧГ" сегодня
В 2003 году инвестиции в нефтегазовый сектор Азербайджана по сравнению с предыдущим годом увеличились вдвое, до $2 млрд, что составляет почти 83% от всех капиталовложений в экономику страны. В течение года на 17,7% выросли активы Государственного нефтяного фонда, созданного в декабре 1999 года для управления доходами от нефти. На проект освоения трех месторождений "АЧГ" Азербайджана уже потрачено около $3 млрд.
Общие расходы по обустройству месторождений Азери, Чираг и Гюнешли составят 6 млрд долларов, и половина этой суммы уже вложена.
Основные работы по проекту АЧГ в 2004 году включают:
Установка буровой вышки на палубу платформы ЦА - 1 квартал (успешно выполнено). Установка в море опорного блока ЦА - 1 квартал (завершается). Завершение укладки подводных трубопроводов - 2 квартал (два уже завершены).
Установка в море верхних строений на платформе ЦА - 3 квартал. Санкционирование проекта и начало Фазы 3 - 3 квартал. Установка в море опорного блока ПДГНВ - 4 квартал. Объекты STEP (в Сангачалах) готовы к приему первой нефти - 4 квартал. Начало добычи первой нефти на ЦА - конец 4 квартала.
Строительство объектов инфраструктуры на месторождении Азери завершено на 90 процентов, платформа в западной части Азери готова на 48 процентов, а в восточной - на 18 процентов. Платформы, на которых разместятся компрессорная водонапорная станции, готовы на 65 процентов. Сейчас оператор проекта готовится к установке платформы на 48 скважин в центральной части месторождения Азери.
Нефти, добываемой только с месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли", будет
достаточно для того, чтобы строящийся основной экспортный трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан - BTC был эффективным, как отдельное коммерческое предприятие при проектной мощности 50 млн. тонн нефти в год. Однако, это не значит, что по BTC на протяжении жизни всего проекта регулярно будет прокачиваться 1 млн. баррелей нефти ежесуточно (50 млн. тонн нефти в год).
В начале, в рамках "Фазы-1" полномасштабной разработки "Азери-Чираг-Гюнешли", планируется добывать 400 тыс. барр. нефти в день. В рамках "Фазы - 2" в середине 2007 года объем добычи составит 800 тысяч баррелей. И лишь в рамках "Фазы - 3", которая начнется в конце 2009 года, эта цифра возрастет до 1 млн. баррелей в день. То есть, необходимое количество нефти для полной загрузки BTC будет получено не раньше конца 2009 года. Поэтому, когда говорится о том, что нефти от "контракта века" хватит на весь проект BTC, имеется в виду, прежде всего, именно период пиковой загрузки трубы. И в этот период придется добывать нефти столько, чтобы она не превышала возможности BTC, так как именно в этот момент может появиться дополнительная нефть с других месторождений. Сколько времени продлится пик - пока не известно. Это будет зависеть от того, какое количество компаний будут вовлечены в проект, и сколько нефти будет прокачиваться через трубу. График загрузки трубы, возможно, придется снижать и растягивать, либо, наоборот, держать на самом верхнем пределе, но в дальнейшем загрузка BTC начнет сходить на нет.
Гипотетически можно предположить, что пик загрузки трубы продлится от трех до пяти лет. Протяженность нефтепровода БТД составляет 1762 км, из них в Азербайджане - 443 км, в Грузии - 249 км, а в Турции - 1070 км. Строительные работы начались в апреле 2003 года и завершатся в 4-ом квартале 2004 года. Экспорт азербайджанской нефти из порта Джейхан (Турция) намечен на 2-ой квартал 2005 года. К настоящему времени завершено 55% строительных работ по проекту. Стоимость проекта $3,6 млрд.
Участниками проекта БТД являются: BP (30,1%); ГНКАР (25,00%); Unocal (8,90%); Statoil (8,71%); TPAO (6,53%); ENI (5,00%); Itochu (3,40%); ConocoPhillips (2,50%); INPEX (2,50%), Total (5,00%) и Amerada Hess (2,36%).
