Pole gazowo-kondensatowe South Pars/North Dome — South Pars/North Dome Gas-Condensate field
| South Pars / North Dome Field | |
|---|---|
  | |
| Kraj |
Iran Katar |
| Lokalizacja | Zatoka Perska |
| Offshore/onshore | Offshore |
| Współrzędne | 26° 37′08.85″N 52°04′04.67″E / 26,6191250°N 52.0679639°E Współrzędne: 26°37′08.85″N 52°04′04.67″E / 26,6191250°N 52.0679639°E |
| Operatorzy |
NIGC Katar Petroleum SPGC Total SA |
| Historia pola | |
| Odkrycie | 1971 |
| Rozpoczęcie produkcji | 1989 |
| Produkcja | |
| Szczyt produkcji (gaz) | 60 000 milionów stóp sześciennych dziennie (1700 × 10 6 m 3 /d) |
| Szacowany gaz na miejscu | 1 800 000 × 10 9 stóp sześciennych (51 000 × 10 9 m 3 ) |
| Odzyskiwalny gaz | 1 260 000 × 10 9 stóp sześciennych (36 000 × 10 9 m 3 ) |
| Wytwarzanie formacji | Kangan ( trias ) Górny Dalan ( perm ) |
Pole South Pars/North Dome to złoże kondensatu gazu ziemnego zlokalizowane w Zatoce Perskiej . Jest to zdecydowanie największe na świecie złoże gazu ziemnego , którego właścicielem jest Iran i Katar . Według Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA) złoże zawiera szacunkowo 1800 bilionów stóp sześciennych (51 bilionów metrów sześciennych) gazu ziemnego in situ i około 50 miliardów baryłek (7,9 miliarda metrów sześciennych) kondensatów gazu ziemnego . Na liście złóż gazu ziemnego ma prawie tyle zasobów wydobywalnych, co wszystkie inne złoża razem wzięte. Ma znaczący wpływ geostrategiczny .
To pole gazowe zajmuje powierzchnię 9700 kilometrów kwadratowych (3700 ²), z czego 3700 kilometrów kwadratowych (1400 ²) (South Pars) znajduje się na irańskich wodach terytorialnych, a 6000 kilometrów kwadratowych (2300 ²) (North Dome) jest w Wody terytorialne Kataru.
geologia polowa
Pole znajduje się 3000 metrów (9800 stóp) poniżej dna morskiego na głębokości 65 metrów (213 stóp) i składa się z dwóch niezależnych formacji gazonośnych: Kangan ( trias ) i Upper Dalan ( perm ). Każda formacja podzielona jest na dwie różne warstwy zbiornikowe, oddzielone nieprzepuszczalnymi barierami. Pole składa się z czterech niezależnych warstw zbiornikowych K1, K2, K3 i K4.
Jednostki K1 i K3 zbudowane są głównie z dolomitów i anhydrytów, natomiast K2 i K4, które stanowią główne złoża gazu, składają się z wapienia i dolomitu. Masywny anhydryt (członek Nar) oddziela K4 od leżącej poniżej jednostki K5, która ma słabe właściwości zbiornikowe. Strefa płac brutto w polu South Pars ma ok. 450 m grubości i rozciąga się od głębokości ok. 2750 do 3200 m. Warstwy zbiornika zanurzają się delikatnie w kierunku NE. Średnia grubość jednostek zbiornikowych spada od South Pars (około 450 metrów (1480 stóp)) do pola północnego (385 metrów (1263 stóp)). Podobnie jak w przypadku innych struktur zbiornikowych na sąsiednich obszarach, zbiornik w Łuku Kataru jest poprzecinany zespołem uskoków o trendzie NNW-SSE. Diageneza ma duży wpływ na jakość złoża.
Pole to jest częścią cechującej się trendem N strukturalnym łuku Kataru, który na północy i północnym wschodzie jest ograniczony pasem fałdowania i nasunięcia Zagros .
W terenie akumulacja gazu ogranicza się głównie do permsko-triasowych jednostek stratygraficznych. Jednostki te, znane jako formacje Kangan–Dalan, stanowią bardzo rozległe złoża gazu ziemnego w polu i w rejonie Zatoki Perskiej, które składają się z serii węglanowo-ewaporatowych, znanych również jako formacja Khuff.
Perm – wczesny trias został podzielony na formacje Faraghan (wczesny perm), Dalan (późny perm) i Kangan (wczesny trias).
Rezerwy
Według Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA) połączona struktura jest największym na świecie złożem gazowym.
Szacuje się, że istniejące ilości gazu wynoszą około 1800 bilionów stóp sześciennych (51 bilionów metrów sześciennych) i około 50 miliardów baryłek (7,9 miliarda metrów sześciennych) kondensatu gazu ziemnego. Z posiadanymi wolumenami odpowiadającymi 360 miliardom baryłek (57 miliardów metrów sześciennych) ropy (310 miliardów boe gazu i 50 miliardów boe kondensatu gazu ziemnego) złoże jest największą na świecie konwencjonalną akumulacją węglowodorów.
