Из Википедии, свободной энциклопедии
  (Перенаправлено из Южного Парса )
Перейти к навигации Перейти к поиску
Южный Парс / Поле Северного Купола
Газоконденсатное месторождение Южный Парс / Северный Купол находится в Иране.
Газоконденсатное месторождение Южный Парс / Северный Купол
Расположение Южного Парса / Поле Северного Купола
СтранаИран
Катар
РасположениеПерсидский залив
Морские / наземныеОфшор
Координаты26 ° 37′08,85 ″ с.ш., 52 ° 04′04,67 ″ в.д. / 26.6191250 ° с.ш.52.0679639 ° в. / 26.6191250; 52.0679639 Координаты: 26 ° 37′08,85 ″ с.ш. 52 ° 04′04,67 ″ в.д.  / 26.6191250 ° с.ш.52.0679639 ° в. / 26.6191250; 52.0679639
ОператорыNIGC
Qatar Petroleum
SPGC
Total SA
История поля
Открытие1971 г.
Начало производства1989 г.
Производство
Пик добычи (газ)60 000 миллионов кубических футов в день (1700 × 10 6  м 3 / сут)^
Предполагаемый объем газа на месте1,800,000 × 10 9  куб футов (51,000 × 10 9  м 3 )^^
Извлекаемый газ1,260,000 × 10 9  куб футов (36,000 × 10 9  м 3 )^^
Добывающие формацииКанган ( триас )
Верхний Далан ( Пермь )

Месторождение Южный Парс / Северный Доум - это газоконденсатное месторождение, расположенное в Персидском заливе . Это, безусловно , крупнейшим в мире месторождения природного газа , [1] с правом собственности на местах общих между Ираном и Катаром . [2] [3] По данным Международного энергетического агентства (МЭА), поле содержит приблизительно 1800 триллионов кубических футов (51 триллионов кубических метров) на месте природного газа и около 50 млрд баррелей (7,9 млрд кубометров) природного газовые конденсаты . [4] В списке месторождений природного газаего извлекаемые запасы почти такие же, как и на всех других месторождениях вместе взятых. Он 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) находятся в Катарские территориальные воды. [6]

Полевая геология [ править ]

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

Пачки К1 и К3 в основном состоят из доломитов и ангидритов, в то время как К2 и К4, которые составляют основные газовые резервуары, включают известняк и доломит. Массивный ангидрит (пачка Нар) отделяет К4 от нижележащей толщи К5, которая имеет плохие коллекторские качества. [9] Зона валовой продуктивности на месторождении Южный Парс имеет мощность примерно 450 м и простирается с глубин примерно от 2750 до 3200 м. Пласты коллектора плавно падают на северо-восток. Средняя толщина пластовых пластов снижается от Южного Парса (около 450 метров (1480 футов)) до Северного месторождения (385 метров (1263 футов)). Как и в других структурах резервуара в соседних областях, резервуар в Катарской арке прорезан набором разломов с простиранием СЗ-ЮЮВ. [9] Диагенез имеет большое влияние на качество коллектора месторождения.[10]

Месторождение является частью структурной особенности Катарской арки северного простирания, которая ограничена складкой Загроса и поясом надвигов с севера и северо-востока. [11]

На месторождении газонакопление в основном ограничено стратиграфическими подразделениями перми-триаса. Эти образования, известные как формации Канган-Далан, представляют собой очень обширные резервуары природного газа на месторождении и в районе Персидского залива, которые сложены карбонатно-эвапоритовой серией, также известной как формация Хуфф. [11]

Пермь – ранний триас подразделяется на фараганскую (ранняя пермь), даланская (поздняя пермь) и канганская (раннетриасовая) свиты. [11]

Резервы [ править ]

Южный Парс / Поле Северного Купола

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

Геологические объемы оцениваются примерно в 1 800 триллионов кубических футов (51 триллион кубических метров) газа и около 50 миллиардов баррелей (7,9 миллиарда кубических метров) газового конденсата. [12] Имея запасы, эквивалентные 360 миллиардам баррелей (57 миллиардов кубометров) нефти [13] (310 миллиардов баррелей нефти и 50 миллиардов баррелей природного газа конденсата), это месторождение является крупнейшим в мире традиционным скоплением углеводородов.

