El campo South Pars / North Dome es un campo de condensado de gas natural ubicado en el Golfo Pérsico . Es, con mucho, el campo de gas natural más grande del mundo , [1] y la propiedad del campo es compartida entre Irán y Qatar . [2] [3] Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), el campo contiene aproximadamente 1.800 billones de pies cúbicos (51 billones de metros cúbicos) de gas natural in situ y unos 50.000 millones de barriles (7.900 millones de metros cúbicos) de gas natural. condensados de gas . [4] En la lista de campos de gas naturaltiene casi tantas reservas recuperables como todos los demás campos combinados. Tiene una importante influencia geoestratégica . [5]
South Pars / North Dome Field | |
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País | Irán Qatar |
Localización | Golfo pérsico |
Offshore / onshore | Costa afuera |
Coordenadas | 26 ° 37′08.85 ″ N 52 ° 04′04.67 ″ E / 26.6191250 ° N 52.0679639 ° ECoordenadas : 26 ° 37′08.85 ″ N 52 ° 04′04.67 ″ E / 26.6191250 ° N 52.0679639 ° E |
Operadores | NIGC Qatar Petroleum SPGC Total SA |
Historia de campo | |
Descubrimiento | 1971 |
Inicio de la producción | 1989 |
Producción | |
Pico de producción (gas) | 60.000 millones de pies cúbicos por día (1.700 × 10 6 m 3 / d) |
Gas estimado en el lugar | 1,800,000 × 10 9 pies cúbicos (51,000 × 10 9 m 3 ) |
Gas recuperable | 1,260,000 × 10 9 pies cúbicos (36,000 × 10 9 m 3 ) |
Produciendo formaciones | Kangan ( Triásico ) Alto Dalan ( Pérmico ) |
Este campo de gas cubre un área de 9.700 kilómetros cuadrados (3.700 millas cuadradas), de los cuales 3.700 kilómetros cuadrados (1.400 millas cuadradas) (South Pars) se encuentran en aguas territoriales iraníes y 6.000 kilómetros cuadrados (2.300 millas cuadradas) (North Dome) en Aguas territoriales de Qatar. [6]
Geología de campo
El campo se encuentra a 3.000 metros (9.800 pies) por debajo del lecho marino a una profundidad de agua de 65 metros (213 pies), [7] y consta de dos formaciones independientes portadoras de gas: Kangan ( Triásico ) y Alto Dalan ( Pérmico ). Cada formación está dividida en dos capas de reservorio diferentes, separadas por barreras impermeables. El campo consta de cuatro capas de depósito independientes K1, K2, K3 y K4. [8]
Las unidades K1 y K3 se componen principalmente de dolomitas y anhidritas, mientras que K2 y K4, que constituyen los principales reservorios de gas, comprenden piedra caliza y dolomita. Una anhidrita masiva (el miembro Nar) separa el K4 de la unidad K5 subyacente que tiene malas cualidades de reservorio. [9] La zona de producción bruta en el campo South Pars tiene aproximadamente 450 m de espesor, y se extiende desde profundidades de aproximadamente 2750 a 3200 m. Los estratos del embalse se sumergen suavemente hacia el NE. El espesor promedio de las unidades de reservorio disminuye desde South Pars (unos 450 metros (1.480 pies)) hasta el campo Norte (385 metros (1.263 pies)). Como en otras estructuras de reservorios en áreas vecinas, el reservorio en el Arco de Qatar está cortado por un conjunto de fallas con tendencia NNW-SSE. [9] La diagénesis tiene un efecto importante en la calidad del yacimiento del campo. [10]
El campo es parte de la característica estructural del Arco de Qatar de tendencia N que está delimitada por el cinturón de plegado y empuje de Zagros hacia el norte y el noreste. [11]
En el campo, la acumulación de gas se limita principalmente a las unidades estratigráficas del Pérmico-Triásico. Estas unidades conocidas como las Formaciones Kangan-Dalan constituyen reservorios de gas natural muy extensos en el campo y el área del Golfo Pérsico, que se componen de series de carbonato-evaporita también conocida como la Formación Khuff. [11]
Pérmico-Triásico temprano se ha dividido en las formaciones Faraghan (Pérmico temprano), Dalan (Pérmico tardío) y Kangan (Triásico temprano). [11]
Reservas
Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), la estructura combinada es el campo de gas más grande del mundo. [1]
Los volúmenes en el lugar se estiman en alrededor de 1,800 billones de pies cúbicos (51 billones de metros cúbicos) de gas en el lugar y unos 50 mil millones de barriles (7,9 mil millones de metros cúbicos) de condensado de gas natural en el lugar. [12] Con volúmenes equivalentes a 360 mil millones de barriles (57 mil millones de metros cúbicos) de petróleo [13] (310 mil millones de boe de gas y 50 mil millones de boe de condensado de gas natural), el campo es la mayor acumulación de hidrocarburos convencionales del mundo.