Pole gazu odzyskania rezerwowy jest równoważne około 215 miliardów beczki (34,2 miliarda metrów sześciennych) oleju, a także posiada około 16 miliardów baryłek (2,5 miliarda metrów sześciennych) kondensatu odzyskania odpowiadającej około 230 miliardów beczek (37 miliarda metrów sześciennych) na ekwiwalenty ropy naftowej do odzyskania węglowodorów.
Współczynnik odzysku gazu w zakresie około 70%, co odpowiada około 1,260 bilionów stóp sześciennych (36 x 10 12 m 3 ) całkowitych zasobów gazu odzyskania co oznacza około 19% światowych rezerw gazu do odzyskania.
Szacunki dotyczące odcinka irańskiego to 500 bilionów stóp sześciennych (14 × 10 12 m 3 ) gazu ziemnego i około 360 bilionów stóp sześciennych (10 × 10 12 m 3 ) gazu do wydobycia, co stanowi 36% całkowitej udowodnionej w Iranie rezerwy gazu i 5,6% potwierdzonych światowych zasobów gazu.
Szacuje się, że odcinek katarski to 900 bilionów stóp sześciennych (25 × 10 12 m 3 ) gazu do wydobycia, co stanowi prawie 99% całkowitych potwierdzonych rezerw gazu Kataru i 14% potwierdzonych światowych rezerw gazu.
Tabela 1 - Zasoby gazu South Pars/North Field
| Rezerwa gazu na miejscu | Odzyskiwalna rezerwa gazu | |||
|---|---|---|---|---|
| m3 km (km³) | biliony stóp sześciennych (ft³) | m3 km (km³) | biliony stóp sześciennych (ft³) | |
| Południowy Pars | 14 000 | 500 | 10 000 | 360 |
| Kopuła Północna | 37 000 | 1300 | 26 000 | 900 |
| Całkowity | 51 000 | 1800 | 36 000 | 1260 |
Uwaga: 1 km³ = 1 000 000 000 m³ = 1 miliard m³ = 1 bilion litrów
Jednakże, ponieważ złoże jest polem wspólnym, a złoże jest wysoce jednorodne, ostateczne zasoby wydobywalne w każdym kraju mogą różnić się od tej oceny technicznej, która uwzględnia tylko dane statyczne i nie obejmuje tempa migracji gazu. Lepiej więc powiedzieć, że ostateczne zasoby wydobywalne każdego kraju byłyby czynnikiem skumulowanej produkcji gazu przez każdy z nich.
Odcinek irański zawiera również 18 miliardów baryłek (2,9 miliarda metrów sześciennych) kondensatu, w miejsce którego można wydobyć około 9 miliardów baryłek (1,4 miliarda metrów sześciennych), podczas gdy odcinek katarski zawiera około 30 miliardów baryłek (4,8 × 10). 9 m 3 ) istniejącego kondensatu i co najmniej około 10 miliardów baryłek (1,6 miliarda metrów sześciennych) kondensatu odzyskiwalnego.
Pole jest bogate w ciecze i dostarcza około 40 baryłek (6,4 m 3 ) kondensatu na 1 milion stóp sześciennych (28 × 10 3 m 3 ) gazu. Jest również bardzo wysoką wydajnością, która również w średnich podpórek 100 milionów stóp sześciennych (2,8 x 10 6 m 3 ) dziennie na studzienkę.
Niepewność rezerwy
W 2005 r. firma Qatar Petroleum zaniepokoiła się zbyt szybkim zagospodarowywaniem rezerw North Dome, co mogłoby zmniejszyć ciśnienie w złożach i prawdopodobnie uszkodzić jego długoterminowy potencjał produkcyjny. Na początku 2005 r. rząd ustanowił moratorium na dodatkowe projekty rozwojowe w North Dome w oczekiwaniu na badanie zbiorników na tym polu. Oczekuje się, że ocena ta zakończy się po 2009 r., co oznacza, że nowe projekty prawdopodobnie nie zostaną podpisane przed 2010 r. Nie miało to jednak wpływu na projekty zatwierdzone lub realizowane przed moratorium.
Moratorium wydane przez Katar z 2005 r. i późniejsze jego rozszerzenie wywołały pewne pytania dotyczące rzeczywistych udokumentowanych rezerw po katarskiej stronie pola. W 2006 roku pojawiły się pewne wiadomości, że ConocoPhillips wywiercił niespodziewanie suche otwory w Polu Północnym, a to wydarzenie było przynajmniej częściowym katalizatorem odnowionej perspektywy struktury i potencjału pola Północnego. Kolejne dowody potwierdzające sceptycyzm co do rzeczywistej skali katarskich rezerw pochodziły z rundy poszukiwawczej w Katarze w 2008 r., której celem było poszukiwanie gazu w formacji pre-Khuff. Nawet jeden z bloków znajduje się dokładnie pod North Dome Field.