Проект Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД)
Основные этапы по проекту БТД в 2004 году:
Получение первого займа в рамках внешнего финансирования БТД-1 квартал
Готовность трубопровода БТД к заполнению линии в Азербайджане и Грузии- 4 квартал, завершение на 90% - 4 квартал 2004.
Готовность BOTAS к заполнению трубопровода в 1 квартале 2005
Одним из самых знаменательных событий этого года станет подключение Казахстана к системе BTC при помощи создания транспортного коридора Актау-Баку. Для создания системы Актау-Баку предполагается строительство нового терминала для хранения и перевалки нефти в Курыке (порт в 76 км юго-восточнее Актау), а также соединительных трубопроводов. Мощность системы по перевалке составит 20 млн. тонн нефти в год, на первом этапе будет перевозиться до 7,5 млн. тонн. Объем инвестиций будет определен после подписания межправительственного соглашения. Новая система будет построена к моменту, когда пойдет первая нефть с месторождения "Кашаган", то есть к 2007 году.
Для управления системой Актау-Баку будет создана отдельная компания, основными инвесторами которой выступят четыре компании - ENI, TotalFinaElf, ConocoPhilips и Inpex, участвующие в разработке казахстанского месторождения "Кашаган" и имеющие 15% долевого участия в компании BTC Co (оператор по строительству и эксплуатации трубопровода).
В 2004 году должны быть заключены договора между правительствами Казахстана и Азербайджана, а также BTC Co. и казахстанскими экспортерами "Актау-Баку Co.".
Проект Шах Дениз Партнеры по Соглашению о разведке, разработке и долевом разделе добычи перспективной площади "Шах Дениз" (СДРД): BP Azerbaijan (оператор - 25,5%), Statoil (25,5%), ГНКАР (10%), LUKAgip (10%), NICO (10%), Total (10%), и TPAO (9%). Эти же компании являются участниками строительства газопровода Баку-Тбилиси-Эрзерум.
В рамках проекта был предоставлен контракт корпорации Sumitomo на поставку 700 км сварных стальных труб большого диаметра для Южно-Кавказского трубопровода (ЮКТ). С января 2004 года в Азербайджан прибывают партии труб для ЮКТ, что позволит начать укладку трубопровода в четвертом квартале 2004 г. Инженерно-технические работы и размещение заказов на поставку материалов и оборудования идут в соответствии с графиком.
Стадия-1 проекта предусматривает установку платформы, прокладку двух подводных трубопроводов и сооружение установок для подготовки газа и конденсата на береговом терминале, а также строительство Южно-Кавказского трубопровода из Азербайджана через Грузию к турецкой границе (азербайджано-грузинская часть газотранспортной магистрали Баку-Тбилиси-Эрзерум). Стоимость Стадии-1 оценена в $2,3 млрд, Южно-Кавказского трубопровода - в $0.9 млрд.
В течение 2003 года было завершено бурение первой и почти закончено бурение второй из трех намеченных опережающих скважин. В июле в Сингапуре начато строительство морской платформы, блоки которой должны прибыть в Баку к октябрю 2004 года.
Стадия - 1 предусматривает суммарную добычу 178 млрд м3 газа и 34 млн тонн конденсата, при максимальном годовом уровне 8,4 млрд м3 газа и 2 млн тонн конденсата.
В рамках проекта начиная с 2006 года будет осуществляться поставка газа в Турцию в объеме 6,6 млрд м3 в год по контракту, охватывающему 15 лет. Помимо этого, 1.5 млрд м3 в год будет закупать Азербайджан и 0.8 млрд м3 в год - Грузия.