La reserva de gas recuperable del campo es equivalente a unos 215 mil millones de barriles (34,2 mil millones de metros cúbicos) de petróleo y también contiene alrededor de 16 mil millones de barriles (2,5 mil millones de metros cúbicos) de condensado recuperable correspondiente a unos 230 mil millones de barriles (37 mil millones de metros cúbicos) de hidrocarburos recuperables equivalentes de petróleo.
El factor de recuperación de gas del campo es de aproximadamente el 70%, lo que corresponde a aproximadamente 1,260 billones de pies cúbicos (36 × 10 12 m 3 ) de las reservas totales de gas recuperable, lo que representa alrededor del 19% de las reservas de gas recuperables del mundo. [14]
Las estimaciones para la sección iraní son 500 billones de pies cúbicos (14 × 10 12 m 3 ) de gas natural en su lugar y alrededor de 360 billones de pies cúbicos (10 × 10 12 m 3 ) de gas recuperable que representa el 36% del total de reservas probadas de gas de Irán y el 5,6% de las reservas probadas de gas del mundo. [12]
Las estimaciones para la sección de Qatar son 900 billones de pies cúbicos (25 × 10 12 m 3 ) de gas recuperable que representa casi el 99% de las reservas totales probadas de gas de Qatar y el 14% de las reservas probadas de gas del mundo. [15]
Tabla 1 - Reservas de gas South Pars / North Field
Reserva de gas in situ | Reserva de gas recuperable | |||
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cu km (km³) | Trillones de pies cúbicos (ft³) | cu km (km³) | Trillones de pies cúbicos (ft³) | |
South Pars | 14.000 | 500 | 10,000 | 360 |
Cúpula norte | 37.000 | 1300 | 26.000 | 900 |
Total | 51.000 | 1800 | 36.000 | 1260 |
Nota: 1 km³ = 1.000.000.000 m³ = 1.000 millones de m³ = 1 billón de litros
Sin embargo, dado que el campo es un campo común y el reservorio es altamente homogéneo, las reservas recuperables finales de cada país pueden variar de esta evaluación técnica que solo considera los datos estáticos y no incluye la tasa de migración de gas. Entonces, es mejor decir que las reservas recuperables finales de cada país serían un factor de producción acumulada de gas por cada uno de ellos. [ cita requerida ]
La sección iraní también contiene 18.000 millones de barriles (2.900 millones de metros cúbicos) de condensado en lugar de los cuales se cree que son recuperables unos 9.000 millones de barriles (1.400 millones de metros cúbicos), [16] mientras que la sección de Qatar contiene unos 30.000 millones de barriles ( 4.8 × 10 9 m 3 ) de condensado en el lugar y al menos unos 10 mil millones de barriles (1.6 mil millones de metros cúbicos) de condensado recuperable. [17]
El campo es rico en líquidos y produce aproximadamente 40 barriles (6,4 m 3 ) de condensado por 1 millón de pies cúbicos (28 × 10 3 m 3 ) de gas. También tiene un nivel muy alto de productividad de pozo, que en promedio es de 100 millones de pies cúbicos (2.8 × 10 6 m 3 ) por día por pozo. [18]
Reserva de incertidumbres
En 2005, Qatar Petroleum se preocupó de que las reservas del North Dome se estaban desarrollando demasiado rápido, lo que podría reducir la presión del yacimiento y posiblemente dañar su potencial de producción a largo plazo. A principios de 2005, el gobierno impuso una moratoria sobre proyectos de desarrollo adicionales en el North Dome en espera de un estudio de los reservorios del campo. [19] No se espera que esta evaluación finalice hasta después de 2009, lo que significa que es poco probable que se firmen nuevos proyectos antes de 2010. Sin embargo, esto no afectó a los proyectos aprobados o en curso antes de la moratoria. [20]
La moratoria de 2005 de Qatar y la posterior extensión de la misma planteó algunas preguntas sobre las reservas probadas reales en el lado de Qatar del campo. Hubo algunas noticias en 2006 de que ConocoPhillips perforó pozos inesperadamente secos en el Campo Norte y este evento fue al menos un catalizador parcial para una perspectiva renovada de la estructura y el potencial del campo Norte. [21] Más evidencia de apoyo para el escepticismo sobre la escala real de las reservas de Qatar provino de la ronda de exploración de 2008 en Qatar para apuntar a la exploración de gas en la formación anterior a Khuff. Incluso uno de los bloques está ubicado exactamente debajo del North Dome Field. [22]
El 29 de octubre de 2007, el director ejecutivo de Qatargas, Faisal Al Suwaidi, declaró que la moratoria de cinco años sobre nuevos proyectos de desarrollo de gas en North Field, impuesta en 2005, podría extenderse hasta 2011 o 2012. [19] Qatar levantó la moratoria de exploración en abril de 2017 con el anuncio de un nuevo proyecto de gas en la parte sur del campo. [23]
Desarrollo de South Pars
El campo South Pars fue descubierto en 1990 por la Compañía Nacional de Petróleo de Irán (NIOC). [11] Pars Oil and Gas Company, [16] una subsidiaria de NIOC, tiene jurisdicción sobre todos los proyectos relacionados con South Pars. El desarrollo del campo se ha visto retrasado por varios problemas: técnicos (es decir, altos niveles de mercaptanos y compuestos de azufre malolientes ), problemas contractuales y, recientemente, políticos. [ cita requerida ]
La producción de gas comenzó desde el campo con la puesta en servicio de la fase 2 en diciembre de 2002 para producir mil millones de pies cúbicos por día (28 millones de metros cúbicos por día) de gas húmedo. El gas se envía a la costa a través de un gasoducto y se procesa en Assaluyeh .