W dniu 29 października 2007 r. dyrektor generalny Kataru, Faisal Al Suwaidi, oświadczył, że 5-letnie moratorium na nowe projekty wydobycia gazu North Field, nałożone w 2005 r., może zostać przedłużone do 2011 lub 2012 r. Katar zniósł moratorium na poszukiwania w kwietniu 2017 r. wraz z ogłoszeniem nowego projektu gazowego w południowej części złoża.
Rozwój South Pars
.jpg)
Pole South Pars zostało odkryte w 1990 roku przez National Iranian Oil Company (NIOC). Pars Oil and Gas Company, spółka zależna NIOC, ma jurysdykcję nad wszystkimi projektami związanymi z South Pars. Zagospodarowanie pola zostało opóźnione z powodu różnych problemów - technicznych (tj. wysoki poziom merkaptanów i śmierdzących związków siarki ), kwestii kontraktowych, a ostatnio polityki.
Wydobycie gazu rozpoczęło się na polu od uruchomienia fazy 2 w grudniu 2002 r., aby wyprodukować 1 miliard stóp sześciennych dziennie (28 milionów metrów sześciennych dziennie) mokrego gazu. Gaz jest przesyłany na ląd rurociągiem i przetwarzany w Assaluyeh .
Produkcja kondensatu z South Pars wynosi obecnie 200 000 baryłek dziennie (32 000 m 3 /d), a do 2010 roku może wzrosnąć do ponad 500 000 baryłek dziennie (79 000 m 3 /d). W grudniu 2010 r. zdolność produkcyjna pola gazowego South pars wynosi 75 milionów metrów sześciennych (2,6 miliarda stóp sześciennych) gazu ziemnego dziennie. Produkcja gazu w South Pars wzrosła o prawie 30% w okresie od marca 2009 r. do marca 2010 r. Zasoby złoża szacuje się na 14 bilionów metrów sześciennych (490 bilionów stóp sześciennych) gazu ziemnego i 18 miliardów baryłek (2,9 miliarda metrów sześciennych) kondensatów gazu ziemnego . Produkcja na polu gazowym South Pars wzrośnie do 175 milionów metrów sześciennych (6,2 miliarda stóp sześciennych) dziennie w 2012 roku.
NIOC planuje zagospodarować złoże w 24 do 30 fazach, zdolne do produkcji około 25 miliardów stóp sześciennych (710 milionów metrów sześciennych) do 30 miliardów stóp sześciennych (850 milionów metrów sześciennych) gazu ziemnego dziennie. Każda standardowa faza jest zdefiniowana dla dziennej produkcji 1 miliarda stóp sześciennych (28 milionów metrów sześciennych) gazu ziemnego, 40 000 baryłek (6400 m 3 ) kondensatu, 1500 ton skroplonego gazu (LPG) i 200 ton siarki , jednak niektóre etapy mają różne plany produkcyjne. Szacuje się, że w każdej z faz wydatki kapitałowe wyniosą około 1,5 miliarda USD, a większość z nich będzie prowadzona przez zagraniczne firmy naftowe współpracujące z lokalnymi firmami.
Rozwój fazy South Pars przez norweską firmę Statoil stał się niesławny po obszernym zgłoszeniu niewłaściwego postępowania i przekupstwa Horton Investments, irańskiej firmie konsultingowej należącej do Mehdiego Hashemi Rafsanjaniego, syna byłego prezydenta Iranu Hashemi Rafsanjaniego. Statoil zobowiązał się do wydania 300 mln USD na budowę trzech platform produkcyjnych i rurociągu. Rząd Ahmadineżada, który doszedł do władzy w 2005 r., faworyzował firmy lokalne w stosunku do firm zagranicznych z sektora energetycznego i innych.
Na początku 2008 r. wprowadzono do produkcji fazy 1, 2, 3, 4 i 5, a do końca 2008 r. rozpoczną się fazy 6, 7, 8, 9 i 10. Fazy 12, 15, 16, 17, 18, 19, 27 i 28 znajdują się na różnych etapach rozwoju.
Projekt finansowy
Do grudnia 2010 roku zainwestowano około 30 miliardów dolarów w plan rozwoju pól gazowych South Pars. Szacuje się, że do 2015 r. kwota ta wyniesie ponad 40 mld USD. Ministerstwo Ropy Naftowej w Iranie podało w poprawionym oświadczeniu w 2011 r., że Iran zainwestuje około 90 mld USD w latach 2011-2015 (60 mld USD zostanie przeznaczonych na sektor wydobycia i reszta do sektora niższego szczebla).
