Газоконденсатное месторождение Южный Парс/Северный Купол
Месторождение природного газа в Персидском заливе
Месторождение Южный Парс/Северный купол
Газоконденсатное месторождение Южный Парс/Северный Купол расположено в Иране.
Газоконденсатное месторождение Южный Парс/Северный Купол
Расположение месторождения Южный Парс/Северный купол
Страна Иран Катар
 
РасположениеПерсидский залив
Оффшор/оншорОффшорный
Координаты26°37′08.85″с.ш. 52°04′04.67″в.д. / 26.6191250°с.ш. 52.0679639°в.д. / 26.6191250; 52.0679639
ОператорыNIGC
QatarEnergy
SPGC
TotalEnergies
История поля
Открытие1971
Начало производства1989
Производство
Пик добычи (газ)60 000 миллионов кубических футов в день (1 700 × 10 6  м 3 /д)^
Предполагаемые запасы газа1 800 000 × 10 9  куб футов (51 000 × 10 9  м 3 )^^
Извлекаемый газ1 260 000 × 10 9  куб футов (36 000 × 10 9  м 3 )^^
Продуктивные формацииКанган ( триас )
Верхний Далан ( Пермь )

Месторождение Южный Парс/Северный Купол — это месторождение природного газа , расположенное в Персидском заливе . Это, безусловно, крупнейшее в мире месторождение природного газа , [1] при этом право собственности на месторождение разделено между Ираном и Катаром . [2] [3] По данным Международного энергетического агентства (МЭА), месторождение содержит приблизительно 1800 триллионов кубических футов (51 триллион кубических метров) природного газа и около 50 миллиардов баррелей (7,9 миллиарда кубических метров) газового конденсата . [4] В списке месторождений природного газа оно имеет почти столько же извлекаемых запасов, как все остальные месторождения вместе взятые. Оно имеет значительное геостратегическое влияние. [5]

Это газовое месторождение занимает площадь 9700 квадратных километров (3700 квадратных миль), из которых 3700 квадратных километров (1400 квадратных миль) (Южный Парс) находятся в территориальных водах Ирана, а 6000 квадратных километров (2300 квадратных миль) (Северный Купол) — в территориальных водах Катара. [6]

Геология месторождения

Месторождение находится на глубине 3000 метров (9800 футов) ниже морского дна на глубине воды 65 метров (213 футов) [7] и состоит из двух независимых газоносных формаций: Канган ( триасовый период ) и Верхний Далан ( пермский период ). Каждая формация разделена на два различных пласта-коллектора, разделенных непроницаемыми барьерами. Месторождение состоит из четырех независимых пластов-коллекторов K1, K2, K3 и K4. [8]

Блоки K1 и K3 в основном состоят из доломитов и ангидритов, в то время как K2 и K4, которые представляют собой основные газовые резервуары, состоят из известняка и доломита. Массивный ангидрит (пачка Nar) отделяет K4 от нижележащего блока K5, который имеет плохие коллекторские свойства. [9] Общая продуктивная зона на месторождении Южный Парс составляет приблизительно 450 м толщиной, простираясь от глубин приблизительно 2750 до 3200 м. Пласты резервуара плавно падают на северо-восток. Средняя толщина резервуарных единиц уменьшается от Южного Парса (около 450 метров (1480 футов)) к Северному месторождению (385 метров (1263 фута)). Как и в других структурах резервуаров в соседних областях, резервуар в Катарской арке прорезан рядом разломов, простирающихся с северо-запада на юго-юго-восток. [9] Диагенез оказывает большое влияние на коллекторские свойства месторождения. [10]

Поле является частью структурного элемента Катарской дуги северного простирания, ограниченного складчато -надвиговым поясом Загроса на севере и северо-востоке. [11]

На месторождении газа в основном ограничены пермско-триасовыми стратиграфическими единицами. Эти единицы, известные как формации Канган-Далан, представляют собой очень обширные резервуары природного газа на месторождении и в районе Персидского залива, которые состоят из карбонатно-эвапоритовых серий, также известных как формация Хуфф. [11]

Пермско-раннетриасовый период подразделяется на формации Фараган (раннепермский), Далан (позднепермский) и Канган (раннетриасовый). [11]

Резервы

Месторождение Южный Парс/Северный купол

По данным Международного энергетического агентства (МЭА), объединенная структура является крупнейшим в мире газовым месторождением. [1]

Геологические объемы оцениваются примерно в 1800 триллионов кубических футов (51 триллион кубических метров) газа и около 50 миллиардов баррелей (7,9 миллиардов кубических метров) конденсата природного газа. [12] С геологическими объемами, эквивалентными 360 миллиардам баррелей (57 миллиардов кубических метров) нефти [13] (310 миллиардов баррелей нефтяного эквивалента газа и 50 миллиардов баррелей нефтяного эквивалента конденсата природного газа), месторождение является крупнейшим в мире традиционным скоплением углеводородов.

Извлекаемые запасы газа месторождения эквивалентны примерно 215 миллиардам баррелей (34,2 миллиарда кубических метров) нефти, а также содержат около 16 миллиардов баррелей (2,5 миллиарда кубических метров) извлекаемого конденсата, что соответствует примерно 230 миллиардам баррелей (37 миллиардов кубических метров) извлекаемых углеводородов в нефтяном эквиваленте.