La producción de condensado de South Pars es actualmente de 200.000 barriles por día (32.000 m 3 / d) y, para 2010, podría aumentar a más de 500.000 barriles por día (79.000 m 3 / d). A diciembre de 2010, la capacidad de producción del campo de gas South pars es de 75 millones de metros cúbicos (2.600 millones de pies cúbicos) de gas natural por día. [24] La producción de gas en South Pars aumentó casi un 30% entre marzo de 2009 y marzo de 2010. Las reservas del campo se estiman en 14 billones de metros cúbicos (490 billones de pies cúbicos) de gas natural y 18 mil millones de barriles (2,9 mil millones de metros cúbicos) de condensados de gas natural. La producción en el campo de gas de South Pars aumentará a 175 millones de metros cúbicos (6.200 millones de pies cúbicos) por día en 2012. [25]
NIOC planea desarrollar el campo en 24 a 30 fases, capaz de producir alrededor de 25 mil millones de pies cúbicos (710 millones de metros cúbicos) a 30 mil millones de pies cúbicos (850 millones de metros cúbicos) de gas natural por día. Cada fase estándar se define para la producción diaria de 1 mil millones de pies cúbicos (28 millones de metros cúbicos) de gas natural, 40,000 barriles (6,400 m 3 ) de condensado, 1500 toneladas de gas licuado de petróleo (GLP) y 200 toneladas de azufre , sin embargo, algunos fases tienen algunos planes de producción diferentes. [26] Se estima que cada una de las fases tiene un gasto de capital promedio de alrededor de 1.500 millones de dólares EE.UU., y la mayoría estará dirigida por empresas petroleras extranjeras que trabajan en asociación con empresas locales. [27]
El desarrollo de una fase de South Pars por parte de la compañía noruega Statoil se ha vuelto infame después de un extenso informe de mala conducta y soborno a Horton Investments, una firma consultora iraní propiedad de Mehdi Hashemi Rafsanjani, hijo del ex presidente iraní Hashemi Rafsanjani. Statoil se comprometió a gastar 300 millones de dólares para construir tres plataformas de producción y un oleoducto. [28] El gobierno del Sr. Ahmadinejad, que llegó al poder en 2005, ha favorecido a las empresas locales sobre las extranjeras en los sectores de la energía y otros. [27]
A principios de 2008, las fases 1, 2, 3, 4 y 5 se han puesto en producción y, a finales de 2008, las fases 6, 7, 8, 9 y 10 estarán en funcionamiento. Las fases 12, 15, 16, 17, 18, 19, 27 y 28 se encuentran en diferentes etapas de desarrollo.