Badania ekonomiczne pokazują, że działanie każdej fazy South Pars powoduje dodanie jednego procenta do produktu krajowego brutto (PKB), podczas gdy faza 12 doda ponad trzy procent PKB.
Fazy South Pars
Według stanu na 2012 r. około 400 irańskich firm brało udział w rozwoju pola gazowego South Pars, dostarczając sprzęt do powiązanych projektów.
- Faza 1 została opracowana przez Petropars do produkcji 1 miliarda stóp sześciennych (28 milionów metrów sześciennych) dziennie gazu ziemnego, 40 000 baryłek dziennie (6400 m 3 /d) kondensatu, 1500 ton LPG dziennie plus 200 ton siarki dzień.
- Fazy 2 i 3 zostały opracowane przez konsorcjum Total SA , Petronas i Gazprom do produkcji 2 miliardów stóp sześciennych (57 milionów metrów sześciennych) dziennie gazu ziemnego, 80 000 baryłek dziennie (13 000 m 3 /d) kondensatu, 3000 ton LPG dziennie plus 400 ton siarki dziennie. Pojawił się online w marcu 2003 roku.
- Fazy 4 i 5 zostały opracowane przez Eni i Petropars , aby wyprodukować 2 miliardy stóp sześciennych (57 milionów metrów sześciennych) dziennie bogatego gazu ziemnego, 75 milionów stóp sześciennych (2,1 miliona metrów sześciennych) dziennie etanu, 80 000 baryłek dziennie ( 13 000 m 3 /d) kondensatu, 3000 ton LPG dziennie plus 400 ton siarki dziennie.
- Fazy 6, 7 i 8 są opracowywane przez Petropars i Statoil w celu produkcji ubogiego gazu do ponownego wtłaczania na pole naftowe Aghajari oraz ciężkiego gazu i kondensatu na eksport. Polega ona na budowie trzech platform morskich oprócz obiektów lądowych. Statoil rozwija platformy morskie, podczas gdy Petropars rozwija obiekty lądowe. Z każdej platformy do wybrzeża zostanie poprowadzona 31-calowa (790 mm) rura. Te fazy będą produkować 3 miliardy stóp sześciennych (85 milionów metrów sześciennych) dziennie gazu ziemnego, 70 milionów stóp sześciennych (2,0 milionów metrów sześciennych) etanu, 120 000 baryłek dziennie (19 000 m 3 /d) kondensatu, 4500 ton LPG dziennie plus 600 ton siarki dziennie.
- Fazy 9 i 10 są opracowywane przez joint venture GS z Korei Południowej, Oil Industries Engineering and Construction Company ( OIEC Group ) oraz Iranian Offshore Engineering and Construction Company (IOEC), we wrześniu 2002 r. Udział irańskich graczy w tym kontrakcie przekracza 60%. Fazy te wytwarzają 2 miliardy stóp sześciennych (57 milionów metrów sześciennych) dziennie gazu ziemnego, 75 milionów stóp sześciennych (2,1 miliona metrów sześciennych) dziennie etanu, 80 000 baryłek dziennie (13 000 m 3 /d) kondensatu, 3000 ton LPG dziennie plus 400 ton siarki dziennie. Fazy 9 i 10 zostały zainaugurowane przez prezydenta Ahmadineżada w marcu 2009 roku.
- Fazy 11 będą produkować LNG w ramach projektu Pars LNG . Projekt został przyznany China National Petroleum Corporation w 2010 roku, po tym jak francuski Total SA został wykluczony z projektu przez Iran. Ostatecznie w grudniu 2016 r. list intencyjny dotyczący rozwoju tej fazy otrzymał konsorcjum Total z Francji, CNPC z Chin i Petropars z Iranu.
- Rozwój fazy 12 rozpoczyna się od Petropars jako projektu LNG. Faza ta będzie produkować 2,5 miliarda stóp sześciennych (71 milionów metrów sześciennych) dziennie bogatego gazu ziemnego, 75 milionów stóp sześciennych (2,1 miliona metrów sześciennych) etanu, 80 000 baryłek dziennie (13 000 m 3 /d) kondensatu gazu ziemnego, 3000 ton LPG dziennie plus 400 ton siarki dziennie. Wenezuelska państwowa firma naftowa Petroleos de Venezuela SA (PDVSA) sfinansuje 10% z projektu o wartości 7,8 miliarda dolarów. Angola „s Sonangol Grupa została również nagrodzona 20% udziałów w 12 fazy projektu.