Извлекаемые запасы газа на месторождении эквивалентны примерно 215 миллиардам баррелей (34,2 миллиарда кубометров) нефти, а также около 16 миллиардов баррелей (2,5 миллиардов кубических метров) извлекаемого конденсата, что соответствует примерно 230 миллиардам баррелей (37 миллиардов кубических метров) нефти. извлекаемые углеводороды 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 примерно 19% мировых извлекаемых запасов газа. [14]^

По оценкам, иранский участок составляет 500 триллионов кубических футов (14 × 10 12  м 3 ) природного газа и около 360 триллионов кубических футов (10 × 10 12  м 3 ) извлекаемого газа, что составляет 36% от всех доказанных запасов Ирана. запасы газа и 5,6% 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% общих доказанных запасов газа Катара и 14% доказанных мировых запасов газа. [15]^

Таблица 1 - Запасы газа Южного Парса / Северного месторождения

Местный запас газаИзвлекаемые запасы газа
куб км (км³)Триллион кубических футов (фут3)куб км (км³)Триллион кубических футов (фут3)
Южный Парс14 00050010 000360
Северный купол37 000130026 000900
Общее51 000180036 0001260

Примечание: 1 км³ = 1 000 000 000 м³ = 1 миллиард кубометров = 1 триллион литров.

Однако, поскольку месторождение является обычным месторождением, а коллектор очень однороден, конечные извлекаемые запасы каждой страны могут отличаться от этой технической оценки, которая учитывает только статические данные и не включает скорость миграции газа. Таким образом, 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 кубометров) конденсата, из которых, как полагают, извлекаемыми являются около 9 миллиардов баррелей (1,4 миллиарда кубических метров), [16] в то время как катарский разрез, как полагают, содержит около 30 миллиардов баррелей ( 4,8 × 10 9  м 3 ) конденсата и не менее 10 миллиардов баррелей (1,6 миллиарда кубометров) извлекаемого конденсата. [17]

Месторождение богато жидкостями и дает примерно 40 баррелей (6,4 м 3 ) конденсата на 1 миллион кубических футов (28 × 10 3  м 3 ) газа. Он также имеет очень высокий уровень продуктивности скважины, который в среднем составляет 100 миллионов кубических футов (2,8 × 10 6  м 3 ) в сутки на скважину. [18]^^

Неопределенность резервов [ править ]

В 2005 году Qatar Petroleum забеспокоилась, что запасы Северного купола разрабатываются слишком быстро, что может снизить пластовое давление и, возможно, нанести ущерб ее долгосрочному производственному потенциалу. В начале 2005 года правительство наложило мораторий на дополнительные проекты разработки на Северном мысе в ожидании изучения коллекторов месторождения. [19] Ожидается, что эта оценка завершится не раньше 2009 года, а это означает, что новые проекты вряд ли будут подписаны до 2010 года. Однако это не повлияло на проекты, утвержденные или находящиеся в стадии реализации до моратория. [20]

Мораторий 2005 года, введенный Катаром, и последующее его продление подняли некоторые вопросы о фактических доказанных запасах катарской части месторождения. В 2006 году появились новости о том, что ConocoPhillips пробурила неожиданно сухие скважины на Северном месторождении, и это событие стало, по крайней мере, частичным катализатором для пересмотра взглядов на структуру и потенциал Северного месторождения. [21] Дополнительные подтверждающие доказательства скептицизма по поводу реальных масштабов запасов Катара были получены в ходе разведочного раунда 2008 года в Катаре, нацеленного на разведку газа в формации до Хуффа. Даже один из блоков находится точно под полем Северного купола. [22]

29 октября 2007 года генеральный директор Qatargas Фейсал Аль Сувайди заявил, что пятилетний мораторий на новые проекты разработки месторождения Северного газа, введенный в 2005 году, может быть продлен до 2011 или 2012 года. [19] Мораторий на разведку был отменен Катаром в апреле 2017 года. с анонсом нового газового проекта в южной части месторождения. [23]

Развитие Южного Парса [ править ]

Основные статьи: Ассалуйе и прямые иностранные инвестиции в Иран
Южный Парс и иранская нефтегазовая инфраструктура
Горизонт Персидского залива в районе Южного Парса
Береговые сооружения Южного Парса возле Асалуе

Месторождение Южный Парс было открыто в 1990 году Национальной иранской нефтяной компанией (NIOC). [11] Нефтегазовая компания «Парс», [16] дочерняя компания NIOC, обладает юрисдикцией в отношении всех проектов, связанных с Южным Парсом. Разработка месторождения задерживается из-за различных проблем - технических (например, высокий уровень меркаптанов и дурно пахнущих соединений серы ), договорных вопросов и, в последнее время, политики. [ необходима цитата ]

Добыча газа началась с ввода в эксплуатацию второй фазы месторождения в декабре 2002 года для добычи 1 миллиарда кубических футов в день (28 миллионов кубических метров в день) влажного газа. Газ отправляется на берег по трубопроводу и перерабатывается в Ассалуйе .