Коэффициент извлечения газа на месторождении составляет около 70%, что соответствует примерно 1260 триллионам кубических футов (36 × 10 12  м 3 ) общих извлекаемых запасов газа, что составляет около 19% мировых извлекаемых запасов газа. [14]^

По оценкам, иранский участок содержит 500 триллионов кубических футов (14 × 10 12  м 3 ) природного газа на месте и около 360 триллионов кубических футов (10 × 10 12  м 3 ) извлекаемого газа, что составляет 36% от общих доказанных запасов газа Ирана и 5,6% от доказанных мировых запасов газа. [12]^^

Оценки для катарского участка составляют 900 триллионов кубических футов (25 × 10 12  м 3 ) извлекаемого газа, что составляет почти 99% от общих доказанных запасов газа Катара и 14% от доказанных мировых запасов газа. [15]^

Таблица 1 - Запасы газа месторождения Южный Парс/Северный

Геологические запасы газаИзвлекаемые запасы газа
куб. км (км 3 )Триллион кубических футов (фут 3 )куб. км (км 3 )Триллион кубических футов (фут 3 )
Южный Парс14,00050010,000360
Северный Купол37,000130026,000900
Общий51,000180036,0001260

Примечание: 1 км 3 = 1 000 000 000 м 3 = 1 миллиард м 3 = 1 триллион литров.

Однако, поскольку поле является общим полем, а резервуар очень однороден, конечные извлекаемые запасы каждой страны могут отличаться от этой технической оценки, которая учитывает только статические данные и не включает скорость миграции газа. Поэтому лучше сказать, что конечные извлекаемые запасы каждой страны будут фактором совокупной добычи газа каждой из них. [ необходима цитата ]

Иранский участок также содержит 18 миллиардов баррелей (2,9 миллиарда кубических метров) конденсата, из которых около 9 миллиардов баррелей (1,4 миллиарда кубических метров) считаются извлекаемыми [16] , в то время как катарский участок, как полагают, содержит около 30 миллиардов баррелей (4,8 × 10 9  м 3 ) конденсата на месте и по крайней мере около 10 миллиардов баррелей (1,6 миллиарда кубических метров) извлекаемого конденсата [17] .

Месторождение богато жидкостями и дает около 40 баррелей (6,4 м 3 ) конденсата на 1 миллион кубических футов (28 × 10 3  м 3 ) газа. Оно также имеет очень высокий уровень производительности скважин, который в среднем составляет 100 миллионов кубических футов (2,8 × 10 6  м 3 ) в день на скважину, [18] в то время как средняя производительность скважин природного газа в Иране составляет 1,5 миллиона кубических метров в день на скважину. [19]^^

Резерв неопределенности

В 2005 году QatarEnergy забеспокоилась, что запасы Северного купола разрабатываются слишком быстро, что может снизить пластовое давление и, возможно, нанести ущерб его долгосрочному производственному потенциалу. В начале 2005 года правительство наложило мораторий на дополнительные проекты по разработке на Северном куполе в ожидании исследования резервуаров месторождения. [20] Ожидается, что эта оценка не закончится до 2009 года, что означает, что новые проекты вряд ли будут подписаны до 2010 года. Однако это не повлияло на проекты, одобренные или находящиеся в стадии реализации до моратория. [21]

Мораторий 2005 года, введенный Катаром, и его последующее продление вызвали некоторые вопросы о фактических доказанных запасах на катарской стороне месторождения. В 2006 году появились новости о том, что ConocoPhillips неожиданно пробурила сухие скважины на Северном месторождении, и это событие стало, по крайней мере, частичным катализатором для пересмотра взгляда на структуру и потенциал Северного месторождения. [22] Дополнительные подтверждающие доказательства скептицизма относительно реального масштаба запасов Катара были получены в ходе разведочного раунда 2008 года в Катаре, нацеленного на разведку газа в формации до Хуффа. Даже один из блоков точно расположен под месторождением Северный купол. [23]

29 октября 2007 года генеральный директор Qatargas Фейсал Аль Сувайди заявил, что пятилетний мораторий на новые проекты по разработке газового месторождения Северное, введенный в 2005 году, может быть продлен до 2011 или 2012 года. [20] Мораторий на разведку был снят Катаром в апреле 2017 года с объявлением о новом газовом проекте в южной части месторождения. [24]

Развитие Южного Парса

Южный Парс и иранская нефтегазовая инфраструктура
Горизонт Персидского залива в районе Южного Парса
Береговые сооружения Южного Парса около Асалуйе

Месторождение Южный Парс было открыто в 1990 году Национальной иранской нефтяной компанией (NIOC). [11] Pars Oil and Gas Company, [16] дочерняя компания NIOC, имеет юрисдикцию над всеми проектами, связанными с Южным Парсом. Разработка месторождения задерживалась из-за различных проблем — технических (например, высокие уровни меркаптанов и зловонных соединений серы ), договорных вопросов и, в последнее время, политики. [ необходима цитата ]

Добыча газа на месторождении началась с ввода в эксплуатацию второй фазы в декабре 2002 года, чтобы производить 1 миллиард кубических футов в день (28 миллионов кубических метров в день) влажного газа. Газ отправляется на берег по трубопроводу и обрабатывается в Ассалуйе .