- Rozwój fazy 13 i 14 będzie dotyczył perskiej produkcji LNG . Rozwój przyznano irańskiej firmie (Khatam-ol-Osea) za 5 miliardów dolarów. Irańskie konsorcjum Khatam-ol-Osea składa się z kilku dużych irańskich firm, a mianowicie Khatam al-Anbia Construction Headquarters, Oil Industries Engineering & Construction (OIEC) , SADRA , ISOICO , IDRO i NIDC . Kontrakt na opracowanie fazy 13 został podpisany z konsorcjum, w skład którego wchodzą irańskie firmy Mapna , SADRA i Petro Pidar , a faza 14 z innymi konsorcjami składającymi się z Organizacji Rozwoju Przemysłu i Renowacji (IDRO), National Iranian Drilling Company (NIDC), Machine Sazi Arak ( MSA) oraz irańskiej firmy inżynieryjno-budowlanej (IOEC).
- Fazy 15 i 16 rozwoju przyznano Khatam al-Anbia . Fazy te będą produkować 2 miliardy stóp sześciennych (57 milionów metrów sześciennych) dziennie gazu ziemnego, 75 milionów stóp sześciennych (2,1 miliona metrów sześciennych) etanu, 80 000 baryłek dziennie (13 000 m 3 /d) kondensatu gazu ziemnego, 3 000 ton LPG dziennie plus 400 ton siarki dziennie. W lipcu 2010 roku projekt został przeniesiony do Iran Shipbuilding & Offshore Industries Complex . W tym czasie projekt o wartości 2 miliardów dolarów był już ukończony w 50%. Fazy 15 i 16 zostaną zakończone do marca 2012 roku.
- Rozwój fazy 17 i 18 został przydzielony do konsorcjum Oil Industries Engineering and Construction Company ( OIEC Group ), Iran Offshore Engineering and Construction (IOEC) oraz Industrial Development and Renovation Organization of Iran (IDRO). Fazy te produkują 2 miliardy stóp sześciennych (57 milionów metrów sześciennych) dziennie gazu ziemnego, 75 milionów stóp sześciennych (2,1 miliona metrów sześciennych) etanu, 80 000 baryłek dziennie (13 000 m 3 /d) kondensatu gazu ziemnego, 3 000 ton LPG dziennie plus 400 ton siarki dziennie. Fazy 17 i 18 zostały zainaugurowane przez prezydenta Hassana Rouhaniego w kwietniu 2017 roku.
- Rozwój fazy 19 został przyznany firmie Petropars. Fazy te będą produkować 2 miliardy stóp sześciennych (57 milionów metrów sześciennych) dziennie gazu ziemnego, 75 milionów stóp sześciennych (2,1 miliona metrów sześciennych) etanu, 80 000 baryłek dziennie (13 000 m 3 /d) kondensatu gazu ziemnego, 3 000 ton LPG dziennie plus 400 ton siarki dziennie. Jak rozumie się, ta faza jest zdefiniowana w fazie 1, więc można ją uznać za pewnego rodzaju rozszerzenie dla fazy 1.
- Rozwój fazy 20 i 21 został przyznany Grupie OIEC. 2 miliardy stóp sześciennych (57 milionów metrów sześciennych) dziennie gazu ziemnego, 75 milionów stóp sześciennych (2,1 miliona metrów sześciennych) etanu, 80 000 baryłek dziennie (13 000 m 3 /d) kondensatu gazu ziemnego, 3000 ton LPG na dobę dzień plus 400 ton siarki dziennie. Fazy 20 i 21 zostały zainaugurowane przez prezydenta Hassana Rouhaniego w kwietniu 2017 roku.
- Fazy 22, 23 i 24 zostały przyznane Khatam al-Anbia , Petro Sina Arian i SADRA i znajdują się na północno-wschodniej granicy pola. Celem etapów 22, 23 i 24 jest produkcja 42,5 mln m3 (1,50 mld stóp sześciennych) gazu ziemnego dziennie, 57 000 baryłek dziennie (9100 m 3 /d) kondensatu gazu ziemnego oraz 300 ton siarki na dzień. Te trzy fazy są również zaprojektowane do produkcji 800 000 ton LNG i 750 000 ton etanu rocznie.
- Fazy 25 i 26 są w przetargu.
- Rozwój fazy 27 i 28 został przydzielony firmie Petropars w ramach programu EPC . Fazy te będą produkować 2 miliardy stóp sześciennych (57 milionów metrów sześciennych) dziennie gazu ziemnego, 75 milionów stóp sześciennych (2,1 miliona metrów sześciennych) etanu, 75 000 baryłek dziennie (11 900 m 3 /d) kondensatu gazu ziemnego, 3 000 ton LPG dziennie plus 400 ton siarki dziennie.