Второй этап разработки месторождения может быть начат в 2010 году, с доведением добычи до пикового уровня 16 млрд м3 в год. Экспорт газа за пределы Турции, по мнению консорциума, возможен только на этом этапе. В качестве перспективных рынков помимо Европы рассматриваются Иран и Россия. Но пока этот вопрос находится исключительно на концептуальной стадии рассмотрения.
Извлекаемые запасы месторождения на этапе Стадии-1 оцениваются в 625 млрд м3 газа и 101 млн тонн конденсата, а всего месторождения - в 1 трлн м3 и 400 млн тонн конденсата.
Однако в свете последних сообщений запасы "Шах-Дениз" могут оказаться значительно больше. В процессе бурения первой опережающей скважины был вскрыт новый газоносный пласт, оценка запасов которого будет произведена после завершения второй опережающей скважины.
Основные события по Стадии 1 в 2004 году.
Повышение эффективности выполнения проекта - 1 квартал, для поставки первого газа в 4 квартале 2006 года.
Доставка секций платформы TPG500 на Каспий - 3 квартал.
Отправка в Азербайджан по морю секций платформы TPG и бурового оборудования - 3 квартал.
Завершение программы опережающего бурения - 3 квартал.
Начало соединения секций платформы TPG в плавучем сухом доке - 4 квартал Начало строительства трубопровода ЮКТ - 4 квартал. Помимо двух основных контрактов по "АЧГ" и "Шах-Дениз", по которым уже ведутся активные работы, в Азербайджане действуют еще 6 контрактов типа PSA (production sharing agreement) на море и 5 контрактов psa на суше (см. Таб.1).
"Араз-Алов-Шарг"
Согласно контракту, подписанному между BP и ГНКАР, бурение первой разведочной скважины на блоке должно было начаться давным-давно, но после июльского инцидента 2001 года, когда патрульные катера иранских ВМС под угрозой применения силы заставили азербайджанские исследовательские суда уйти из этого района, BP, как оператор проекта, приостановила все работы и до сих пор на блок не возвращалась. И хотя BP не уведомляла ГНКАР о том, что считает "иранский" инцидент форс-мажорным обстоятельством, она заявила, что работы на "Араз-Алов-Шарг" будут приостановлены до тех пор, пока Азербайджан и Иран не договорятся о принадлежности спорного месторождения.
Специалисты ГНКАР считают южно-каспийский блок "Араз-Алов-Шарг" весьма перспективным. После проведения ГНКАР по заказу BP поверхностных исследований донных отложений на блоке специалисты пришли к выводу о наличии здесь большого количества углеводородов. В ходе исследований была обнаружена так называемая "живая" нефть.
Это значит, что углеводороды залегают не очень глубоко. А детальная интерпретация показала, что бассейн залегания очень большой. Более того, в этой части моря происходит активная миграция нефти, что увеличивает шансы найти именно коммерчески привлекательные объемы сырья.
"Зафар-Машал"
Контракт был подписан между американской ExxonMobil и ГНКАР 27 апреля 1999 года. 50% долевого участия проекта принадлежит Госнефтекомпании и 30% - ExxonMobil. В 2000 году еще 20% было передано американской Conoco (ныне ConocoPhillips). Сумма инвестиций в проект оценивается примерно в $2 млрд, а прогнозный объем запасов нефти - в 140 млн. тонн, из которых 100 млн. приходится на "Зафар", и 40 млн. на "Машал". После серии неудач при бурении в северной части структуры "Зафар", полупогружная буровая установка "Лидер" была перемещена на юго-восток на расстояние почти 4 км от прежней точки. Глубина воды на новом месте еще больше - 720 метров. Проектная глубина скважины прежняя - до 7000 метров.
Структуры "Зафар"-"Машал" были выявлены в результате сейсмических исследований в 1961 году, а первые геофизические работы на них проводились в 1985 и 1987 гг. Разведочное бурение на блоке не велось. Глубина залегания продуктивных пластов составляет 3500-3800 метров.