Добыча конденсата на Южном Парсе в настоящее время составляет 200 000 баррелей в день (32 000 м 3 /день), а к 2010 году может увеличиться до более чем 500 000 баррелей в день (79 000 м 3 /день). По состоянию на декабрь 2010 года производственная мощность газового месторождения Южный Парс составляет 75 миллионов кубических метров (2,6 миллиарда кубических футов) природного газа в день. [25] Добыча газа на Южном Парсе выросла почти на 30% в период с марта 2009 года по март 2010 года. Запасы месторождения оцениваются в 14 триллионов кубических метров (490 триллионов кубических футов) природного газа и 18 миллиардов баррелей (2,9 миллиарда кубических метров) конденсата природного газа. Добыча на газовом месторождении Южный Парс вырастет до 175 миллионов кубических метров (6,2 миллиарда кубических футов) в день в 2012 году. [ требуется цитата ]

NIOC планирует разрабатывать месторождение в 24–30 фаз, способных производить около 25 миллиардов кубических футов (710 миллионов кубических метров) — 30 миллиардов кубических футов (850 миллионов кубических метров) природного газа в день. Каждая стандартная фаза определена для ежедневной добычи 1 миллиарда кубических футов (28 миллионов кубических метров) природного газа, 40 000 баррелей (6 400 м 3 ) конденсата, 1500 тонн сжиженного нефтяного газа (СНГ) и 200 тонн серы , однако некоторые фазы имеют несколько отличающиеся планы добычи. [26] Каждая из фаз оценивается в средние капитальные затраты около 1,5 миллиарда долларов США, и большинство из них будут возглавляться иностранными нефтяными фирмами, работающими в партнерстве с местными компаниями. [27]

Разработка фазы Южного Парса норвежской компанией Statoil стала печально известной после обширного отчета о неправомерных действиях и взяточничестве в Horton Investments, иранской консалтинговой фирме, принадлежащей Мехди Хашеми Рафсанджани, сыну бывшего президента Ирана Хашеми Рафсанджани. Statoil обязалась потратить 300 миллионов долларов США на строительство трех производственных платформ и трубопровода. [28] Правительство г-на Ахмадинежада, пришедшего к власти в 2005 году, отдавало предпочтение местным фирмам перед иностранными компаниями в энергетическом и других секторах. [27]

К началу 2008 года были введены в эксплуатацию этапы 1, 2, 3, 4 и 5, а к концу 2008 года будут введены в эксплуатацию этапы 6, 7, 8, 9 и 10. Фазы 12, 15, 16, 17, 18, 19, 27 и 28 находятся на разных стадиях разработки.

Проектное финансирование

По состоянию на декабрь 2010 года в план разработки газовых месторождений Южный Парс было инвестировано около 30 миллиардов долларов. [25] Предполагается, что к 2015 году эта сумма превысит 40 миллиардов долларов. [25] Министерство нефти Ирана заявило в пересмотренном заявлении в 2011 году, что Иран инвестирует около 90 миллиардов долларов в период с 2011 по 2015 год (60 миллиардов долларов будут выделены на сектор добычи, а остальное — на сектор переработки). [29] В 2024 году Иран запланировал план на 70 миллиардов долларов для поддержания давления газа и сохранения жизненно важного производства бензина. [30]

Экономические исследования показывают, что при эксплуатации каждой фазы проекта «Южный Парс» к валовому внутреннему продукту (ВВП) страны добавляется один процент, а фаза 12 добавит более трех процентов ВВП. [31]

Фазы Южного Парса

Президент Мохаммад Хатами посещает газовое месторождение Южный Парс 25 января 2002 года.

По состоянию на 2012 год около 400 иранских компаний принимали участие в разработке газового месторождения Южный Парс, поставляя оборудование для смежных проектов. [32]

