El campo Shtokman (también campo Stockman ; en ruso : Штокмановское месторождение ), uno de los campos de gas natural más grandes del mundo , se encuentra en la parte noroeste de la cuenca del sur de Barents [1] en el sector ruso del mar de Barents , a 600 kilómetros (370 mi ) al norte de la península de Kola . Sus reservas se estiman en 3,8 billones de metros cúbicos (130 billones de pies cúbicos) de gas natural y más de 37 millones de toneladas de gas condensado . [2]
Campo de Shtokman | |
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País | Rusia |
Región | mar de Barents |
Offshore / onshore | costa afuera |
Coordenadas | 73 ° N 44 ° E / 73 ° N 44 ° ECoordenadas : 73 ° N 44 ° E / 73 ° N 44 ° E |
Operadores | Shtokman Development AG |
Socios | Gazprom , Total , Equinor |
Historia de campo | |
Descubrimiento | 1988 |
Inicio de la producción | Pospuesto indefinidamente |
Producción | |
Gas estimado en el lugar | 3800 × 10 9 m 3 (130 × 10 12 pies cúbicos) |
Historia
El campo de Shtokman fue descubierto en 1988. Fue nombrado en honor al geofísico soviético Vladimir Shtokman (en ruso : Владимир Штокман ), un descendiente de emigrantes alemanes, cuyo nombre originalmente se deletreaba Stockmann .
A principios de la década de 1990, Gazprom inició conversaciones con un grupo de cinco empresas occidentales para participar en el desarrollo del campo. En 1992, el consorcio extranjero fue expulsado por el consorcio Rosshelf, una subsidiaria de Gazprom que comprendía 19 empresas rusas. En agosto de 1995, Gazprom y Rosshelf firmaron una carta de intención con Norsk Hydro de Noruega, Conoco Inc. de Estados Unidos, Neste Oy de Finlandia y Total SA de Francia para evaluar el posible desarrollo conjunto del campo Shtokman. [3] [4]
En enero de 1996, se diseñó un proyecto de una gran planta de licuefacción flotante, pero este plan se abandonó y en marzo de 2000, Rosshelf comenzó a desarrollar planes para la producción y construcción de un gasoducto desde el campo a través de Murmansk hasta Vyborg. [3] En 2001, Gazprom anunció su intención de desarrollar el campo de gas junto con Rosneft . En 2002, la licencia para el desarrollo y la recuperación del campo se transfirió de Rosshelf a Sevmorneftegas. [4]
El 20 de junio de 2005, Rusia y Noruega firmaron varios acuerdos relacionados con el desarrollo del campo Shtokman. El 28 de junio de 2005 Rusia firmó un memorando con Francia. En agosto de 2005, Gazprom recibió ofertas de ConocoPhillips , ExxonMobil , Norsk Hydro, Statoil , Mitsui , Sumitomo Corporation , Royal Dutch Shell , Chevron Corporation y Total para desarrollar el campo. [3] En septiembre de 2005, Gazprom seleccionó cinco empresas — Statoil, Norsk Hydro, Total, Chevron y ConocoPhillips — como finalistas en una búsqueda de socios para desarrollar el campo, pero en octubre de 2006 decidió rechazar a todos los socios potenciales. [5] [6]
El 13 de julio de 2007, Gazprom y la empresa energética francesa Total firmaron un acuerdo marco para organizar el diseño, la financiación, la construcción y el funcionamiento de la infraestructura de la fase uno de Shtokman. [7] [8] El 25 de octubre de 2007, se firmó un contrato similar entre Gazprom y StatoilHydro (más tarde Statoil, ahora Equinor). [9] El consorcio de tres empresas, Shtokman Development AG, se estableció el 21 de febrero de 2008 en Zug , Suiza . [10]
Debido al exceso de oferta global de GNL y el gas de esquisto de Estados Unidos , los accionistas del proyecto decidieron en 2010 posponerlo por 3 años. [11] Sobre esta base, la producción de gas por gasoducto podría comenzar en 2016 y la producción de GNL en 2017. [12] [13]
El acuerdo de accionistas expiró el 30 de junio de 2012 sin que se iniciara el desarrollo. Statoil canceló su inversión en el proyecto y devolvió las acciones a Gazprom. [14] En agosto de 2012, Gazprom suspendió el proyecto con una decisión final de inversión en la primera fase pospuesta hasta al menos 2014, citando altos costos y bajos precios del gas. [15] [16] Sin embargo, la empresa confirmó estar en conversaciones con socios extranjeros para encontrar un nuevo modelo comercial para el proyecto. [17] Se especula que Royal Dutch Shell podría convertirse en socio del proyecto. [14]