Весь разведочный период этого проекта фактически разделен на две части - 3 года составляет его основная часть, в течение которой иностранный подрядчик обязан провести на контрактном блоке трехмерную сейсморазведку площади на 643 км2 и пробурить 2 разведочные скважины. Затем подрядчик имеет право продлить разведочный период еще три раза по одному году. Каждый год ему будет необходимо закладывать по одной скважине.
"Инам"
Акционерами проекта "Инам" являются ГHКАР - 50%, BP - 25%, RD/Shell - 25%. По условиям контракта, в случае обнаружения промышленных запасов нефти месторождение "Инам" будет эксплуатироваться 25 лет. Прогнозные запасы нефти здесь оцениваются в 1,4 - 2 млрд. баррелей. Инвестиции в проект составят $1,7 - 2 млрд.
В феврале 2001 года бурение INX-1 с ППБУ "Деде Горгуд" было приостановлено на отметке 4442 метра (проектная глубина скважины 5025 метра) из-за аномально высокого давления на выходе. Буровое оборудование "Деде Горгуд" выдерживает давление до 700 атмосфер, а на INX-1 оно оказалось выше. В связи с этим было принято решение добурить скважину с помощью ППБУ "Истиглал", оборудование которой рассчитано на более высокое давление.
Однако и "Истиглал", пробурив всего 108 метров, вынуждена была отказаться от бурения.
В настоящее время проводятся геолого-инженерные изыскания с целью возобновления бурения первой скважины в 2004 году.
"Нахчыван"
ГНКАР и ExxonMobil имеют равные доли в этом проекте. Инвестиции в разработку "Нахчыван" оцениваются в $2 млрд. Прогнозируемые запасы 110 млн. тонн нефти и 85 млрд. куб. метров газа. Нефтегазовый блок "Нахчыван" расположен в 85 км к югу от Баку. Контрактная площадь составляет 280 кв. км, глубина воды достигает в некоторых местах 800 метров.
Американская компания ExxonMobil отказалась от дальнейшего пользования ППБУ "Истиглал" в связи с тем, что на первой разведочной скважине на блоке "Нахчыван" она не обнаружила коммерчески выгодных запасов нефти. Вместе с тем, в ходе бурения первой скважины было получено достаточно много информации о нефтегазовом блоке в целом. Даже были отобраны два образца керна, что обычно делают в ходе бурения второй скважины. Геологические изыскания говорят о том, что на блоке достаточно много углеводородов. Компания возлагает большие надежды на вторую скважину.
"Савалан-Лерик-Дениз-Джануб-Далга"
Партнерами в контракте по блоку "Савалан" выступают ГНКАР (50%) и американская ExxonMobil (30%). 20% долевого участия пока остаются свободными. В блок "Савалан" входят четыре структуры "Савалан - Далга - Лерик-Дениз - Джануб". Общая площадь блока, расположенного в южной части Каспия, составляет 850 кв. км.
Иран, который предлагает разделить Каспий на пять равных частей, утверждает, что часть блока "Савалан" находится в его секторе моря.
В Баку же настаивают на том, что границы национальных секторов должны соответствовать береговой линии каждого прикаспийского государства. В ExxonMobil не раз заявляли, что пока компания не планирует начинать работу на "Савалане". "Поскольку в проекте остались свободные 20%, и парламент Азербайджана пока не ратифицировал контракт, позиция нашей компании - только ждать. Мы не можем сказать, сколько времени это займет". Представитель американской компании отметил, что ExxonMobil, как частная компания, не намерена принимать участие в разрешении спорных вопросов между Азербайджаном и Ираном. "Этим должны заниматься правительства двух стран", - подчеркнул он.
По словам представителей ГНКАР, при делении Каспия любым методом, морской блок "Савалан" окажется в азербайджанском секторе моря. Поэтому американской компании ExxonMobil не стоит сомневаться в стабильности этого проекта. Тем не менее, специалисты ГНКАР считают, что ExxonMobil вряд ли в ближайшее время начнет работать на этой перспективной структуре: "Савалан" почти не изучен, нет детальной картины залегания пластов и миграции нефти.