  • Фаза 1 была разработана Petropars для производства 1 миллиарда кубических футов (28 миллионов кубических метров) природного газа в день, 40 000 баррелей в день (6400 м3 / день) конденсата, 1500 тонн сжиженного нефтяного газа в день и 200 тонн серы в день.
  • Фазы 2 и 3 были разработаны консорциумом Total SA , Petronas и Gazprom для производства 2 миллиардов кубических футов (57 миллионов кубических метров) в день природного газа, 80 000 баррелей в день (13 000 м 3 /д) конденсата, 3000 тонн сжиженного нефтяного газа в день плюс 400 тонн серы в день. Он был запущен в эксплуатацию в марте 2003 года.
  • Фазы 4 и 5 были разработаны компаниями Eni и Petropars для добычи 2 миллиардов кубических футов (57 миллионов кубических метров) в день богатого природного газа, 75 миллионов кубических футов (2,1 миллиона кубических метров) в день этана, 80 000 баррелей в день (13 000 м3 / день) конденсата, 3000 тонн сжиженного нефтяного газа в день и 400 тонн серы в день.
  • Фазы 6, 7 и 8 разрабатываются Petropars и Statoil для производства обедненного газа для повторной закачки в нефтяное месторождение Агаджари, а также тяжелого газа и конденсата для экспорта. Он включает строительство трех морских платформ в дополнение к наземным объектам. Statoil разрабатывает морские платформы, в то время как Petropars разрабатывает наземные объекты. 31-дюймовая (790 мм) труба будет проложена от каждой платформы до побережья. Эти фазы будут производить 3 миллиарда кубических футов (85 миллионов кубических метров) в день природного газа, 70 миллионов кубических футов (2,0 миллиона кубических метров) этана, 120 000 баррелей в день (19 000 м 3 /д) конденсата, 4500 тонн сжиженного нефтяного газа в день плюс 600 тонн серы в день.
  • Фазы 9 и 10 разрабатываются совместным предприятием GS of South Korea, Oil Industries Engineering and Construction Company (OIEC Group) и Iranian Offshore Engineering and Construction Company (IOEC) в сентябре 2002 года. Доля иранских игроков в этом контракте превышает 60%. Эти фазы производят 2 миллиарда кубических футов (57 миллионов кубических метров) в день природного газа, 75 миллионов кубических футов (2,1 миллиона кубических метров) в день этана, 80 000 баррелей в день (13 000 м 3 /д) конденсата, 3000 тонн сжиженного нефтяного газа в день плюс 400 тонн серы в день. Фазы 9 и 10 были открыты президентом Ахмадинежадом в марте 2009 года. [33]
  • Фаза 11 будет производить СПГ в рамках проекта Pars LNG. Проект был присужден China National Petroleum Corporation в 2010 году после того, как французская Total SA была исключена из проекта Ираном. [ необходима цитата ] Наконец, в декабре 2016 года меморандум о взаимопонимании по разработке этой фазы был присужден консорциуму Total из Франции, CNPC из Китая и Petropars из Ирана. [ необходима цитата ] После сентября 2021 года планы по разработке этого газового месторождения продолжились, поручив продолжение работ иранским компаниям, включая National Oil Company, Petropars, Pars Oil and Gas и Marine Facilities. В июне 2023 года 3200-тонная платформа, самая тяжелая на месторождении Южный Парс, была перемещена и установлена ​​в ходе беспрецедентной операции иранскими специалистами, и началась добыча газа на этой фазе. [34]
  • Начало разработки 12-й фазы, осуществляемой Petropars как проект СПГ. На этой фазе будет производиться 2,5 миллиарда кубических футов (71 миллион кубических метров) в день богатого природного газа, 75 миллионов кубических футов (2,1 миллиона кубических метров) этана, 80 000 баррелей в день (13 000 м 3 /д) конденсата природного газа, 3000 тонн сжиженного нефтяного газа в день плюс 400 тонн серы в день. Государственная нефтяная компания Венесуэлы Petroleos de Venezuela SA (PDVSA) профинансирует 10% проекта стоимостью 7,8 млрд долларов. Ангольская Sonangol Group также получила 20% акций в проекте 12-й фазы. [33]
  • Развитие фазы 13 и 14 будет направлено на производство персидского СПГ . Разработка была присуждена иранской компании (Khatam-ol-Osea) за 5 миллиардов долларов. [35] Иранский консорциум Khatam-ol-Osea состоит из нескольких крупных иранских компаний, а именно Khatam al-Anbia Construction Headquarters, OIEC, SADRA , ISOICO , IDRO и NIDC . [36] Контракт на разработку фазы 13 был подписан с консорциумом, включающим иранские компании Mapna , SADRA и Petro Pidar, а фаза 14 — с другим консорциумом, состоящим из IDRO, NIDC, Machine Sazi Arak (MSA) и Iranian Offshore Engineering and Construction Company (IOEC). [37]
  • Разработка фаз 15 и 16 была присуждена компании Khatam al-Anbia . [38] Эти фазы будут производить 2 миллиарда кубических футов (57 миллионов кубических метров) в день природного газа, 75 миллионов кубических футов (2,1 миллиона кубических метров) этана, 80 000 баррелей в день (13 000 м 3 /д) конденсата природного газа, 3000 тонн сжиженного нефтяного газа в день плюс 400 тонн серы в день. В июле 2010 года проект был передан Iran Shipbuilding & Offshore Industries Complex . На тот момент проект стоимостью 2 миллиарда долларов был уже на 50% завершен. [39] Фазы 15 и 16 будут завершены к марту 2012 года. [40]
  • Разработка фаз 17 и 18 была поручена консорциуму OIEC, IOEC и IDRO. Эти фазы производят 2 миллиарда кубических футов (57 миллионов кубических метров) в день природного газа, 75 миллионов кубических футов (2,1 миллиона кубических метров) этана, 80 000 баррелей в день (13 000 м 3 /д) конденсата природного газа, 3000 тонн сжиженного нефтяного газа в день плюс 400 тонн серы в день. Фазы 17 и 18 были открыты президентом Хасаном Рухани в апреле 2017 года.
  • Разработка фазы 19 была присуждена Petropars. [37] Эти фазы будут производить 2 миллиарда кубических футов (57 миллионов кубических метров) в день природного газа, 75 миллионов кубических футов (2,1 миллиона кубических метров) этана, 80 000 баррелей в день (13 000 м 3 /д) конденсата природного газа, 3000 тонн сжиженного нефтяного газа в день плюс 400 тонн серы в день. Как понятно, эта фаза определена в рамках фазы 1, поэтому ее можно рассматривать как своего рода расширение фазы 1. [41]
  • Разработка фаз 20 и 21 была присуждена OIEC Group. [42] [43] 2 миллиарда кубических футов (57 миллионов кубических метров) в день природного газа, 75 миллионов кубических футов (2,1 миллиона кубических метров) этана, 80 000 баррелей в день (13 000 м 3 /д) конденсата природного газа, 3000 тонн сжиженного нефтяного газа в день плюс 400 тонн серы в день. Фазы 20 и 21 были открыты президентом Хасаном Рухани в апреле 2017 года.
  • Фазы 22, 23 и 24 были присуждены компаниям Khatam al-Anbia , Petro Sina Arian и SADRA и расположены на северо-восточной границе месторождения. [37] [44] Целью разработки фаз 22, 23 и 24 является добыча 42,5 миллионов кубических метров (1,50 миллиарда кубических футов) в день природного газа, 57 000 баррелей в день (9 100 м 3 /д) конденсата природного газа и 300 тонн серы в день. Три фазы также предназначены для производства 800 000 тонн СПГ и 750 000 тонн этана в год. [37]
  • Фазы 25 и 26 находятся на стадии тендера.
  • Разработка фаз 27 и 28 была поручена Petropars по схеме EPC. [43] На этих фазах будет производиться 2 миллиарда кубических футов (57 миллионов кубических метров) природного газа в день, 75 миллионов кубических футов (2,1 миллиона кубических метров) этана, 75 000 баррелей в день (11 900 м 3 /д) конденсата природного газа, 3000 тонн сжиженного нефтяного газа в день и 400 тонн серы в день.