Добыча конденсата на Южном Парсе в настоящее время составляет 200 000 баррелей в сутки (32 000 м 3 / сут), а к 2010 г. может увеличиться до более чем 500 000 баррелей в сутки (79 000 м 3 / сут). По состоянию на декабрь 2010 года производственная мощность газового месторождения Южный парс составляет 75 миллионов кубометров (2,6 миллиарда кубических футов) природного газа в сутки. [24] 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 кубометров (490 триллионов кубических футов) природного газа и 18 миллиардов баррелей (2,9 миллиарда кубических метров) природного газа. конденсаты природного газа. Добыча на газовом месторождении Южный Парс вырастет до 175 миллионов кубометров (6,2 миллиарда кубических футов) в сутки в 2012 году. [25]

NIOC планирует разрабатывать месторождение в 24–30 этапов, обеспечивая добычу от 25 миллиардов кубических футов (710 миллионов кубических метров) до 30 миллиардов кубических футов (850 миллионов кубических метров) природного газа в сутки. Каждая стандартная фаза рассчитана на ежедневную добычу 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 у этапов есть несколько разные производственные планы. [26] По оценкам, средний объем капитальных затрат на каждый из этапов составляет около 1,5 млрд долларов США, и большинство из них будет проводиться иностранными нефтяными компаниями, работающими в партнерстве с местными компаниями. [27]

Разработка этапа Южного Парса норвежской компанией Statoil стала печально известной после обширного сообщения о неправомерных действиях и взяточничестве в Horton Investments, иранскую консалтинговую фирму, принадлежащую 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 компаниям перед иностранными компаниями в энергетическом и других секторах. [27]

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

Проектное финансирование [ править ]

Смотрите также: Рынок облигаций в Иране

Ожидается, что финансирование будет поступать из различных источников, включая Министерство нефти, источники вывода средств будут поступать из различных источников, включая Министерство нефти , изъятия средств из Национального фонда развития , выпуск облигаций как внутри страны, так и за рубежом, а также из национальных банков. через энергетический фонд. [29] [30]

Министерство нефти призвало к выпуску облигаций на сумму более 12 миллиардов долларов сроком на три года. [31] Три миллиарда евро будут выделены на газовое месторождение Южный Парс, а остальные пойдут на проекты разработки нефтяных месторождений. [32] [33] По состоянию на декабрь 2010 года в план разработки газовых месторождений Южный Парс было инвестировано около 30 миллиардов долларов. [24] Предполагается , что сумма составит более $ 40 млрд к 2015 году [24] Министерство нефти Ирана сказал в пересмотренном заявлении в 2011 году , что Иран будет инвестировать около $ 90 млрд в период с 2011 по 2015 год (60 млрд будет выделено $ в восходящий сектор, а остальные в сектор нисходящего потока). [34]

После того, как восемь оставшихся фаз будут полностью завершены к 2014 году, предприятие будет производить в общей сложности 320 000 баррелей в день (51 000 м 3 / сут) конденсата природного газа и 4 миллиона тонн серы, а также 4,4 миллиона тонн серы в год. СУГ и 4 миллиона тонн этанового газа. [35] Экономические исследования показывают, что при функционировании каждой фазы Южного Парса к валовому внутреннему продукту (ВВП) страны добавляется один процент, а в фазе 12 добавляется более трех процентов ВВП. [36] К 2015 году годовой доход от месторождения вырастет до 100 миллиардов долларов, в результате чего добыча газа в Иране увеличится до 1,1 миллиарда кубометров (39 миллиардов кубических футов) в день. [37] [38]

Фазы Южного Парса [ править ]

Смотрите также: основные дочерние компании NIOC и список иранских компаний
Президент Мохаммад Хатами посещает Южное газовое месторождение 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 связанных проектов. [39]

