Pole naftowe Chirag

Pole naftowe Chirag
Kraj Azerbejdżan
Region Morze Kaspijskie
Lokalizacja 120 km (75 mil) na wschód od Baku
Na morzu/na lądzie na morzu
Operator ciśnienie krwi
Wzmacniacz Azerbejdżan Międzynarodowa Spółka Operacyjna
Produkcja
Olej nadający się do odzysku 360 milionów baryłek (~ 4,9 × 10 ^ 7 t)

Chirag ( azerbejdżański : Çıraq ) to przybrzeżne pole naftowe na Morzu Kaspijskim , położone 120 km (75 mil) na wschód od Baku w Azerbejdżanie i jest częścią większego projektu Azeri-Chirag-Guneshli (ACG). Platforma wydobywcza, wiertnicza i kwaterunkowa (PDQ) Chirag 1 (EOP) działa od 1997 roku. Chirag 1 zajmuje się wydobyciem Early Oil ze złoża ACG. West Chirag jest planowany jako rozszerzenie projektu ACG.

Chirag-1 i wczesny projekt naftowy

od początku produkcji dostarcza średnio od 100 000 do 150 000 baryłek dziennie (16 000 do 24 000 m 3 /d). Został uznany za pierwszy projekt naftowy na dużą skalę w regionie Morza Kaspijskiego. Projekt obejmował inwestycję w wysokości 200 milionów USD od dużych instytucji finansowych, takich jak IFC Banku Światowego i EBOR , i obejmował zagospodarowanie części pola naftowego Chirag, a mianowicie renowację istniejącej platformy Chirag 1, budowę nowych rurociągów podmorskich, wiercenie i studnie do wstrzykiwania wody; budowa terminalu Sangachal ; budowa terminala eksportowego ropy naftowej w Supsie w Gruzji oraz dokończenie rurociągów i obiektów eksportowych w Azerbejdżanie i Gruzji

Własność

Operatorem EOP była spółka zależna Amoco - Amoco Caspian Sea Petroleum Ltd. Partnerstwo obejmowało również firmy ze Stanów Zjednoczonych , Rosji , Turcji , Wielkiej Brytanii , Norwegii , Japonii i Azerbejdżanu.

Firma Udział
Ropa naftowa z Morza Kaspijskiego Amoco 17%
Exxon Azerbejdżan Ltd 8%
Lukoil Overseas BVI Ltd 10%
Turkiye Petrollero AO (TPAO) 6,8%
Unocal Khazar Ltd 10%
BP Exploration (Morze Kaspijskie) Limited 17%
Den Norske Statsoljeskap as 8,6%
Państwowa Spółka Naftowa Republiki Azerbejdżanu 10%
Firma Itochu 3,9%
Pennzoil Caspian Corporation 4,8%
Ramco 2,1%
Delta 1,7%

Udział sponsorów w kosztach projektu szacuje się na 800 milionów dolarów. Pożyczki IFC obejmowały pięć pożyczek A (po jednej dla każdego z pożyczkobiorców) o łącznej wartości 100 mln USD oraz pięć pożyczek B, również o łącznej wartości 100 mln USD.

Właściwości techniczne

Wyposażenie Chirag 1 obejmuje:

  • 24-slotowa platforma PDQ z wyposażeniem do wtrysku wody
  • Rurociąg naftowy o długości 176 km (109 mil) i długości 24 cali (610 mm) do terminalu Sangachal na południe od Baku
  • Gazociąg o długości 46 km (29 mil) i długości 16 cali (410 mm) do przybrzeżnego miasta Oil Rocks
  • Gazociąg o długości 12 km (7,5 mil) i długości 18 cali (460 mm) do Azerbejdżanu Środkowego
  • Platforma do kompresji i wtrysku wody. Wydobycie z tej części złoża przewidywane jest do 2024 roku. Początkowo wydobycie z Cziragu było eksportowane rurociągiem Baku – Noworosyjsk . Po rurociągu Baku-Supsa w 1999 r. wydobycie kierowano również przez Gruzję.

Zachodni Chirag

W marcu 2009 r. firma KBR otrzymała od BP w imieniu Azerbejdżan International Operating Company kontrakt na świadczenie usług inżynieryjnych i projektowych (FEED) oraz zaopatrzenia platformy wiertniczej Chirag. Jest to uważane za rozszerzenie rozwoju pola ACG i jest również znane jako Chirag Oil Project. rozpocznie się budowa płaszcza stalowego platformy West Chirag . Budowę poprowadzi Baku Deepwater Jacket Factory imienia Hejdara Alijewa . Kierownictwo projektu planuje rozpoczęcie produkcji w West Chirag w drugim kwartale 2014 roku. Według wstępnych prognoz platforma będzie produkować 183 tys . 57 × 10 ^ 6 m 3 ) ropy przy kosztach inwestycyjnych 6 miliardów dolarów. Gaz wydobywany z Chirag ma być eksportowany do Europy w 2016 roku.

Zobacz też

Linki zewnętrzne

Pobrano z „ https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Chirag_oilfield&oldid=1076001228 ”