El proyecto Shtokman se pospuso indefinidamente en mayo de 2019 y Gazprom cerró Shtokman Development AG. [18]
Desarrollo
El campo hasta ahora no se ha desarrollado debido a las condiciones extremas del Ártico y la profundidad del mar varía de 320 a 340 metros (1050 a 1120 pies). [19] En septiembre de 2006, Gazprom completó la perforación del pozo de evaluación No. 7 en el campo. [19] Los científicos rusos han advertido que el desarrollo de Shtokman puede enfrentar problemas a medida que el calentamiento global desata vastos icebergs en el Ártico. [20] La Compañía de Desarrollo Shtokman planea abordar este desafío mediante el uso de plataformas flotantes extraíbles, que se pueden mover en caso de situaciones de emergencia. [21]
Originalmente se planeó enviar el gas de Shtokman a los Estados Unidos como gas natural licuado (GNL) . Más tarde, Gazprom indicó que la mayor parte del gas natural producido se vendería a Europa a través del gasoducto Nord Stream 2 planificado . [22] [23] Con este fin, se construirá el oleoducto desde el campo de Shtokman hasta el Óblast de Murmansk y más adelante a través de la península de Kola hasta Voljov en el Óblast de Leningrado . [24] La planta de GNL se instalará en el pueblo de Teriberka , a unos 100 kilómetros (62 millas) al noreste de Murmansk. [23] [24]
La ingeniería y el diseño de front-end (FEED) se divide entre diferentes empresas. Technip preparará el complejo tecnológico y de transporte terrestre, incluida una planta de GNL . [25] DORIS Engineering preparará el sistema de producción submarino y la plataforma tecnológica costa afuera. JP Kenny , una subsidiaria de Wood Group , diseñará junto con Rubin Design Bureau y Giprospetsgaz, una subsidiaria de Gazprom, la tubería submarina de 600 kilómetros (370 millas) de largo y 44 pulgadas (1,120 mm) desde el campo Shtokman hasta el sur de Murmansk. [26] [27] WorleyParsons y su subsidiaria INTECSEA realizarán el ALIMENTACIÓN del buque de producción, que procesará el gas producido antes de su transporte a tierra. [28]
Geología
El reservorio principal es del Jurásico Superior, con una menor cantidad de gas en el Jurásico Medio y la estructura de captura es un gran anticlinal , sellado por lutitas del Jurásico Superior. [29]
Características técnicas
En la etapa inicial, se espera que el proyecto produzca 22.5 mil millones de metros cúbicos (bcm) de gas natural y 205.000 toneladas de condensado de gas al año. Posteriormente, se espera que la producción aumente hasta 70 bcm de gas natural y 0,6 millones de toneladas de gas condensado. [19] Todas las instalaciones de extracción probablemente estarán ubicadas bajo el agua. Los costos de desarrollo se estiman en US $ 15 mil millones a US $ 20 mil millones, aunque según la estimación de Alexander Medvedev , vicepresidente del comité de gestión de Gazprom, los costos de desarrollo del campo serán de solo US $ 12 mil millones. [30]
Empresa de proyecto
La licencia para explorar y producir gas y condensado en el campo Shtokman es propiedad de la empresa rusa Gazprom Shelf Dobycha (antes Sevmorneftegaz ), una subsidiaria de propiedad total de Gazprom . Gazprom Shelf Dobycha es un cliente exclusivo para el diseño y la construcción de la infraestructura del campo, que incluye un complejo de producción, una red de tuberías y una planta de GNL, y tiene todos los derechos de comercialización de los hidrocarburos del campo Shtokman. [7] [31] [32] Shtokman Development AG debía asumir todos los riesgos financieros, geológicos y técnicos relacionados con las actividades de producción. [10] Gazprom poseía el 51% de las acciones de Shtokman Development, mientras que Total tenía el 25% y Statoil el 24% de las acciones. [9] [33] [34] El jefe de la empresa era Yury Komarov . [35] Shtokman Development iba a ser propietario de la infraestructura durante 25 años a partir de la puesta en servicio del campo. Una vez completada la fase uno, Total y Statoil deberían transferir sus acciones en Shtokman Development AG a Gazprom. [7]
Referencias
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enlaces externos
- Sitio web oficial de Shtokman Development AG
- Sitio web de Shtokman por Supplier Network Oil and Gas (inglés, noruego)
- Estructura geológica del campo Shtokman (en ruso)