  • Фаза 1 была разработана Petropars для производства 1 миллиарда кубических футов (28 миллионов кубических метров) в день природного газа, 40 000 баррелей в день (6400 м 3 / день) конденсата, 1500 тонн сжиженного нефтяного газа в день плюс 200 тонн серы в сутки. день.
  • Фазы 2 и 3 были разработаны консорциумом Total SA , Petronas и Газпром для добычи 2 миллиардов кубических футов (57 миллионов кубических метров) в день природного газа, 80 000 баррелей в день (13 000 м 3 / день) конденсата, 3000 тонн. СУГ в сутки плюс 400 тонн серы в сутки. Он появился в сети в марте 2003 года.
  • Фазы 4 и 5 были разработаны 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) этана в день, 80 000 баррелей в день ( 13000 м 3 / сутки конденсата, 3000 тонн СУГ в сутки плюс 400 тонн серы в сутки.
  • Фазы 6, 7 и 8 разрабатываются Petropars и Statoil для производства обедненного газа для обратной закачки в нефтяное месторождение Агаджари, а также тяжелого газа и конденсата на экспорт. Он предполагает строительство трех морских платформ в дополнение к наземным объектам. Statoil разрабатывает морские платформы, а Petropars - наземные объекты. От каждой платформы до берега будет проложена труба диаметром 31 дюйм (790 мм). Эти этапы 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 / сут) конденсата, 4500 тонн конденсата. СУГ в день плюс 600 тонн серы в день.
  • Фазы 9 и 10 разрабатывались совместным предприятием GS из Южной Кореи, Oil Industries Engineering and Construction Company ( OIEC Group ) и Иранской оффшорной инженерной и строительной компании (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 / день) конденсата, 3000 тонн. СУГ в сутки плюс 400 тонн серы в сутки. Этапы 9 и 10 были открыты президентом Ахмадинежадом в марте 2009 года. [40]
  • Фазы 11 будут производить СПГ в рамках проекта « Парс СПГ ». Проект был передан Китайской национальной нефтяной корпорации в 2010 году после того, как Иран исключил французскую Total SA из проекта. [41] Наконец, в декабре 2016 года меморандум о взаимопонимании по развитию этого этапа был присужден консорциуму Total из Франции, CNPC из Китая и Petropars из Ирана.
  • Фаза 12 начинается с того, что Petropars реализует проект СПГ. На этом этапе 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 / день) конденсата природного газа, 3000 тонн СУГ в сутки плюс 400 тонн серы в сутки. Венесуэла «s государственная нефтяная компания Petroleos де Venezuela SA (PDVSA) будет финансировать 10% проекта в $ 7,8 миллиарда долларов. Анголе «S Сонангол Группа также получила 20% акций фазы 12 проекта. [40]
  • Фазы 13 и 14 предназначены для производства персидского СПГ . Разработка была предоставлена ​​иранской компании (Хатам-ол-Осеа) за 5 миллиардов долларов. [42] Иранский консорциум Khatam-ol-Osea состоит из нескольких крупных иранских компаний, а именно из штаб-квартиры Khatam al-Anbia Construction, Oil Industries Engineering & Construction (OIEC) , SADRA , ISOICO , IDRO и NIDC . [43] Контракт на разработку фазы 13 был подписан с консорциумом, в который входят Mapna , SADRA и Петро Пидар.Иранские компании и фаза 14 с другим консорциумом, состоящим из Организации промышленного развития и ремонта (IDRO), Национальной иранской буровой компании (NIDC), Machine Sazi Arak (MSA) и Иранской оффшорной инженерной и строительной компании (IOEC). [44] Royal Dutch Shell и Repsol изначально были награждены этапами 13 и 14, но были исключены из проекта Ираном из-за их неоднократных задержек. [45]
  • Хатам аль-Анбиа была присуждена разработка Фазы 15 и 16 . [46] Эти этапы 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 / сут) природного газа. конденсат, 3000 тонн СУГ в сутки плюс 400 тонн серы в сутки. В июле 2010 года проект был передан Иранскому судостроительному комплексу и оффшорной индустрии . На тот момент проект стоимостью 2 миллиарда долларов был завершен уже на 50%. [47] Фазы 15 и 16 будут завершены к марту 2012 года. [48]
  • Разработка этапов 17 и 18 была поручена консорциуму, состоящему из инженерной и строительной компании нефтяной промышленности ( OIEC Group ), иранского морского инжиниринга и строительства (IOEC) и Организации промышленного развития и ремонта Ирана (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 / день) конденсата природного газа, 3 000 тонн. СУГ в сутки плюс 400 тонн серы в сутки. Фазы 17 и 18 были открыты президентом Хасаном Рухани в апреле 2017 года.
  • Разработка этапа 19 была присуждена компании Petropars. [44] На этих этапах будет производиться 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 / день) природного газа. конденсат, 3000 тонн СУГ в сутки плюс 400 тонн серы в сутки. Понятно, что эта фаза определяется внутри фазы 1, поэтому ее можно рассматривать как своего рода расширение для фазы 1. [49]
  • Разработка этапов 20 и 21 была присуждена Группе OIEC. [50] [51] 2 миллиарда кубических футов (57 миллионов кубических метров) природного газа в день, 75 миллионов кубических футов (2,1 миллиона кубических метров) этана, 80 000 баррелей в день (13 000 м 3 / сут) конденсата природного газа. , 3000 тонн СУГ в сутки плюс 400 тонн серы в сутки. Фазы 20 и 21 были открыты президентом Хасаном Рухани в апреле 2017 года.
  • Фазы 22, 23 и 24 были присуждены Хатам аль-Анбиа , Петро Сина Ариан и САДРА и расположены на северо-восточной границе месторождения. [44] [52] Целью этапов разработки 22, 23 и 24 является добыча 42,5 миллиона кубических метров (1,50 миллиарда кубических футов) в день природного газа, 57 000 баррелей в день (9 100 м 3 / день) конденсата природного газа. , и 300 тонн серы в сутки. Три фазы также рассчитаны на производство 800 000 тонн СПГ и 750 000 тонн этана в год. [44]
  • Фазы 25 и 26 проходят тендер.
  • Разработка этапов 27 и 28 была поручена компании Petropars по схеме EPC . [51] Эти этапы будут производить 2 миллиарда кубических футов (57 миллионов кубических метров) в день природного газа, 75 миллионов кубических футов (2,1 миллиона кубических метров) этана, 75 000 баррелей в день (11 900 м 3 / день) природного газа. конденсат, 3000 тонн СУГ в сутки плюс 400 тонн серы в сутки.