Financiamiento de proyectos
Se espera que el financiamiento provenga de una variedad de fuentes, incluido el Ministerio del Petróleo, las fuentes de retiros provendrán de una variedad de fuentes, incluido el Ministerio del Petróleo , los retiros del Fondo Nacional de Desarrollo , la emisión de bonos tanto a nivel nacional como internacional, y de bancos nacionales. a través de un fondo energético. [29] [30]
El Ministerio de Petróleo ha pedido la emisión de bonos por un valor de más de $ 12 mil millones por un período de tres años. [31] Se asignarán tres mil millones de euros al campo de gas de South Pars y el resto se destinará a proyectos de desarrollo de campos petrolíferos. [32] [33] En diciembre de 2010, se habían invertido alrededor de $ 30 mil millones en el plan de desarrollo de los campos de gas de South Pars. [24] Se estima que la cantidad superará los 40.000 millones de dólares en 2015. [24] El Ministerio de Petróleo de Irán dijo en una declaración revisada en 2011 que Irán invertirá unos 90.000 millones de dólares entre 2011 y 2015 (se asignarán 60.000 millones de dólares al sector upstream y el resto al sector downstream). [34]
Una vez que las ocho fases restantes estén completamente desarrolladas para 2014, la instalación producirá un total de 320.000 barriles por día (51.000 m 3 / d) de condensados de gas natural y 4 millones de toneladas de azufre , así como una suma anual de 4,4 millones de toneladas de GLP y 4 millones de toneladas de gas etano . [35] Los estudios económicos muestran que con la operación de cada fase de South Pars, se agrega un uno por ciento al producto interno bruto (PIB) del país, mientras que la fase 12 agregará más del tres por ciento del PIB. [36] Para 2015, los ingresos anuales del campo se dispararán a $ 100 mil millones, elevando la producción de gas de Irán a 1,1 mil millones de metros cúbicos (39 mil millones de pies cúbicos) por día. [37] [38]
Fases de South Pars
En 2012, unas 400 empresas iraníes participaban en el desarrollo del campo de gas de South Pars mediante el suministro de equipos a proyectos relacionados. [39]
- La fase 1 fue desarrollada por Petropars para producir mil millones de pies cúbicos (28 millones de metros cúbicos) por día de gas natural, 40,000 barriles por día (6,400 m 3 / d) de condensado, 1500 toneladas de GLP por día más 200 toneladas de azufre por día. día.
- Las fases 2 y 3 fueron desarrolladas por un consorcio de Total SA , Petronas y Gazprom para producir 2 mil millones de pies cúbicos (57 millones de metros cúbicos) por día de gas natural, 80,000 barriles por día (13,000 m 3 / d) de condensado, 3000 toneladas de GLP por día más 400 toneladas de azufre por día. Entró en línea en marzo de 2003.
- Las fases 4 y 5 fueron desarrolladas por Eni y Petropars , para producir 2 mil millones de pies cúbicos (57 millones de metros cúbicos) por día de gas natural rico, 75 millones de pies cúbicos (2,1 millones de metros cúbicos) por día de etano, 80.000 barriles por día ( 13.000 m 3 / d) de condensado, 3000 toneladas de GLP por día más 400 toneladas de azufre por día.
- Las fases 6, 7 y 8 están siendo desarrolladas por Petropars y Statoil para producir gas pobre para reinyección en el campo petrolífero de Aghajari, y gas pesado y condensado para exportación. Se trata de la construcción de tres plataformas marinas además de las instalaciones terrestres. Statoil está desarrollando las plataformas costa afuera mientras Petropars está desarrollando las instalaciones terrestres. Se colocará una tubería de 31 pulgadas (790 mm) desde cada plataforma hasta la costa. Estas fases producirán 3 mil millones de pies cúbicos (85 millones de metros cúbicos) por día de gas natural, 70 millones de pies cúbicos (2.0 millones de metros cúbicos) de etano, 120,000 barriles por día (19,000 m 3 / d) de condensado, 4500 toneladas de GLP por día más 600 toneladas de azufre por día.
- Las fases 9 y 10 están siendo desarrolladas por una empresa conjunta de GS de Corea del Sur, Oil Industries Engineering and Construction Company ( OIEC Group ) y Iranian Offshore Engineering and Construction Company (IOEC), en septiembre de 2002. La participación de los actores iraníes en este contrato supera 60%. Estas fases producen 2 mil millones de pies cúbicos (57 millones de metros cúbicos) por día de gas natural, 75 millones de pies cúbicos (2.1 millones de metros cúbicos) por día de etano, 80,000 barriles por día (13,000 m 3 / d) de condensado, 3000 toneladas de GLP por día más 400 toneladas de azufre por día. Las fases 9 y 10 fueron inauguradas por el presidente Ahmadinejad en marzo de 2009 [40].
- La fase 11 producirá GNL a través del proyecto Pars LNG . El proyecto fue adjudicado a China National Petroleum Corporation en 2010 después de que la francesa Total SA fuera excluida del proyecto por Irán. [41] Finalmente, en diciembre de 2016, el memorando de entendimiento para el desarrollo de esta fase fue otorgado a un consorcio de Total de Francia, CNPC de China y Petropars de Irán.