План добычи газа и конденсата на месторождении Южный Парс

ФазаГенеральный подрядчик20032004200520062007200820092010201120122013201420152016
1Петропары500750750750750750750750750750750750750
2 и 3Консорциум Total , Газпром и Петронас20002000200020002000200020002000200020002000200020002000
4 и 5Консорциум Eni , Petronas и NIOC200020002000200020002000200020002000200020002000
6, 7 и 8Петропарс и Статойл100025003700370037003700370037003700
9 и 10Консорциум GS Group , OIEC Group [42] и IOEC100020002000200020002000200020002000
11Петропары100020002000
12Петропары100020003000300030003000
13Хатам-ол-Осеа [35]100020002000
14Хатам-ол-Осеа [35]50010001000
15 и 16Хатам аль-Анбия заменен на OSOICO в 2010 году.100020002000
17 и 18Консорциум OIEC Group, [42] IDRO и IOEC100020002000
19IOEC и Петропарас [37]5001500
20 и 21Группа OIEC [42]10002000
22, 23 и 24Хатам аль-Анбия [44]10003000
Будет определено10002000
Петропары10002000
Общая добыча газа, млн. куб. футов/день200025004,7504,7504,7509,25010,45010,45011,45012,45013,45017,95024,95029,450
Общая добыча конденсата, кб/д8010019019019037042042046050054072010001200

Источники таблицы: NIOC, Pars Oil & Gas Company, Shana and Media [16]

Задержки в разработке и критика

В то время как несколько фаз газового месторождения Южный Парс все еще ждут разработки, а текущие фазы разработки сталкиваются с задержками, руководство NIOC ведет переговоры о разработке других иранских морских газовых месторождений, таких как Северный Парс, Киш, Гольшан, Фердоус и Лаван.

Многие иранские энергетические аналитики полагают, что руководству NIOC следует сосредоточиться на полной разработке месторождения Южный Парс, прежде чем реализовывать какой-либо новый проект по разработке других неосвоенных иранских морских газовых месторождений.

Приоритетность полной разработки Южного Парса обусловлена ​​не только его общим положением с Катаром, но и огромным потенциалом месторождения по значительному увеличению добычи жидких углеводородов к иранскому экспортному потенциалу.

27 февраля 2009 года один из членов иранского парламента раскритиковал отсутствие внимания к важности ускорения разработки месторождения Южный Парс и задержки в разработке месторождения. [45]

Масштаб и последствия задержек

К концу 2008 года совокупная добыча Катара с месторождения была в два раза выше, чем совокупная добыча Ирана с месторождения. Катар добыл около 20 триллионов кубических футов (570 миллиардов кубических метров) природного газа в период с 1997 по 2008 год, в то время как Иран добыл около 10 триллионов кубических футов (280 миллиардов кубических метров) природного газа в период с 2003 по 2008 год. Прогнозируется, что соотношение 2:1 совокупной добычи газа Катара с месторождения к Ирану сохранится, по крайней мере, в краткосрочной перспективе: к концу 2011 года общая совокупная добыча Катара с месторождения достигнет 41 триллиона кубических футов (1,2 триллиона кубических метров) природного газа, в то время как Иран составит 21 триллион кубических футов (590 миллиардов кубических метров) природного газа в том же году. Такое соотношение поддерживается главным образом за счет того, что годовой объем добычи Катара почти в два раза превышает уровень добычи Ирана.