План добычи газа и конденсата Южного Парса [ править ]

ФазаГенеральный подрядчик2003 г.2004 г.2005 г.2006 г.2007 г.2008 г.2009 г.2010 г.2011 г.2012 г.20132014 г.2015 г.2016 г.
1Petropars500750750750750750750750750750750750750
2 и 3Консорциум Total , Газпрома и Петронас2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.
4 и 5Консорциум Eni , Petronas и NIOC2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.
6, 7 и 8Petropars и Statoil100025003700370037003700370037003700
9 и 10Консорциум GS Group , OIEC Group [50] и IOEC10002000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.2000 г.
11Petropars10002000 г.2000 г.
12Petropars10002000 г.3000300030003000
13Хатам-ол-Осея [42]10002000 г.2000 г.
14Хатам-ол-Осея [42]50010001000
15 и 16Хатам аль-Анбиа , замененный OSOICO в 2010 году.10002000 г.2000 г.
17 и 18Консорциум OIEC Group, [50] IDRO и IOEC10002000 г.2000 г.
19IOEC и Petropars [44]5001500
20 и 21Группа OIEC [50] [53]10002000 г.
22, 23 и 24Хатам аль-Анбиа [52]10003000
TBD10002000 г.
Petropars10002000 г.
Общая добыча газа млн куб. Футов / сутки2 0002,5004750475047509 25010 45010 45011 45012 45013 45017 95024 95029 450
Общая добыча конденсата, тыс. Баррелей в сутки801001901901903704204204605005407201,0001,200

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

Задержки в разработке и критика [ править ]

В то время как несколько этапов газового месторождения Южный Парс все еще ожидают разработки, а текущие этапы разработки сталкиваются с задержками, власти NIOC ведут переговоры по разработке других иранских морских газовых месторождений, таких как Северный Парс, Киш, Гольшан, Фирдоус и Лаван.

Многие иранские энергетические аналитики считают, что властям NIOC следует сосредоточиться на полномасштабном освоении месторождения Южный Парс до реализации любого нового проекта по разработке других неосвоенных морских газовых месторождений Ирана.

Приоритет полной разработки Южного Парса связан не только с его общим характером с Катаром, но и с огромной способностью месторождения добавить значительную добычу жидких углеводородов к экспортным возможностям Ирана.

27 февраля 2009 года один из членов иранского парламента раскритиковал отсутствие внимания к важности ускорения разработки месторождения Южный Парс и задержек с разработкой месторождения. [54]

Масштаб и влияние задержек [ править ]

К концу 2008 года совокупная добыча на месторождении в Катаре была в два раза выше, чем совокупная добыча на месторождении Ирана. 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 годы. Прогнозируется, что соотношение совокупной добычи газа Катара с месторождения к добыче газа в Иране будет сохраняться, по крайней мере, в краткосрочной перспективе: к концу 2011 года общая совокупная добыча газа Катара на месторождении достигнет 41 триллиона кубических футов (1,2 триллиона кубометров). природного газа, в то время как Иран составит 21 триллион кубических футов (590 миллиардов кубометров) природного газа в том же году. Соотношение сохраняется в основном потому, что Катар 's годовой объем производства почти вдвое превышает уровень производства в Иране.

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

Наиболее важным воздействием задержек и снижения добычи на иранской стороне будет миграция газа в катарскую часть и потерю выхода конденсата из-за снижения давления на месторождении.

Развитие Северного купола [ править ]

Северный купол, также известный как Северное месторождение , был открыт в 1971 году [11], когда была завершена скважина Shell North West Dome-1.

В связи с падением добычи нефти и попутного газа и истощением запасов месторождения Хуфф разработка Северного месторождения стала настоятельной необходимостью. В 1984 году было решено, что разработка будет происходить поэтапно. Этап 1 включал в себя установку производственных, перерабатывающих и транспортных мощностей для производства 800 миллионов кубических футов (23 миллионов кубических метров) природного газа в день для обслуживания местных коммунальных предприятий и производства 5000 тонн пропана , бутана , бензина и нафты в день.. В 1989 году были добавлены установка очистки газа от серы и установка обработки серы. Первый этап был запущен в начале 1991 года. Газ с Северного месторождения в основном использовался для удовлетворения местных потребностей и закачки в месторождение Духан. Ожидается, что второй этап будет включать продажу газа с Северного месторождения соседним странам, возможно, через газовую сеть Совета сотрудничества стран Залива (ССЗ). Третий этап предусматривал экспорт в Европу и Азию. Еще до войны в Персидском заливе на этом этапе возникли проблемы. Чтобы оправдать инвестиции, Qatar Petroleum(QP) потребовалось два крупных долгосрочных контракта на поставку. Несмотря на усилия управляющего директора QP Джабера аль-Марри, контрактов не последовало. Это переключило акцент на домашние магазины. В 1988 г. фирма международных консультантов представила QP план развития внутренних проектов по использованию катарского газа. Предложения включали алюминиевый завод, завод по производству ферросплавов, производство метанола , а также расширение нефтехимического производства и производства удобрений.