- El desarrollo de la Fase 12 comienza a llevarse a cabo por Petropars como un proyecto de GNL. Esta fase producirá 2.5 mil millones de pies cúbicos (71 millones de metros cúbicos) por día de gas natural rico, 75 millones de pies cúbicos (2.1 millones de metros cúbicos) de etano, 80,000 barriles por día (13,000 m 3 / d) de condensado de gas natural, 3000 toneladas de GLP por día más 400 toneladas de azufre por día. Venezuela petrolera estatal ‘s Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) financiará el 10% del proyecto de $ 7.8 mil millones. Angola ‘s Sonangol Group también ha sido galardonado con una participación del 20% en la fase de proyecto 12. [40]
- El desarrollo de las fases 13 y 14 será para la producción de gas natural licuado (GNL) persa . El desarrollo se adjudicó a una empresa iraní (Khatam-ol-Osea) por $ 5 mil millones. [42] El consorcio iraní Khatam-ol-Osea está formado por varias grandes empresas iraníes, a saber, Khatam al-Anbia Construction Headquarters, Oil Industries Engineering & Construction (OIEC) , SADRA , ISOICO , IDRO y NIDC . [43] El contrato para desarrollar la fase 13 se firmó con un consorcio formado por las empresas iraníes Mapna , SADRA y Petro Pidar y la fase 14 con otro consorcio formado por la Organización para el Desarrollo y la Renovación Industrial (IDRO), la Compañía Nacional de Perforación de Irán (NIDC), Machine Sazi Arak (MSA) y la Compañía Iraní de Ingeniería y Construcción Offshore (IOEC). [44] A Royal Dutch Shell y Repsol se les había adjudicado originalmente las fases 13 y 14, pero Irán las dejó fuera del proyecto debido a sus repetidos retrasos. [45]
- El desarrollo de las fases 15 y 16 fue otorgado a Khatam al-Anbia . [46] Estas fases producirán 2.000 millones de pies cúbicos (57 millones de metros cúbicos) por día de gas natural, 75 millones de pies cúbicos (2,1 millones de metros cúbicos) de etano, 80.000 barriles por día (13.000 m 3 / d) de gas natural. condensado, 3.000 toneladas de GLP por día más 400 toneladas de azufre por día. En julio de 2010, el proyecto se transfirió al Complejo de Industrias Marinas y de Construcción Naval de Irán . En ese momento, el proyecto de $ 2 mil millones ya estaba completado en un 50%. [47] Las fases 15 y 16 se completarán en marzo de 2012. [48]
- El desarrollo de las fases 17 y 18 se asignó a un consorcio de Oil Industries Engineering and Construction Company ( OIEC Group ), Iran Offshore Engineering and Construction (IOEC) y Industrial Development and Renovation Organization of Iran (IDRO). Estas fases producen 2 mil millones de pies cúbicos (57 millones de metros cúbicos) por día de gas natural, 75 millones de pies cúbicos (2,1 millones de metros cúbicos) de etano, 80,000 barriles por día (13,000 m 3 / d) de condensado de gas natural, 3,000 toneladas de GLP por día más 400 toneladas de azufre por día. Las fases 17 y 18 fueron inauguradas por el presidente Hassan Rouhani en abril de 2017.
- El desarrollo de la Fase 19 fue adjudicado a Petropars. [44] Estas fases producirán 2.000 millones de pies cúbicos (57 millones de metros cúbicos) por día de gas natural, 75 millones de pies cúbicos (2,1 millones de metros cúbicos) de etano, 80.000 barriles por día (13.000 m 3 / d) de gas natural. condensado, 3.000 toneladas de GLP por día más 400 toneladas de azufre por día. Como se entiende, esta fase se define dentro de la fase 1, por lo que puede considerarse como una especie de expansión para la fase 1. [49]
- El desarrollo de las Fases 20 y 21 fue adjudicado al Grupo OIEC. [50] [51] 2 mil millones de pies cúbicos (57 millones de metros cúbicos) por día de gas natural, 75 millones de pies cúbicos (2,1 millones de metros cúbicos) de etano, 80.000 barriles por día (13.000 m 3 / d) de condensado de gas natural , 3.000 toneladas de GLP por día más 400 toneladas de azufre por día. Las fases 20 y 21 fueron inauguradas por el presidente Hassan Rouhani en abril de 2017.
- Las fases 22, 23 y 24 se adjudicaron a Khatam al-Anbia , Petro Sina Arian y SADRA y están ubicadas en la frontera noreste del campo. [44] [52] El objetivo de las fases 22, 23 y 24 de desarrollo es producir 42,5 millones de metros cúbicos (1,50 mil millones de pies cúbicos) por día de gas natural, 57.000 barriles por día (9.100 m 3 / d) de condensado de gas natural. y 300 toneladas de azufre por día. Las tres fases también están diseñadas para producir 800.000 toneladas de GNL y 750.000 toneladas de etano por año. [44]
- Las Fases 25 y 26 están en licitación.
- El desarrollo de las fases 27 y 28 se asignó a Petropars en un esquema EPC . [51] Estas fases producirán 2.000 millones de pies cúbicos (57 millones de metros cúbicos) por día de gas natural, 75 millones de pies cúbicos (2,1 millones de metros cúbicos) de etano, 75.000 barriles por día (11.900 m 3 / d) de gas natural. condensado, 3.000 toneladas de GLP por día más 400 toneladas de azufre por día.
