شاه دنيز (حقل غاز)

شاه دنيز
موقع شاه دنيز
البلد	أذربيجان,
بحري/بري	Offshore
الاحداثيات	39°58′N 50°13′E
المشغـِّل	BP (25.5%), شتاتويل (25.5%), سوكار (10%), توتال (10%)، لوك‌أگيپ (10%)، شركة هندسة وإنشاءات صناعات النفط (OIEC) (10%)، شركة نفط ماوراء البحار التركية (9%).
تاريخ الحقل
الاكتشاف	1999
بدء الانتاج	2006
الهجر	NA
الانتاج
انتاج الغاز الحالي	7×10^9 m3/a (250×10^9 cu ft/a)
احتياطي النفط المقدر تحت الأرض	3٬000 مليون برميل (~4٫1×108 طن)
احتياطي الغاز المقدر تحت الأرض	1،200×10^9 m3 (42×10^12 cu ft)

حقل غاز شاه دنيز Shah Deniz gas field هو أكبر حقل غاز طبيعي في أذربيجان. ويقع في جنوب بحر قزوين، مقابل ساحل أذربيجان، تقريباً على بعد 70 كم جنوب شرق باكو، على عمق 600 متر. ويغطي الحقل مساحة 860 كم². حقل شاه دنيز للغاز والمكثفات اُكتُشِف في 1999. ومن المفترض أن يجلب الغاز إلى اوروبا دون المرور على روسيا أو إيران، اللذين يعتبرهما بعض الغربيين غير موثوق فيهما.

 الملكية

أهم حقول النفط والغاز في أذربيجان.

مقطع جيولوجي في تكوين أبشرون

حقل شاه دنيز تشغّله BP التي تملك حصة 25.5%. الشركاء الآخرون يضمون شتاتويل (25.5%)، سوكار (10%)، توتال (10%)، لوك‌أگيپ، وهي شركة مشتركة بين إني و لوكويل (10%)، شركة النفط الإيرانية الوطنية (10%)، وشركة نفط ماوراء البحار التركية (9%).

 الاحتياطيات

تُقدر احتياطيات شاه دنيز بين 1.5 مليار برميل (240،000،000 m³) و 3 مليار برميل (480،000،000 m³) من المكافئ النفطي من 50 إلى 100 بليون متر مكعب من الغاز. وقد قُدِّر انتاج الغاز حتى نهاية عام 2005 بنحو 7 بليون متر مكعب (بمتوسط 600 مليون ق³/يوم). كما يحتوي حقل شاه دنيز على مكثفات غاز تزيد عن 400 مليون متر مكعب.

 خط الأنابيب

خط أنابيب جنوب القوقاز، البالغ طوله 692 كم، الذي بدأ العمل في نهاية 2006، ينقل الغاز من حقل شاه دنيز في الجزء الأذربيجاني من بحر قزوين إلى تركيا، عبر جورجيا.

المكثف المرافق يُخلط مع النفط من حقل ACG ويُنقل إلى تركيا عبر جورجيا، من خلال خط أنابيب باكو–تفليس–جيحان.

 التاريخ

مشروع شاه دنيز بدأ في انتاج الغاز في نهاية ديسمبر 2006، بتأخير ثلاثة أشهر، إلا أنه أُجبر على الإغلاق لفترة قصيرة في يناير 2007. ثم أعلنت أذربيجان أن الحقل عاود الانتاج ثم مالبثت أن اعترفت أنها أُجبِرت على إغلاقه لعدة أسابيع لمشاكل فنية. وقد أجبر الإغلاق جورجيا أن تشتري إمدادات طارئة من الغاز الروسي بسعر السوق. وكان جورجيا تطمح لأن يقلل شاه دنيز من اعتمادها الطاقي والسياسي على روسيا.

وبحلول يوليو 2007، أصبح رصيف سنگچل في حقل شاه دنيز يعمل بطاقته الكاملة، وأصبح كل المشترون يحصلون على الغاز.

المرحلة الثانية من شاه دنيز حصلت على الموافقة. This project will include an additional offshore gas platform, sub sea wells and expansion to the gas plant في رصيف سنگچل، بتكلفة تُقدر بما لا يقل عن 10 بليون دولار.

 المرحلة 2

Shah Deniz-2 discussions started in 2008 with the main topic being the selection of transportation routes for additional gas volumes. Five-year-long, intense negotiations were finalized with the signing of the Final Investment Decision (FID) on 17 December 2013 in Baku, Azerbaijan.

Key discussions concentrated on the selection of a pipeline to deliver the additional gas from the field to the European markets. It took years of negotiations to narrow down almost a dozen proposals to the final competing projects, TAP and Nabucco.

Nine companies agreed to sign a gas sales agreement (GSA) with the consortium:

• Axpo Trading AG
• Bulgargaz EAD
• DEPA Public Gas Corporation of Greece S.A.
• Enel Trade SpA
• E.ON Global Commodities SE
• Gas Natural Aprovisionamientos SDG SA
• GDF SUEZ S.A.
• Hera Trading srl
• Shell Energy Europe Limited

Out of total 10 bcm intended for Europe, 1 bcm will go to Bulgaria and Greece and the rest will go to buyers in other countries, mainly Italy.

The project will include two additional bridge-linked offshore gas platforms, undersea wells, and an expansion of the gas plant at Sangachal Terminal, at an estimated cost of at least $10 billion.

The overall cost of Phase 2 expansion, including upstream and midstream stages (TANAP and TAP pipelines) is estimated to be around $45 billion.

In December 2016, the Asian Development Bank approved a total of $1 billion in both public and private assistance to support the expansion of the Shah Deniz 2 field. The assistance was made up of a $500 million private-sector loan to the Southern Gas Corridor Closed Joint Stock Company and a $500 million sovereign-counterguaranteed partial credit guarantee. This guarantee will back over $500 million in commercial loans from a consortium of banks to SCG.

According to the 2017 year-end results, Azerbaijani Government has paid out more than $456 million in operational costs and approximately about $1.176 billion in capital costs on the project of Azeri Chiraq Guneshli in 2017.

An Agreement (which is amended and restated), was signed between Azerbaijani Government, and some international companies and SOCAR for working together on the project of Azeri Chirag Guneshli and Production Sharing on September 14, 2017, and this contract was confirmed by National Assembly of Azerbaijan on October 31.

Total production of Azeri Chirag Guneshli was approximately 588,000 barrels per day including 51,000 b/d from platforms of Chirag, 137,000 b/d from platforms of Central Azeri, 124,000 b/d from platforms of West Azeri, 82,000 b/d from platforms of East Azeri, 117,000 b/d from platforms of Deepwater Gunashli, 77,000 b/d from platforms of West Chirag during a year (2017).

 انظر أيضاً

• صناعة النفط في أذربيجان
• خط أنابيب جنوب القوقاز
• حقل شفق-أسيمان للغاز
• TANAP
• TAP
• أذري-تشيراق-گونشلي
• خط أنابيب باكو-تفليس-جيهان
• أوميد (حقل غاز)
• حقل نخچوان

 وصلات خارجية

• Shah Deniz, Rigzone website
• Shah Deniz, Offshore Technology website
• Shah Deniz and the South Caucasus gas pipeline, Statoil website