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

  • 1989: Катар начинает добычу на первой фазе Северного месторождения (Альфа) со скоростью 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 футов). миллиардов кубических метров) в Испанию и 3 миллиарда кубических футов (85 миллионов кубических метров) в США .
  • 2006: Катар превосходит Индонезию как крупнейший в мире экспортер СПГ.
  • 2007: В марте QP укрепляет свою лидирующую роль, когда RasGas завершает свою пятую технологическую линию по производству СПГ, давая стране 1,5 триллиона кубических футов (42 миллиарда кубометров) годовой мощности по сжижению газа, что является самым высоким показателем в мире. [55]

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

В соответствии с текущими запланированными проектами Катара, добыча СПГ на месторождении Норт-Доум может достигнуть к 2012 году от 23 миллиардов кубических футов (650 миллионов кубических метров) до 27 миллиардов кубических футов (760 миллионов кубических метров) в сутки, при любом дальнейшем увеличении добычи. Уровень катарской части месторождения зависит от результатов текущего исследования, проводимого Qatar Petroleum, результаты которого предполагается выпустить в 2012 году.

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

Для того , чтобы превратить в деньги огромные ресурсы Северного купола газа и жидкостей, Катар обязалось амбициозные планы по созданию крупнейшего в мире СПГ и GTL промышленности.

Катарская промышленность СПГ [ править ]

В Катаре есть две компании по производству СПГ, которые называются Qatargas и RasGas, и обе расположены в промышленном порту Рас-Лаффан на побережье Персидского залива. [56]

С 1997 года Катар экспортирует СПГ с Северного месторождения. В 2006 году Катар обогнал Индонезию как крупнейший в мире экспортер СПГ. Основываясь на огромных газовых ресурсах месторождения, Катар разрабатывает крупнейшие в мире предприятия по экспорту СПГ, чтобы к 2012 году выйти на мощность 77  миллионов метрических тонн в год (см. Таблицу ниже). [57]

Qatargas и RasGas - две основные компании, ответственные за проекты СПГ в Катаре.

Индустрия GTL Катара [ править ]

Oryx GTL (Sasol) [ править ]

Основная статья: Oryx GTL

Завод ORYX GTL был введен в эксплуатацию в начале 2007 года как первый действующий завод GTL в Катаре. Паспортная мощность завода составляет 34 000 баррелей в сутки (5 400 м 3 / сут), однако завод столкнулся с техническими проблемами и не вышел на полную мощность в течение первого года работы. Модификации, рекомендованные Sasol, помогают преодолеть этот недостаток, и производственная мощность будет достигнута / поддержана с 2009 года. Завод использует 330 миллионов кубических футов в день (9,3 × 10 6  м 3 / сут) природного газа из проекта Al Khaleej Gas. В проекте ORYX GTL используется процесс Sasol Slurry Phase Distillate (SPD). [58]^

Pearl GTL (Shell) [ править ]

Основная статья: Pearl GTL

Проект находится в стадии строительства и будет крупнейшим в мире GTL завод , который будет иметь мощность 140000 баррелей в день (22 000 м 3 / сут) средних дистиллятов и значительных количеств сжиженного нефтяного газа и конденсата. Планируется, что первая из двух линий GTL мощностью 70 000 баррелей в сутки (11 000 м 3 / сут) начнет добычу в 2011 г. Около 1,6 млрд куб. Футов в сутки (45 × 10 6  м 3 / сут) природного газа будет поставляться с месторождения. Северное месторождение к проекту. Shell владеет 100% долей в интегрированном проекте по добыче и переработке нефти и газа. [59]^

Таблица 3. План добычи на Северном месторождении (млн кубических футов в сутки). [60]

ПроектЗапускать1997 г.1998 г.1999 г.2000 г.2001 г.2002 г.2003 г.2004 г.2005 г.2006 г.2007 г.2008 г.2009 г.2010 г.2011 г.
КатарГаз1997 г.860860860860860860860860860860860860860860860
КатарГаз1998 г.430430430430430430430430430430430430430430
КатарГаз2003 г.700700700700700700700700700
КатарГазII2008 г.1700170017001700
КатарГазII2009 г.170017001700
КатарГазIII2009 г.17001700
КатарГазIV2009 г.1700
РасГаз1999 г.1400140014001400140014001400140014001400140014001400
РасГаз2004 г.10001000100010001000100010001000
РасГаз2005 г.1000100010001000100010001000
РасГаз2007 г.10001000100010001000
РасГаз2008 г.1700170017001700
РасГаз2010 г.170017001700
Аль-Халидж2005 г.650650650650650650650
Дельфин2007 г.28002800280028004000
Жемчуг GTL2009 г.170017001700
Всего млн куб футов / сутки860130027002700270027003400440060006000984013240183402000023000

Источники таблицы: QatarGas, RasGas, Qatar Petroleum и Интернет.