Plan de producción de gas y condensado de South Pars
Fase | Contratista general | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
1 | Petropars | 500 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | |
2 y 3 | Consorcio de Total , Gazprom y Petronas | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 |
4 y 5 | Consorcio de Eni , Petronas y NIOC | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | ||
6, 7 y 8 | Petropars y Statoil | 1000 | 2500 | 3700 | 3700 | 3700 | 3700 | 3700 | 3700 | 3700 | |||||
9 y 10 | Consorcio de GS Group , OIEC Group [50] e IOEC | 1000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | |||||
11 | Petropars | 1000 | 2000 | 2000 | |||||||||||
12 | Petropars | 1000 | 2000 | 3000 | 3000 | 3000 | 3000 | ||||||||
13 | Khatam-ol-Osea [42] | 1000 | 2000 | 2000 | |||||||||||
14 | Khatam-ol-Osea [42] | 500 | 1000 | 1000 | |||||||||||
15 y 16 | Khatam al-Anbia , reemplazado por OSOICO en 2010. | 1000 | 2000 | 2000 | |||||||||||
17 y 18 | Consorcio del Grupo OIEC, [50] IDRO e IOEC | 1000 | 2000 | 2000 | |||||||||||
19 | IOEC y Petropars [44] | 500 | 1500 | ||||||||||||
20 y 21 | Grupo de la OIEC [50] [53] | 1000 | 2000 | ||||||||||||
22, 23 y 24 | Khatam al-Anbia [52] | 1000 | 3000 | ||||||||||||
TBD | 1000 | 2000 | |||||||||||||
Petropars | 1000 | 2000 | |||||||||||||
Producción total de gas millones de pies cúbicos / d | 2.000 | 2500 | 4.750 | 4.750 | 4.750 | 9.250 | 10,450 | 10,450 | 11,450 | 12,450 | 13,450 | 17,950 | 24,950 | 29.450 | |
Producción total de condensado kbbl / d | 80 | 100 | 190 | 190 | 190 | 370 | 420 | 420 | 460 | 500 | 540 | 720 | 1.000 | 1200 |
Fuentes de la tabla: NIOC, Pars Oil & Gas Company, Shana y Media [16]
Retrasos y críticas en el desarrollo
Si bien varias fases del campo de gas de South Pars todavía están esperando el desarrollo y las fases de desarrollo en curso enfrentan retrasos, las autoridades de NIOC están llevando a cabo negociaciones para el desarrollo de otros campos de gas en alta mar iraníes como North Pars, Kish, Golshan, Ferdows y Lavan.
Muchos analistas de energía iraníes creen que las autoridades de NIOC deberían centrarse en el desarrollo completo del campo South Pars antes de la realización de cualquier nuevo proyecto para el desarrollo de otros campos de gas costa afuera iraníes no desarrollados.
La prioridad del desarrollo completo de South Pars no solo se debe a su naturaleza compartida con Qatar, sino también a la enorme capacidad del campo para agregar una producción líquida significativa a la capacidad de exportación de líquidos iraníes.
El 27 de febrero de 2009, uno de los miembros de los parlamentos iraníes criticó la falta de atención sobre la importancia de la aceleración del desarrollo del campo de South Pars y las demoras en el desarrollo del campo. [54]
Escala e impacto de los retrasos
A finales de 2008, la producción acumulada de Qatar del campo era dos veces mayor que la producción acumulada de Irán del campo. Qatar produjo alrededor de 20 billones de pies cúbicos (570 mil millones de metros cúbicos) de gas natural en el período de 1997 a 2008, mientras que Irán produjo alrededor de 10 billones de pies cúbicos (280 mil millones de metros cúbicos) de gas natural en el período de 2003 a 2008. El Se prevé que la proporción 2: 1 de la producción acumulada de gas de Qatar desde el campo a la de Irán continúe al menos a corto plazo: para fines de 2011, la producción acumulada total de Qatar del campo alcanzará los 41 billones de pies cúbicos (1,2 billones de metros cúbicos). de gas natural, mientras que Irán se situará en 21 billones de pies cúbicos (590 mil millones de metros cúbicos) de gas natural en el mismo año. La proporción se mantiene principalmente porque la producción anual de Qatar es casi el doble del nivel de producción iraní.
En 2011, Qatar alcanzará una capacidad de producción anual de 8 billones de pies cúbicos (230 mil millones de metros cúbicos) de gas natural por año, mientras que en ese año la capacidad de producción de Irán alcanzará los 4 billones de pies cúbicos (110 mil millones de metros cúbicos) por año. Si Irán pudiera implementar todos sus proyectos de desarrollo planeados en South Pars a tiempo, entonces alcanzaría la capacidad de producción de 8 billones de pies cúbicos (230 mil millones de metros cúbicos) de gas natural por año, no antes de 2015.