В 2011 году Катар достигнет годовой мощности добычи в 8 триллионов кубических футов (230 миллиардов кубических метров) природного газа в год, в то время как в этом году мощность добычи Ирана достигнет 4 триллионов кубических футов (110 миллиардов кубических метров) в год. Если Иран сможет реализовать все свои запланированные проекты по разработке Южного Парса вовремя, то он достигнет мощности добычи в 8 триллионов кубических футов (230 миллиардов кубических метров) природного газа в год не ранее 2015 года.

Наиболее существенным последствием задержек и снижения добычи на иранской стороне станет миграция газа на катарскую сторону и потеря выхода конденсата из-за снижения давления на месторождении.

Развитие Северного купола

Северный купол, также известный как Северное месторождение , был открыт в 1971 году [11] после завершения бурения скважины North West Dome-1 компании Shell.

С падением добычи нефти и попутного газа, а также истощением запасов Хуффа, разработка Северного месторождения стала настоятельной необходимостью. В 1984 году было решено, что разработка будет происходить поэтапно. Фаза 1 включала установку объектов добычи, переработки и транспортировки для 800 миллионов кубических футов (23 миллиона кубических метров) природного газа в день для обслуживания местных коммунальных служб и производства 5000 тонн пропана , бутана , бензина и нафты в день . В 1989 году были добавлены установка очистки газа от серы и установка переработки серы. Первая фаза была запущена в эксплуатацию к началу 1991 года. Газ с первой фазы Северного месторождения в основном использовался для местного спроса и закачки в месторождение Духан. Вторая фаза, как ожидалось, включала продажу газа с Северного месторождения соседям, возможно, через газовую сеть Совета сотрудничества стран Персидского залива (GCC). Третья фаза включала экспорт в Европу и Азию. Еще до войны в Персидском заливе эта фаза столкнулась с трудностями. Чтобы оправдать инвестиции, QatarEnergy требовалось два крупных долгосрочных контракта на поставку. Несмотря на усилия управляющего директора QP Джабера аль-Марри, контракты не были получены. Это переключило акцент на внутренние рынки сбыта. В 1988 году фирма международных консультантов представила QP план разработки внутренних проектов по использованию катарского газа. Предложения включали алюминиевый завод, завод по производству ферросплавов, мощности по производству метанола и расширение нефтехимических и удобрений.

Катар быстро расширил производство и экспорт с месторождения Норт-Доум. Вот несколько важных вех:

  • 1989: Катар начинает добычу на первой фазе Северного месторождения (Альфа) с производительностью 800 миллионов кубических футов (23 миллиона кубических метров) природного газа в день.
  • 1997: Катар начинает экспорт, отправив 5,7 миллиарда кубических футов (160 миллионов кубических метров) (0,16 миллиона тонн ) СПГ в Испанию .
  • 2005: Катар экспортирует в общей сложности 987 миллиардов кубических футов (27,9 миллиарда кубических метров) (27,9 миллиона тонн) СПГ. Из них 316 миллиардов кубических футов (8,9 миллиарда кубических метров) отправились в Японию, 293 миллиарда кубических футов (8,3 миллиарда кубических метров) — в Южную Корею , 213 миллиардов кубических футов (6,0 миллиарда кубических метров) — в Индию, 161 миллиард кубических футов (4,6 миллиарда кубических метров) — в Испанию и 3 миллиарда кубических футов (85 миллионов кубических метров) — в США .
  • 2006: Катар обходит Индонезию и становится крупнейшим в мире экспортером СПГ.
  • 2007: В марте QatarEnergy укрепляет свою лидирующую роль, когда Qatargas завершает пятую линию по производству СПГ, предоставляя стране 1,5 триллиона кубических футов (42 миллиарда кубических метров) годовых мощностей по сжижению газа, что является самым большим показателем в мире. [46]

Последующие этапы разработки Северного месторождения обеспечивали сырьем заводы СПГ в промышленном городе Рас-Лаффан .

На основе текущих запланированных Катаром проектов добыча СПГ на месторождении Норт-Доум может достичь 23 миллиардов кубических футов (650 миллионов кубических метров) - 27 миллиардов кубических футов (760 миллионов кубических метров) в день к 2012 году; любое дальнейшее увеличение уровня добычи на катарской стороне месторождения будет зависеть от результатов текущего исследования QatarEnergy, которое, как предполагается, будет опубликовано в 2012 году.

Перспективы дальнейшего роста добычи газа в Катаре после 2012 года омрачены неопределенностью, вызванной мораторием на новые экспортные проекты, который был введен в 2005 году, когда изучалось влияние существующих проектов на резервуары Северного месторождения. [1]

Чтобы монетизировать огромные ресурсы газа и жидкостей Северного купола, Катар предпринял амбициозные планы по созданию крупнейшей в мире отрасли СПГ и GTL .