Plan produkcji gazu i kondensatu South Pars
| Faza | Główny wykonawca | 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 i 3 | Konsorcjum Total , Gazpromu i Petronasu | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 |
| 4 i 5 | Konsorcjum Eni , Petronas i NIOC | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | ||
| 6, 7 i 8 | Petropars i Statoil | 1000 | 2500 | 3700 | 3700 | 3700 | 3700 | 3700 | 3700 | 3700 | |||||
| 9 i 10 | Konsorcjum GS Group , OIEC Group i IOEC | 1000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | |||||
| 11 | Petropars | 1000 | 2000 | 2000 | |||||||||||
| 12 | Petropars | 1000 | 2000 | 3000 | 3000 | 3000 | 3000 | ||||||||
| 13 | Chatam-ol-Osea | 1000 | 2000 | 2000 | |||||||||||
| 14 | Chatam-ol-Osea | 500 | 1000 | 1000 | |||||||||||
| 15 i 16 | Khatam al-Anbia , zastąpiony przez OSOICO w 2010 roku. | 1000 | 2000 | 2000 | |||||||||||
| 17 i 18 | Konsorcjum Grupy OIEC, IDRO i IOEC | 1000 | 2000 | 2000 | |||||||||||
| 19 | IOEC i Petropars | 500 | 1500 | ||||||||||||
| 20 i 21 | Grupa OIEC | 1000 | 2000 | ||||||||||||
| 22, 23 i 24 | Chatam al-Anbia | 1000 | 3000 | ||||||||||||
| TBD | 1000 | 2000 | |||||||||||||
| Petropars | 1000 | 2000 | |||||||||||||
| Całkowita produkcja gazu w milionach stóp sześciennych/d | 2000 | 2500 | 4750 | 4750 | 4750 | 9250 | 10 450 | 10 450 | 11 450 | 12 450 | 13.450 | 17 950 | 24.950 | 29 450 | |
| Całkowita produkcja kondensatu kbbl/d | 80 | 100 | 190 | 190 | 190 | 370 | 420 | 420 | 460 | 500 | 540 | 720 | 1000 | 1200 |
Źródła tabeli: NIOC, Pars Oil & Gas Company, Shana and Media
Opóźnienia w rozwoju i krytyka
Podczas gdy kilka faz złoża gazowego South Pars wciąż czeka na zagospodarowanie, a trwające fazy zagospodarowania są opóźnione, władze NIOC prowadzą negocjacje w sprawie zagospodarowania innych irańskich złóż podmorskich, takich jak North Pars, Kish, Golshan, Ferdows i Lavan.
Wielu irańskich analityków energetycznych uważa, że władze NIOC powinny skoncentrować się na pełnym zagospodarowaniu złoża South Pars przed realizacją jakiegokolwiek nowego projektu zagospodarowania innych niezagospodarowanych irańskich podmorskich złóż gazowych.
Priorytetem pełnego rozwoju Południowego Parsu jest nie tylko jego wspólny charakter z Katarem, ale także ogromne możliwości tego pola, aby dodać znaczną produkcję płynów do irańskich zdolności eksportowych płynów.
W dniu 27 lutego 2009 r. jeden z deputowanych irańskich parlamentów skrytykował brak uwagi na znaczenie przyspieszenia rozwoju pól South Pars i opóźnień w rozwoju pól.
Skala i skutki opóźnień
Do końca 2008 r. skumulowana produkcja ze złoża Kataru była dwukrotnie wyższa niż skumulowana produkcja ze złoża w Iranie. Katar wyprodukował około 20 bilionów stóp sześciennych (570 miliardów metrów sześciennych) gazu ziemnego w latach 1997-2008, podczas gdy Iran wyprodukował około 10 bilionów stóp sześciennych (280 miliardów metrów sześciennych) gazu ziemnego w latach 2003-2008. Przewiduje się, że stosunek skumulowanej produkcji gazu Kataru ze złoża do Iranu w stosunku 2:1 utrzyma się przynajmniej w krótkim okresie: do końca 2011 r. łączna skumulowana produkcja Kataru ze złoża osiągnie 41 bilionów stóp sześciennych (1,2 biliona metrów sześciennych) gazu ziemnego, podczas gdy Iran będzie miał 21 bilionów stóp sześciennych (590 miliardów metrów sześciennych) gazu ziemnego w tym samym roku. Stosunek jest utrzymywany głównie dlatego, że roczna produkcja Kataru jest prawie dwukrotnie wyższa od produkcji irańskiej.
W 2011 roku Katar osiągnie roczną zdolność produkcyjną 8 bilionów stóp sześciennych (230 miliardów metrów sześciennych) gazu ziemnego rocznie, podczas gdy w tym roku zdolność produkcyjna Iranu osiągnie 4 biliony stóp sześciennych (110 miliardów metrów sześciennych) rocznie. Gdyby Iran mógł terminowo zrealizować wszystkie zaplanowane przez siebie projekty rozwojowe South Pars, to nie wcześniej niż w 2015 roku osiągnąłby zdolność produkcyjną 8 bilionów stóp sześciennych (230 miliardów metrów sześciennych) gazu ziemnego rocznie.