El impacto más importante de los retrasos y la menor producción en el lado iraní sería la migración de gas a la parte de Qatar y una pérdida de rendimiento de condensado debido a la disminución de la presión del campo.
Desarrollo de North Dome
El North Dome, también conocido como North Field , fue descubierto en 1971, [11] con la finalización del pozo North West Dome-1 de Shell.
Con la caída de la producción de petróleo y gas asociado y el agotamiento de las reservas de Khuff, el desarrollo del campo Norte se volvió imperativo. En 1984 se decidió que el desarrollo se produciría en fases. La Fase 1 involucró la instalación de instalaciones de producción, procesamiento y transporte para 800 millones de pies cúbicos (23 millones de metros cúbicos) de gas natural por día para servir a los servicios públicos locales y producir 5,000 toneladas por día de propano , butano , gasolina y nafta . En 1989 se agregaron una planta de edulcoración de gas y una unidad de procesamiento de azufre. La fase uno estaba en línea a principios de 1991. El gas de la fase uno del campo norte se ha utilizado principalmente para la demanda local y la inyección en el campo Dukhan. Se esperaba que la fase dos implicara la venta de gas de North Field a sus vecinos, posiblemente a través de una red de gas del Consejo de Cooperación del Golfo (GCC). La tercera fase implicó la exportación a Europa y Asia. Incluso antes de la Guerra del Golfo Pérsico , esta fase tuvo problemas. Para justificar la inversión, Qatar Petroleum (QP) necesitaba dos contratos de suministro a largo plazo a gran escala. A pesar de los esfuerzos del director gerente de QP, Jaber al-Marri, los contratos no se lograron. Esto cambió el énfasis a los puntos de venta domésticos. En 1988, una firma de consultores internacionales presentó un plan a QP para desarrollar proyectos domésticos para utilizar gas de Qatar. Las sugerencias incluyeron una fundición de aluminio, una planta de producción de ferroaleaciones, instalaciones de producción de metanol y la expansión de las operaciones petroquímicas y de fertilizantes.
Qatar expandió rápidamente su producción y exportaciones desde North Dome Field. Aquí hay una serie de hitos:
- 1989: Qatar comienza la producción desde la fase uno del Campo Norte (Alfa) a una tasa de 800 millones de pies cúbicos (23 millones de metros cúbicos) de gas natural por día.
- 1997: Qatar comienza a exportar enviando 5,7 mil millones de pies cúbicos (160 millones de metros cúbicos) (0,16 millones de toneladas ) de GNL a España .
- 2005: Qatar exporta un total de 987 mil millones de pies cúbicos (27,9 mil millones de metros cúbicos) (27,9 millones de toneladas) de GNL. De esto, 316 mil millones de pies cúbicos (8.9 mil millones de metros cúbicos) fueron a Japón, 293 mil millones de pies cúbicos (8.3 mil millones de metros cúbicos) a Corea del Sur , 213 mil millones de pies cúbicos (6.0 mil millones de metros cúbicos) a la India, 161 mil millones de pies cúbicos (4.6 mil millones de metros cúbicos) a la India. mil millones de metros cúbicos) a España y 3 mil millones de pies cúbicos (85 millones de metros cúbicos) a los Estados Unidos .
- 2006: Qatar supera a Indonesia como el mayor exportador de GNL del mundo.
- 2007: En marzo, QP solidifica su papel de liderazgo cuando RasGas completa su quinto tren de producción de GNL, dando al país 1,5 billones de pies cúbicos (42 mil millones de metros cúbicos) de capacidad de licuefacción anual, la mayor cantidad en el mundo. [55]
Las fases posteriores del desarrollo del campo Norte proporcionaron materia prima para las plantas de GNL en la ciudad industrial de Ras Laffan .
Con base en los proyectos planificados actuales de Qatar, la producción de GNL del North Dome Field puede llegar a 23 mil millones de pies cúbicos (650 millones de metros cúbicos) a 27 mil millones de pies cúbicos (760 millones de metros cúbicos) por día para 2012, cualquier aumento adicional en la producción. El nivel del campo del lado qatarí está sujeto al resultado del estudio en curso de Qatar Petroleum, que se supone se publicará en 2012.
Las perspectivas de un mayor crecimiento en la producción de gas de Qatar más allá de 2012 se ven empañadas por la incertidumbre creada por una moratoria sobre nuevos proyectos de exportación, que se impuso en 2005 mientras se estudiaba el efecto de los proyectos existentes en los embalses de North Field. [1]
Con el fin de monetizar los vastos recursos de gas y líquidos de North Dome, Qatar ha emprendido planes ambiciosos para el establecimiento de la industria de GNL y GTL más grande del mundo .