Катаринская индустрия СПГ

Катарская компания по производству сжиженного природного газа QatarEnergy LNG расположена в промышленном порту Рас-Лаффан на побережье Персидского залива. [47]

С 1997 года Катар экспортирует СПГ с Северного месторождения. В 2006 году Катар превзошел Индонезию как крупнейший в мире экспортер СПГ. Основываясь на огромных газовых ресурсах месторождения, Катар разрабатывает крупнейшие в мире объекты по экспорту СПГ, чтобы достичь мощности в 77  миллионов метрических тонн в год к 2012 году (см. таблицу ниже). [48]

Катаринская индустрия GTL

Орикс GTL (Sasol)

Завод ORYX GTL был введен в эксплуатацию в начале 2007 года как первый действующий завод GTL в Катаре. Номинальная мощность завода составляет 34 000 баррелей в день (5400 м 3 /д), однако завод столкнулся с техническими проблемами и не вышел на полную мощность в течение первого года эксплуатации. Модификации, рекомендованные Sasol, помогают преодолеть этот дефицит, и производственная мощность была достигнута/поддерживалась с 2009 года. Завод использует 330 миллионов кубических футов в день (9,3 × 10 6  м 3 /д) природного газа с газового проекта Al Khaleej. Проект ORYX GTL использует процесс дистилляции суспензионной фазы (SPD) компании Sasol. [49]^

Pearl GTL (Shell)

Проект находится в стадии строительства и станет крупнейшим в мире заводом GTL , который будет иметь мощность 140 000 баррелей в день (22 000 м 3 /д) средних дистиллятов и значительное количество сжиженного нефтяного газа и конденсата. Первая из двух линий GTL мощностью 70 000 баррелей в день (11 000 м 3 /д) должна начать производство в 2011 году. Около 1,6 млрд кубических футов в день (45 × 10 6  м 3 /д) природного газа будет поставляться с Северного месторождения на проект. Shell имеет 100% акционерного капитала в интегрированном проекте по разведке и добыче и заводу. [50]^

Таблица 3. План добычи на Северном месторождении (млн. кубических футов в день). [51]

ПроектЗапускать199719981999200020012002200320042005200620072008200920102011
КатарГаз1997860860860860860860860860860860860860860860860
КатарГаз1998430430430430430430430430430430430430430430
КатарГаз2003700700700700700700700700700
QatarGasII20081700170017001700
QatarGasII2009170017001700
QatarGasIII200917001700
QatarGasIV20091700
Катаргаз19991400140014001400140014001400140014001400140014001400
Катаргаз200410001000100010001000100010001000
Катаргаз20051000100010001000100010001000
Катаргаз200710001000100010001000
Катаргаз20081700170017001700
Катаргаз2010170017001700
Аль-Халидж2005650650650650650650650
Дельфин200728002800280028004000
Перл ГТЛ2009170017001700
Всего млн. куб. футов/день860130027002700270027003400440060006000984013240183402000023000

Источники таблиц: QatarGas, QatarEnergy и Интернет.