См. Также [ править ]

  • Проект закачки газа в Агаджари
  • Газовый проект "Дельфин"
  • Фирдовское газовое месторождение
  • Гольшанское газовое месторождение
  • Кишское газовое месторождение
  • Недавние открытия NIOC
  • Жемчуг GTL
  • Крупнейшие месторождения газа в мире
  • Трубопровод Иран-Ирак-Сирия
  • Трубопровод Катар-Турция
  • Гелий (четверть запасов гелия на Земле, по оценкам, находится в Южном Парсе)

Заметки [ править ]

  1. ^ a b c МЭА , World Energy Outlook 2008 - Глава 12 - Ресурсы и перспективы добычи природного газа, стр.298
  2. ^ Гаарец; Reuters (5 июня 2017 г.). «Газовое поле Катара и Ирана за дипломатической войной на Ближнем Востоке» . Проверено 6 июня 2017 г. - через Haaretz.
  3. ↑ Чемпион, Марк (6 июня 2017 г.). «Вражда Саудовской Аравии с Катаром имеет 22-летнюю историю, основанную на газе» . livemint.com . Проверено 6 июня +2017 .
  4. ^ «Южный Парс привлекает 15 миллиардов долларов внутренних инвестиций» . www.payvand.com .
  5. ↑ Роберт Ф. Кеннеди-младший, «Почему арабы не хотят нас в Сирии» , politico.com , 22 февраля 2016 г.
  6. ^ «CEDIGAZ: Текущее состояние мировых газовых гигантов» (PDF) . Архивировано из оригинального (PDF) 28 мая 2008 года.
  7. ^ "Южный Парс" . Оффшорные технологии .
  8. ^ "Газовые перспективные области в области Загрос Ирана и в Персидском заливе иранских водах" . • Поиск и открытие. • (PDF)
  9. ^ a b Х. Рахимпур-Бонаб, Б. Эсрафили-Дизаджи, В. Таваколи (2010) Доломитизация и осаждение ангидрита в пермо-триасовых 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 .; Rahimpour-Bonab, H .; Эсрафили-Дизаджи, Б. (2011). «Диагенетическое контролируемое качество коллектора Южногоследующий терминПредыдущий терминПарследующий термин газовое месторождение, комплексный подход». Comptes Rendus Geoscience . 343 : 55–71. DOI : 10.1016 / j.crte.2010.10.004 .
  11. ^ a b c d e Джафар Аалия, Джафар; Рахимпур-Бонаба, Хоссейн; Реза Камали, Мохаммад (16 марта 2006 г.). «Геохимия и происхождение крупнейшего в мире газового месторождения Персидского залива, Иран». Журнал нефтегазовой науки и техники . 50 (3–4): 161–175. DOI : 10.1016 / j.petrol.2005.12.004 .
  12. ^ a b ИРАН - Геология . • APS рассматривает тенденции рынка газа. • 2 апреля 2007 г.
  13. ^ 1 баррель сырой нефти = 5,8 × 10 6 БТЕ
  14. Перейти ↑ Eni World Oil and Gas Review 2006 . • ENI.
  15. ^ "Qatar Petroleum Annual Report 2005, page 25" (PDF) . Архивировано из оригинального (PDF) 31 октября 2007 года.
  16. ^ a b c Нефтегазовая компания Pars
  17. ↑ Qatar Petroleum, Речь министра энергетики и промышленности Катара, Доха, Катар, 5 мая 2003 г. «Архивная копия» . Архивировано из оригинала на 2008-02-04 . Проверено 27 мая 2008 .CS1 maint: archived copy as title (link)
  18. ^ پارس, شرکت نفت و از. "نفت و گاز پارس" . www.pogc.ir .
  19. ^ a b «IHS Energy» . Архивировано из оригинала на 2008-05-06.
  20. ^ «Мораторий на разработку Северного месторождения». Архивировано 3 марта 2007 г. в Wayback Machine . • Полуостров Катар . • 10 мая 2006 г.
  21. ^ Коэн, Дэйв. «Вопросы о крупнейшем в мире месторождении природного газа» . Масляный барабан . 9 июня 2006 г.
  22. ^ World Gas Intelligence Vol.XIX, No.51, 17 декабря 2008 - Страница 4
  23. ^ «Катар отменяет мораторий на Северное месторождение, чтобы увеличить добычу на 10%» . www.offshore-mag.com . Проверено 25 апреля 2017 .
  24. ^ a b c «Общий объем инвестиций Ирана в Южный Парс составляет 30 миллиардов долларов» . www.payvand.com .
  25. ^ "PressTV" . www.presstv.com .