На реализацию проекта, во-первых, требуются огромные средства: следует провести сейсморазведку с максимальным разрешением, геолого-геофизические изыскания, создать модель структуры, и только после этого можно будет подсчитать запасы площади. Если извлекаемые объемы углеводородов окажутся экономически привлекательными, то на весь проект, с учетом разведочного бурения потребуется не менее 2 млрд. долларов.
"Ялама"
Соглашение о разведке, разработке и долевом разделе добычи по перспективному блоку Д-222 в азербайджанском секторе Каспия было подписано 3 июля 1997 года в Москве в ходе официального визита главы Азербайджана в РФ. После ратификации Милли Меджлисом 10 декабря 1997 года соглашение вступило в силу.
Предполагаемый объем инвестиций в проект - $2,5 млрд. Запасы структуры оцениваются в 130 млн. тонн нефти. По условиям контракта, LUKOIL должна пробурить на контрактной площади не менее 2 оценочных скважин, проектной глубиной примерно в 3000 м. Блок D-222 является частью самой крупной в северо-восточной части Каспия перспективной структуры
"Ялама", которая размещается примерно равными частями в азербайджанском и российском секторах каспийского моря на расстоянии 30 км от берега. Глубина моря в районе перспективной структуры "Ялама" составляет от 80 до 700 метров.
Вероятность открытия промышленных запасов углеводородов оценивается как высокая.
В апреле 2003 года LUKOIL увеличила свою долю в проекте "Ялама" на 20%. Стороны договорились об условиях переуступки и подписали соглашение об увеличении доли LUKOIL с 60% до 80% за счет доли ГНКАР, за которой теперь закреплено всего 20%. LUKOIL также расширила контрактную площадь с 1287 км2 до 3037 км2.
В результате проведенных переговоров стороны договорились об условиях такого расширения и подписали соответствующие соглашения. Во втором полугодии 2004 года на контрактной площади D-222 планируется начать бурение первой поисковой скважины с использованием плавучей полупогружной буровой установки "Лидер".
"Говсаны-Зых"
В этом проекте российская LUKOIL и ГНКАР владеют равными долями 50х50. Инвестиции российской стороны, предположительно, должны составить $250 млн. Остаточные запасы "Говсаны-Зых", по данным Госнефтекомпании, составляют 17-20 млн. тонн нефти.
После согласования всех вопросов с Министерством экологии и природных ресурсов Азербайджана прояснится вопрос с вступлением в силу контракта по разработке оншорного блока "Говсаны-Зых". Для вступления контракта в силу необходимо было также достижение компромисса между ЛУКойлом и ГНКАР по определению "исключительных участков" "Говсаны-Зых". Определение "исключительных площадей" месторождения это выделение полезных и свободных площадей перспективного блока, где нет населенных пунктов и объектов стратегического значения. Одним из препятствий является необходимость дополнительных инвестиций в проведение экологических мероприятий.
"Кюрсанги-Карабаглы"
Контракт по блоку был подписан 15 декабря 1998 года и ратифицирован Милли Меджлисом 16 апреля 1999 года. Условия соглашения предусматривают реабилитацию, разведку и разработку контрактного блока. Общая контрактная площадь составляет 450 км2. Месторождения расположены в Сальянском районе Азербайджана, в 150 км. от Баку. По данным ГНКАР, за период эксплуатации месторождения, с 1962 года, было извлечено около 9 млн. тонн нефти. Месторождение "Карабаглы" разрабатывается с 1960 года, и за время его эксплуатации было добыто 5,1 млн. тонн нефти. По мнению специалистов Госнефтекомпании, остаточные запасы нефти на контрактной площади составляют 152 млн. тонн. Срок действия соглашения - 25 лет. Объем инвестиций в этот проект оценивается примерно в 1 млрд. долларов. Акционерами операционной компании являются: ГНКАР (50%), две китайские компании - China National Oil & Gas Exploration and Development Corp. (CNODC) и CNPC (Hong Kong) Ltd. (CNPCHK), владеющие по 25%.
