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]
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]
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
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]
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]
.jpg/1280px-South_Pars_Onshore_Facilities_(7).jpg)
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.
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]
По состоянию на 2012 год около 400 иранских компаний принимали участие в разработке газового месторождения Южный Парс, поставляя оборудование для смежных проектов. [32]
Источники таблицы: NIOC, Pars Oil & Gas Company, Shana and Media [16]
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]
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.
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:
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 .
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]
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]
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]
Источники таблиц: QatarGas, QatarEnergy и Интернет.
{{cite news}}: |last2=имеет общее название ( помощь ){{cite web}}: CS1 maint: архивная копия как заголовок ( ссылка )
Медиа, связанные с газовым месторождением Южный Парс на Wikimedia Commons