  26. ^ Iran Oil Министерство Ежегодный бюллетень, 5е издание, (доступно в Персидский) (كتاب نفت و توسعه). «Архивная копия» . Архивировано из оригинала на 2009-03-18 . Проверено 16 января 2009 .CS1 maint: archived copy as title (link)
  27. ^ a b «Профиль рынка Ирана», Прогноз энергетики и электроэнергии , Economist Intelligence Unit , 18 июня 2008 г.
  28. ^ ^ http://regimechangeiran.blogspot.com/2005/03/rafsanjani-statoil-bribery-covered-in.html
  29. ^ http://www.turquoisepartners.com/iraninvestment/IIM-Jul10.pdf
  30. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=137837§ionid=351020103
  31. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=96060§ionid=351020103
  32. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=124545§ionid=351020103
  33. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=136283§ionid=351020103
  34. ^ http://shana.ir/167834-en.html
  35. ^ "PressTV" . www.presstv.com .
  36. ^ "Рухани открывает Южную фазу Парса 12" . 18 марта 2015.
  37. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=138732§ionid=351020103
  38. ^ "PressTV" . www.presstv.com . Архивировано из оригинала на 2015-06-11.
  39. ^ http://tehrantimes.com/economy-and-business/103845-over-400-iranian-firms-supplying-equipment-to-south-pars-projects
  40. ^ a b «Венесуэла вложит 780 млн долларов в этап 12 СП» . 24 октября 2010 г.
  41. ^ "Архивная копия" . Архивировано из оригинала на 2012-05-31 . Проверено 10 февраля 2010 .CS1 maint: archived copy as title (link)
  42. ^ a b c Nasseri, Ladane (6 июня 2010 г.). «Иран завершил переговоры с Shell и Repsol о разработке газового месторождения Южный Парс» . Блумберг .
  43. ^ «Иранский консорциум заменит Shell, Repsol в Южном Парсе» . 5 июня 2010 г.
  44. ^ a b c d e "Архивная копия" . Архивировано из оригинала на 2012-02-24 . Проверено 7 февраля 2012 .CS1 maint: archived copy as title (link)
  45. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=130529§ionid=351020103
  46. ^ http://rand.org/pubs/monographs/2008/RAND_MG821.pdf
  47. ^ "Иран: Хатам-ол-Анбия уходит из SP фаз 15, 16" . www.payvand.com .
  48. ^ «Иран: четыре фазы газового месторождения Южный Парс должны быть введены в эксплуатацию к марту 2012 года» . www.payvand.com .
  49. ^ "Shana.ir, Официальное информационное агентство NIOC" . Архивировано из оригинала на 2011-07-26.
  50. ^ а б в г http://www.oiecgroup.com
  51. ^ a b "Shana.ir, Официальное информационное агентство NIOC" . Архивировано из оригинала на 2011-07-26.
  52. ^ а б https://www.google.com/hostednews/afp/article/ALeqM5hO8-2zc6BnKaP-2LaqMckSMDa1dg
  53. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=96548§ionid=351020103
  54. ^ "Агентство новостей Фарс, 27 февраля 2009 г." . 2009-02-27.
  55. ^ EIA Катар (2007)
  56. ^ Катар Петролеум [www.qp.com.qa]
  57. ^ «Катар: природный газ» . Управление энергетической информации (EIA), Министерство энергетики США . Архивировано из оригинала на 2008-04-03.
  58. ^ "OryxGTL.com.qa" .
  59. ^ "Shell.com" .
  60. ^ QatarGas, RasGas, Qatar Petroleum и Интернет

Ссылки [ править ]

  • Катар: Анализ страны 2007 - Управление энергетической информации - (документ Adobe Acrobat * .PDF)
  • Иран: Анализ страны, 2006 г. - Управление энергетической информации - (документ Adobe Acrobat * .PDF)
  • Расширение арки Северного Катара - Провинция складчатого пояса Загрос - Геологическая служба США - (документ Adobe Acrobat * .PDF)
  • World Energy Outlook 2005 - Международное энергетическое агентство - (документ Adobe Acrobat * .PDF)
  • Годовой отчет 2005 - Qatar Petroleum - (документ Adobe Acrobat * .PDF)

Внешние ссылки [ править ]

СМИ, связанные с газовым месторождением Южный Парс, на Викискладе?