Industria de GNL de Qatar
Qatar tiene dos compañías de GNL llamadas Qatargas y RasGas y ambas están ubicadas en el Puerto Industrial de Ras Laffan en la costa del Golfo Pérsico. [56]
Desde 1997, Qatar ha estado exportando GNL del North Field. En 2006, Qatar superó a Indonesia como el mayor exportador de GNL del mundo. Sobre la base de los enormes recursos de gas del campo, Qatar está desarrollando las instalaciones de exportación de GNL más grandes del mundo para alcanzar la capacidad de 77 millones de toneladas métricas por año para 2012 (ver tabla a continuación). [57]
Qatargas y RasGas son las dos principales empresas responsables de los proyectos de GNL de Qatar.
Industria GTL de Qatar
Oryx GTL (Sasol)
La planta ORYX GTL se puso en servicio a principios de 2007, como la primera planta GTL operativa en Qatar. La capacidad nominal de la planta es de 34.000 barriles por día (5.400 m 3 / d), sin embargo, la planta ha enfrentado desafíos técnicos y no alcanzó su capacidad total durante el primer año de operación. Las modificaciones recomendadas por Sasol ayudan a superar este déficit y la capacidad de producción se alcanzó / mantuvo a partir de 2009. La planta usa 330 millones de pies cúbicos por día (9.3 × 10 6 m 3 / d) de gas natural del proyecto Al Khaleej Gas. El proyecto ORYX GTL utiliza el proceso Slurry Phase Distillate (SPD) de Sasol. [58]
Pearl GTL (Concha)
El proyecto está en construcción y será la planta de GTL más grande del mundo, que tendrá una capacidad de 140.000 barriles por día (22.000 m 3 / d) de destilados medios y cantidades significativas de GLP y condensado. Está previsto que el primero de dos trenes GTL de 70.000 barriles por día (11.000 m 3 / d) comience la producción en 2011. Alrededor de 1.600 millones de pies cúbicos por día (45 × 10 Se suministrarán 6 m 3 / d) de gas natural desde el campo Norte al proyecto. Shell tiene el 100% del capital social en el proyecto integrado de upstream y planta. [59]
Tabla 3. Plan de producción de North Field (millones de pies cúbicos por día). [60]
Proyecto | Puesta en marcha | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
QatarGas | 1997 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 |
QatarGas | 1998 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | |
QatarGas | 2003 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | ||||||
QatarGasII | 2008 | 1700 | 1700 | 1700 | 1700 | |||||||||||
QatarGasII | 2009 | 1700 | 1700 | 1700 | ||||||||||||
QatarGasIII | 2009 | 1700 | 1700 | |||||||||||||
QatarGasIV | 2009 | 1700 | ||||||||||||||
RasGas | 1999 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | ||
RasGas | 2004 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | |||||||
RasGas | 2005 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | ||||||||
RasGas | 2007 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | ||||||||||
RasGas | 2008 | 1700 | 1700 | 1700 | 1700 | |||||||||||
RasGas | 2010 | 1700 | 1700 | 1700 | ||||||||||||
Al Khalij | 2005 | 650 | 650 | 650 | 650 | 650 | 650 | 650 | ||||||||
Delfín | 2007 | 2800 | 2800 | 2800 | 2800 | 4000 | ||||||||||
Pearl GTL | 2009 | 1700 | 1700 | 1700 | ||||||||||||
Total millones de pies cúbicos / d | 860 | 1300 | 2700 | 2700 | 2700 | 2700 | 3400 | 4400 | 6000 | 6000 | 9840 | 13240 | 18340 | 20000 | 23000 |
Fuentes de la tabla: QatarGas, RasGas, Qatar Petroleum e internet
Ver también
- Proyecto de inyección de gas Aghajari
- Proyecto Dolphin Gas
- Campo de gas Ferdowsi
- Campo de gas de Golshan
- Campo de gas de Kish
- Descubrimientos recientes de NIOC
- Pearl GTL
- Los campos de gas más grandes del mundo
- Oleoducto Irán-Irak-Siria
- Oleoducto Qatar-Turquía
- Helio (se estima que una cuarta parte de las reservas de helio de la Tierra se encuentran en South Pars)
Notas
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Referencias
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- Extensión del arco del norte de Qatar - Provincia de Zagros Fold Belt - USGS - (documento Adobe Acrobat * .PDF)
- World Energy Outlook 2005 - Agencia Internacional de Energía - (documento Adobe Acrobat * .PDF)
- Informe anual 2005 - Qatar Petroleum - (documento Adobe Acrobat * .PDF)
enlaces externos
Medios relacionados con el campo de gas South Pars en Wikimedia Commons