Najważniejszym skutkiem opóźnień i mniejszej produkcji po stronie irańskiej byłaby migracja gazu do części katarskiej oraz utrata uzysku kondensatu z powodu spadku ciśnienia w złożu.
Rozwój kopuły północnej
Kopuła Północna, znana również jako North Field , została odkryta w 1971 roku, wraz z ukończeniem odwiertu North West Dome-1 firmy Shell.
Wraz ze spadkiem produkcji ropy naftowej i związanego z nią gazu oraz wyczerpywaniem się zasobów Chuffu, rozwój pola północnego stał się koniecznością. W 1984 roku zdecydowano, że rozwój będzie przebiegał etapami. Faza 1 obejmowała instalację urządzeń produkcyjnych, przetwórczych i transportowych dla 800 milionów stóp sześciennych (23 miliony metrów sześciennych) gazu ziemnego dziennie w celu obsługi lokalnych zakładów użyteczności publicznej i produkcji 5000 ton dziennie propanu , butanu , benzyny i nafty . W 1989 roku dobudowano instalację do słodzenia gazu oraz instalację do przetwarzania siarki. Pierwsza faza została uruchomiona na początku 1991 roku. Gaz z pierwszej fazy North Field był wykorzystywany przede wszystkim na potrzeby lokalnego zapotrzebowania i był wtłaczany do złoża Dukhan. Oczekiwano, że faza druga obejmie sprzedaż gazu z North Field sąsiadom, prawdopodobnie za pośrednictwem sieci gazowej Rady Współpracy Zatoki Perskiej (GCC). Faza trzecia obejmowała eksport do Europy i Azji. Jeszcze przed wojną w Zatoce Perskiej faza ta wpadła w kłopoty. Aby uzasadnić inwestycję, Qatar Petroleum (QP) potrzebowało dwóch długoterminowych kontraktów na dostawy na dużą skalę. Pomimo wysiłków dyrektora zarządzającego QP, Jabera al-Marri, kontrakty nie były dostępne. To spowodowało przeniesienie nacisku na sklepy domowe. W 1988 roku firma międzynarodowych konsultantów przedstawiła QP plan rozwoju krajowych projektów wykorzystania gazu katarskiego. Sugestie dotyczyły huty aluminium, zakładu produkcji żelazostopów, instalacji do produkcji metanolu oraz rozbudowy działalności petrochemicznej i nawozowej.
Katar szybko rozszerzył swoją produkcję i eksport z North Dome Field. Oto kilka kamieni milowych:
- 1989: Katar rozpoczyna produkcję pierwszego etapu North Field (Alpha) w ilości 800 milionów stóp sześciennych (23 miliony metrów sześciennych) gazu ziemnego dziennie.
- 1997: Katar rozpoczyna eksport, wysyłając 5,7 miliarda stóp sześciennych (160 milionów metrów sześciennych) (0,16 miliona ton ) LNG do Hiszpanii .
- 2005: Katar eksportuje łącznie 987 miliardów stóp sześciennych (27,9 miliardów metrów sześciennych) (27,9 milionów ton) LNG. Z tego 316 miliardów stóp sześciennych (8,9 miliardów metrów sześciennych) trafiło do Japonii, 293 miliardy stóp sześciennych (8,3 miliarda metrów sześciennych) do Korei Południowej , 213 miliardów stóp sześciennych (6,0 miliardów metrów sześciennych) do Indii, 161 miliardów stóp sześciennych (4,6 miliardów metrów sześciennych) do Hiszpanii i 3 miliardy stóp sześciennych (85 milionów metrów sześciennych) do Stanów Zjednoczonych .
- 2006: Katar wyprzedza Indonezję jako największy na świecie eksporter LNG.
- 2007: W marcu QP umacnia swoją wiodącą rolę, kiedy RasGas kończy swój piąty pociąg produkcyjny LNG, dając krajowi 1,5 biliona stóp sześciennych (42 miliardy metrów sześciennych) rocznej zdolności skraplania, największej na świecie.
Kolejne fazy zagospodarowania pól North dostarczały wsad do zakładów LNG w Ras Laffan Industrial City .
W oparciu o bieżące planowane projekty w Katarze, produkcja LNG z North Dome Field może osiągnąć od 23 miliardów stóp sześciennych (650 milionów metrów sześciennych) do 27 miliardów stóp sześciennych (760 milionów metrów sześciennych) dziennie do 2012 roku, dalszy wzrost produkcji poziom katarskiej strony pola zależy od wyników trwających badań prowadzonych przez Qatar Petroleum, które mają zostać opublikowane w 2012 roku.
Perspektywy dalszego wzrostu wydobycia katarskiego gazu po 2012 roku są zaciemnione przez niepewność, jaką wywołało moratorium na nowe projekty eksportowe, nałożone w 2005 roku, podczas gdy badano wpływ istniejących projektów na złoża North Field.