В настоящее время ГНКАР добывает на площади нефть, так называемого, сорта K&K (плотность 26 градусов по API, содержание серы 0,27%).
Всего Salyanoil имеет обязательство на бурение трех разведочных скважин. Однако в этом году операционная компания уже потеряла одну скважину пробуренную на месторождении "Гарабаглы".
"Мишовдаг-Келамеддин"
PSA по "Мишовдаг - Келаметдин" был подписан 12 сентября 2002 года. Долевое участие сторон в этом контракте было распределено следующим образом: американская Moncrief - 49,7%, PetOil (Турция) -35,3% и ГНКАР-15%. Но уже в начале 2003 года состав изменился и сейчас он выглядит так: канадская Nations Energy владеет 85%, ГНКАР- 15%. На месторождении "Мишовдаг" имеются 790 скважин (200 нефтяных), на месторождении "Келамеддин" - 190. Срок действия контракта рассчитан на 25 лет, с возможностью продления еще на пять. Karasu Operating Company (KOC) намерена провести на всей контрактной площади трехмерную сейсморазведку для исследования структуры.
В этом году на реабилитационном участке ("Мишовдаг - Келамеддин") будут пробурены - 3 скважины, а на разведочном ("Падар-Харами") - одна. Бурение будет осуществлять турецкая компания TPIC.
Cоглашение по блоку "Падар" было подписано в Вашингтоне между ГНКАР и американской компанией Moncrief Oil 27 апреля 1999 года. и в PSA по "Падару" ГНКАР принадлежали 20% участия, Moncrief Oil - 64%, ISR Oil - 16%. Но, как и в предылущем контракте в 2003 году список изменился.
Сейчас акционерами проекта выступают: Nations Energy- 80%, ГНКАР - 20%. Прогнозируемый объем инвестиций в проект - не менее $500 млн. Блок "Падар" находится в Гаджигабульском районе Азербайджана северо-западнее Нижне-Куринской впадины.
Он расположен между находящимися в разработке перспективными месторождениями суши "Кюровдаг" (в разработке с 1955 г.), "Мишовдаг" (с 1956 г.) и "Келамеддин" (с 1977 г.). За годы эксплуатации с трех месторождений добыто более 55 млн. тонн нефти.Поисково-разведочные работы проводились там в 1958-70 гг.
На ''Большом'' и ''Малом Харами'' были получены небольшие промышленные притоки нефти и газа, но разведочные работы не были завершены, и структуры не были введены в эксплуатацию, в основном, из-за отсутствия инфраструктуры.
"Юго-Западный-Гобустан"
Месторождение "Юго-западный Гобустан" состоит из 3-х блоков общей площадью 604 кв. км. Пробурено 137 эксплуатационных скважин, которые сегодня закрыты. Помимо этого, пробурено еще 250 поисковых и оценочных скважин. Сумма капитальных вложений в разведочные работы на контрактной площади оцениваются в $51 млн. Общая оценка кап. затрат в проект - $470 млн. Извлекаемые запасы блока равны 115 млн. барр. нефти и 530 млрд. футов3 газа (в общей сложности, около 206 млн. барр. нефтяного эквивалента).
В настоящее время акционерами проекта выступают: ГНКАР -20%, оставшиеся 80% распределены между китайской CNPC и CNODC и Rosco.
Госнефтекомпания Азербайджана в апреле 2004 года утвердила программу бурения на этот год операционной компании Gobustan Operating Company, разрабатывающей контрактную площадь "Юго-Западный Гобустан"" Всего операционная компания планирует бурение десяти скважин, из которых пять будут разведочные. Ежесуточный дебит скважин составляет от 13 до 15 тыс.м3 топлива.