Смотрите также

Примечания

  1. ^ abc IEA , World Energy Outlook 2008 - Глава 12 - Ресурсы природного газа и перспективы добычи, стр. 298
  2. ^ Haaretz; Reuters (5 июня 2017 г.). «Катарско-иранское газовое месторождение за дипломатической войной на Ближнем Востоке». Haaretz . Получено 6 июня 2017 г. {{cite news}}: |last2=имеет общее название ( помощь )
  3. ↑ Champion, Marc (6 июня 2017 г.). «Вражда Саудовской Аравии с Катаром имеет 22-летнюю историю, корни которой лежат в газе». livemint.com . Получено 6 июня 2017 г.
  4. ^ «Южный Парс привлекает 15 млрд долларов внутренних инвестиций». www.payvand.com .
  5. ↑ Роберт Ф. Кеннеди-младший, «Почему арабы не хотят, чтобы мы были в Сирии», politico.com , 22 февраля 2016 г.
  6. ^ "CEDIGAZ: Текущее состояние мировых газовых гигантов" (PDF) . Архивировано из оригинала (PDF) 2008-05-28.
  7. ^ "Южный Парс". Оффшорные технологии .
  8. ^ "Перспективные газоносные районы в районе Загрос в Иране и в водах Персидского залива в Иране". • Поиск и открытие. • (PDF)
  9. ^ ab H. Rahimpour-Bonab, B. Esrafili-Dizaji, V. Tavakoli (2010) Доломитизация и осаждение ангидрида в пермотриасовых карбонатах на газовом месторождении Южный Парс, шельф Ирана: контроль качества коллектора. http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1111/j.1747-5457.2010.00463.x/abstract
  10. ^ Таваколи, В.; Рахимпур-Бонаб, Х.; Эсрафили-Дизаджи, Б. (2011). «Диагенетически контролируемое качество коллектора газового месторождения Southnext termprevious termParsnext term, комплексный подход». Comptes Rendus Geoscience . 343 : 55–71 . doi :10.1016/j.crte.2010.10.004.
  11. ^ abcde Джафар Аалия, Джафар; Рахимпур-Бонаба, Хоссейн; Реза Камали, Мохаммад (2006-03-16). "Геохимия и происхождение крупнейшего в мире газового месторождения из Персидского залива, Иран". Журнал нефтяной науки и техники . 50 ( 3– 4): 161– 175. doi :10.1016/j.petrol.2005.12.004.
  12. ^ ab IRAN - Геология. • Обзор тенденций газового рынка APS. • 2 апреля 2007 г.
  13. ^ 1 баррель сырой нефти = 5,8 × 10 6 БТЕ
  14. ^ Обзор мировой нефти и газа Eni 2006. Архивировано 25 декабря 2008 г. на Wayback Machine . • ENI.
  15. ^ "Qatar Petroleum Annual Report 2005, Page 25" (PDF) . Архивировано из оригинала (PDF) 2007-10-31.
  16. ^ abc "Pars Oil & Gas Company". Архивировано из оригинала 2008-09-14 . Получено 2008-04-08 .
  17. ^ Qatar Petroleum, Речь министра энергетики и промышленности Катара, Доха, Катар, 5 мая 2003 г. «Qatar Petroleum — Обращение министра к Франко-Катарскому деловому клубу». Архивировано из оригинала 2008-02-04 . Получено 2008-05-27 .
  18. ^ Здесь, в Интернете и в Интернете. «Ничего и не делай». www.pogc.ir. ​Архивировано из оригинала 14 сентября 2008 г. Проверено 8 апреля 2008 г.
  19. Ссылки ​ www.khabaronline.ir (на персидском языке). 08.11.2022 . Проверено 22 сентября 2023 г.
  20. ^ ab "IHS Energy". Архивировано из оригинала 2008-05-06.
  21. ^ "Мораторий на разработку Северного месторождения" Архивировано 2007-03-03 на Wayback Machine . • Полуостров Катар . • 10 мая 2006 г.
  22. ^ Коэн, Дэйв. «Вопросы о крупнейшем в мире месторождении природного газа». The Oil Drum . 9 июня 2006 г.
  23. ^ World Gas Intelligence Vol.XIX, No.51, 17 декабря 2008 г. - Страница 4
  24. ^ "Катар снимает мораторий на разработку месторождения Северный, чтобы увеличить добычу на 10%". www.offshore-mag.com . Получено 25.04.2017 .
  25. ^ abc "Общий объем инвестиций Ирана в Южный Парс достиг $30 млрд". www.payvand.com .
  26. ^ Ежегодный бюллетень Министерства нефти Ирана, 5-е издание (доступно на персидском языке) (كتاب نفت و توسعه). «День и счастье». Архивировано из оригинала 18 марта 2009 г. Проверено 16 января 2009 г.
  27. ^ ab "Профиль рынка Ирана", Прогноз по энергетике и электроэнергии , Economist Intelligence Unit , 18 июня 2008 г.
  28. ^ ^ http://regimechangeiran.blogspot.com/2005/03/rafsanjani-statoil-bribery-covered-in.html
  29. ^ "$90 млрд будет закачано в газовое месторождение Южный Парс". shana.ir . Архивировано из оригинала 2011-04-02.
  30. ^ «Крупнейшее в мире газовое хранилище находится на переломном этапе». OilPrice.com . 19 августа 2024 г.
  31. ^ "Рухани открывает 12-ю фазу проекта Южный Парс". 18 марта 2015 г.
  32. ^ http://tehrantimes.com/economy-and-business/103845-over-400-iranian-firms-supplying-equipment-to-south-pars-projects [ мертвая ссылка ‍ ]
  33. ^ ab "Венесуэла инвестирует $780 млн в фазу 12 SP". 24 октября 2010 г.
  34. ^ «Иран устанавливает платформу 11-й фазы газового месторождения Южный Парс в Персидском заливе». Агентство новостей Исламской Республики .
  35. ^ abc Нассери, Ладан (6 июня 2010 г.). «Иран завершает переговоры с Shell и Repsol о разработке газового месторождения Южный Парс». Bloomberg .
  36. ^ "Иранский консорциум заменит Shell и Repsol на Южном Парсе". 5 июня 2010 г.
  37. ^ abcde "Архивная копия". Архивировано из оригинала 2012-02-24 . Получено 2012-02-07 .{{cite web}}: CS1 maint: архивная копия как заголовок ( ссылка )
  38. ^ «Возвышение Пасдарана: оценка внутренних ролей Корпуса стражей исламской революции Ирана» (PDF) . Получено 19 ноября 2021 г.
  39. ^ "Иран: Хатам-ол-Анбия выходит из фаз SP 15, 16". www.payvand.com .
  40. ^ "Иран: четыре фазы газового месторождения Южный Парс будут введены в эксплуатацию к марту 2012 года". www.payvand.com .
  41. ^ "Shana.ir, NIOC Official News Agency". Архивировано из оригинала 2011-07-26.
  42. ^ abcd "Oiec Group". Oiec Group . Получено 2021-11-19 .
  43. ^ ab "Shana.ir, NIOC Official News Agency". Архивировано из оригинала 2011-07-26.
  44. ^ аб [1]
  45. ^ "Агентство новостей Fars, 27 февраля 2009 г.". 2009-02-27.
  46. ^ EIA Катар (2007)
  47. ^ Катар Петролеум [www.qp.com.qa]
  48. ^ "Катар: Природный газ". Управление энергетической информации (EIA), Министерство энергетики США . Архивировано из оригинала 2008-04-03.
  49. ^ "OryxGTL.com.qa". Архивировано из оригинала 2009-01-24 . Получено 2009-01-26 .
  50. ^ "Shell.com".
  51. ^ QatarGas, RasGas, Qatar Petroleum и Интернет

Ссылки

Медиа, связанные с газовым месторождением Южный Парс на Wikimedia Commons

Взято с "https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Южный_Парс/Северный_Купол_газоконденсатное_месторождение&oldid=1241335738"