Aby spieniężyć ogromne zasoby gazu i płynów North Dome, Katar podjął ambitne plany stworzenia największego na świecie przemysłu LNG i GTL .
Branża LNG w Katarze
Katar ma dwie firmy LNG o nazwie Qatargas i RasGas i obie znajdują się w porcie przemysłowym Ras Laffan na wybrzeżu Zatoki Perskiej.
Od 1997 roku Katar eksportuje LNG ze Złoża Północnego. W 2006 roku Katar wyprzedził Indonezję jako największy na świecie eksporter LNG. Bazując na ogromnych zasobach gazu na tym polu, Katar buduje największe na świecie obiekty eksportowe LNG, aby osiągnąć przepustowość 77 milionów ton metrycznych rocznie do 2012 r. (patrz tabela poniżej).
Qatargas i RasGas to dwie główne firmy odpowiedzialne za katarskie projekty LNG.
Branża GTL w Katarze
Oryx GTL (Sasol)
ORYX GTL roślina została uruchomiona na początku 2007 roku, jako pierwszy zakład operacyjnego GTL w Katarze. Moc znamionowa zakładu wynosi 34 000 baryłek na dobę (5 400 m 3 /d), jednak zakład stanął w obliczu wyzwań technicznych i nie osiągnął pełnej wydajności w pierwszym roku eksploatacji. Zalecone przez Sasol modyfikacje pomagają w przezwyciężeniu tego niedoboru i moce produkcyjne zostały osiągnięte/utrzymane od 2009 roku. Roślina wykorzystuje 330 milionów stóp sześciennych dziennie (9,3 x 10 6 m 3 / D) gazu ziemnego z projektu Al Khaleej gazu. Projekt ORYX GTL wykorzystuje proces Sasol's Slurry Phase Distillate (SPD).
Perłowy GTL (powłoka)
Projekt jest w trakcie budowy i będzie największą na świecie instalacją GTL, która będzie miała wydajność 140 tys. baryłek dziennie (22 tys. m 3 /d) średnich destylatów oraz znaczne ilości LPG i kondensatu. Pierwszy z dwóch 70000 baryłek dziennie (11,000 m 3 / D) pociągów GTL planowane jest rozpoczęcie produkcji w 2011. Wokół 1600000000 stóp sześciennych dziennie (45 x 10 6 m 3 / D) gazu ziemnego będzie dostarczany z Pole północne do projektu. Shell posiada 100% udziałów w zintegrowanym projekcie wydobywczym i zakładowym.
Tabela 3. Plan produkcji North Field (w milionach stóp sześciennych dziennie).
| Projekt | Rozpocząć | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| KatarGaz | 1997 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 |
| KatarGaz | 1998 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | |
| KatarGaz | 2003 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | ||||||
| KatarGasII | 2008 | 1700 | 1700 | 1700 | 1700 | |||||||||||
| KatarGasII | 2009 | 1700 | 1700 | 1700 | ||||||||||||
| KatarGasIII | 2009 | 1700 | 1700 | |||||||||||||
| KatarGasIV | 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 | ||||||||
| Delfin | 2007 | 2800 | 2800 | 2800 | 2800 | 4000 | ||||||||||
| Pearl GTL | 2009 | 1700 | 1700 | 1700 | ||||||||||||
| Łącznie mln stóp sześciennych/d | 860 | 1300 | 2700 | 2700 | 2700 | 2700 | 3400 | 4400 | 6000 | 6000 | 9840 | 13240 | 18340 | 20000 | 23000 |
Źródła tabeli: QatarGas, RasGas, Qatar Petroleum i internet
Zobacz też
- Projekt wtrysku gazu Aghajari
- Projekt gazu delfinów
- Pole gazowe Ferdowsi
- Pole gazowe Golshan
- Pole gazowe Kisz
- Najnowsze odkrycia NIOC
- Pearl GTL
- Największe pola gazowe na świecie
- Rurociąg Iran-Irak-Syria
- Rurociąg Katar-Turcja
- Hel (szacuje się, że jedna czwarta ziemskich rezerw helu znajduje się w południowym Pars)
Uwagi
Bibliografia
- Katar: Country Analysis 2007 – Energy Information Administration – (dokument Adobe Acrobat *.PDF)
- Iran: Analiza krajów 2006 - Energy Information Administration - (dokument Adobe Acrobat *.PDF)
- Northern Qatar Arch Extension - Prowincja Zagros Fold Belt - USGS - (dokument Adobe Acrobat *.PDF)
- World Energy Outlook 2005 - Międzynarodowa Agencja Energetyczna - (dokument Adobe Acrobat *.PDF)
- Raport Roczny 2005 - Qatar Petroleum - (Dokument Adobe Acrobat *.PDF)
Zewnętrzne linki
Multimedia związane z polem gazowym South Pars w Wikimedia Commons