El campo South Pars/North Dome es un campo de condensado de gas natural ubicado en el Golfo Pérsico . Es, con diferencia, el campo de gas natural más grande del mundo , [1] y la propiedad del campo es compartida entre Irán y Qatar . [2] [3] Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), el campo contiene aproximadamente 1.800 billones de pies cúbicos (51 billones de metros cúbicos) de gas natural in situ y unos 50 mil millones de barriles (7,9 mil millones de metros cúbicos) de gas natural. condensados de gas . [4] En la lista de campos de gas natural tiene casi tantas reservas recuperables como todos los demás campos juntos. Tiene una importante influencia geoestratégica . [5]
Este campo de gas cubre un área de 9.700 kilómetros cuadrados (3.700 millas cuadradas), de los cuales 3.700 kilómetros cuadrados (1.400 millas cuadradas) (South Pars) se encuentran en aguas territoriales iraníes y 6.000 kilómetros cuadrados (2.300 millas cuadradas) (North Dome) están en Aguas territoriales de Qatar. [6]
El campo está a 3.000 metros (9.800 pies) debajo del lecho marino a una profundidad de agua de 65 metros (213 pies), [7] y consta de dos formaciones independientes que contienen gas: Kangan ( Triásico ) y Upper Dalan ( Pérmico ). Cada formación está dividida en dos capas de yacimiento diferentes, separadas por barreras impermeables. El campo consta de cuatro capas de yacimientos independientes K1, K2, K3 y K4. [8]
Las unidades K1 y K3 están compuestas principalmente de dolomitas y anhidritas, mientras que K2 y K4, que constituyen importantes yacimientos de gas, comprenden piedra caliza y dolomita. Una anhidrita masiva (el miembro Nar) separa el K4 de la unidad K5 subyacente, que tiene malas cualidades de reservorio. [9] La zona productiva bruta en el campo South Pars tiene aproximadamente 450 m de espesor y se extiende desde profundidades de aproximadamente 2750 a 3200 m. Los estratos del yacimiento se inclinan suavemente hacia el NE. El espesor promedio de las unidades del yacimiento disminuye desde South Pars (unos 450 metros (1480 pies)) hasta el campo Norte (385 metros (1263 pies)). Al igual que en otras estructuras de embalses en áreas vecinas, el embalse en el Arco de Qatar está cortado por un conjunto de fallas con tendencia NNW-SSE. [9] La diagénesis tiene un efecto importante en la calidad del yacimiento del campo. [10]
El campo es parte de la característica estructural Arco de Qatar con tendencia N que está delimitada por el cinturón plegado y empujado de Zagros al norte y noreste. [11]
En el campo, la acumulación de gas se limita principalmente a las unidades estratigráficas del Pérmico-Triásico. Estas unidades conocidas como Formaciones Kangan-Dalan constituyen reservorios de gas natural muy extensos en el campo y el área del Golfo Pérsico, que se componen de series de carbonato-evaporitas también conocidas como Formación Khuff. [11]
El Pérmico-Triásico Temprano se ha dividido en formaciones Faraghan (Pérmico Temprano), Dalan (Pérmico Tardío) y Kangan (Triásico Temprano). [11]
Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), la estructura combinada es el yacimiento de gas más grande del mundo. [1]
Se estima que los volúmenes in situ son de alrededor de 1.800 billones de pies cúbicos (51 billones de metros cúbicos) de gas in situ y unos 50.000 millones de barriles (7.900 millones de metros cúbicos) de condensado de gas natural in situ. [12] Con volúmenes equivalentes a 360 mil millones de barriles (57 mil millones de metros cúbicos) de petróleo [13] (310 mil millones de boe de gas y 50 mil millones de boe de condensado de gas natural), el campo es la mayor acumulación de hidrocarburos convencionales del mundo.
La reserva de gas recuperable del campo equivale a unos 215 mil millones de barriles (34,2 mil millones de metros cúbicos) de petróleo y también contiene alrededor de 16 mil millones de barriles (2,5 mil millones de metros cúbicos) de condensado recuperable, correspondientes a unos 230 mil millones de barriles (37 mil millones de metros cúbicos) de Hidrocarburos recuperables equivalentes en petróleo.
El factor de recuperación de gas del campo es de aproximadamente el 70 %, lo que corresponde a aproximadamente 1260 billones de pies cúbicos (36 × 10 12 m 3 ) de reservas totales de gas recuperable, lo que representa aproximadamente el 19 % de las reservas mundiales de gas recuperable. [14]
Las estimaciones para la sección iraní son 500 billones de pies cúbicos (14 × 10 12 m 3 ) de gas natural instalado y alrededor de 360 billones de pies cúbicos (10 × 10 12 m 3 ) de gas recuperable, lo que representa el 36% del total probado de Irán. reservas de gas y el 5,6% de las reservas probadas de gas del mundo. [12]
Las estimaciones para la sección qatarí son 900 billones de pies cúbicos (25 × 10 12 m 3 ) de gas recuperable, lo que representa casi el 99% del total de reservas probadas de gas de Qatar y el 14% de las reservas probadas de gas del mundo. [15]
Tabla 1 - Reservas de gas de South Pars/North Field
Nota: 1 km³ = 1.000.000.000 m³ = 1 billón de m³ = 1 billón de litros
Sin embargo, dado que el campo es común y el yacimiento es altamente homogéneo, las reservas recuperables finales de cada país pueden variar de esta evaluación técnica que solo considera los datos estáticos y no incluye la tasa de migración del gas. Por lo tanto, es mejor decir que las reservas recuperables finales de cada país serían un factor de la producción acumulada de gas de cada uno de ellos. [ cita necesaria ]
La sección iraní también contiene 18 mil millones de barriles (2,9 mil millones de metros cúbicos) de condensado, de los cuales se cree que son recuperables unos 9 mil millones de barriles (1,4 mil millones de metros cúbicos), [16] mientras que se cree que la sección qatarí contiene unos 30 mil millones de barriles ( 4,8 × 10 9 m 3 ) de condensado in situ y al menos unos 10 mil millones de barriles (1,6 mil millones de metros cúbicos) de condensado recuperable. [17]
El campo es rico en líquidos y produce aproximadamente 40 barriles (6,4 m 3 ) de condensado por 1 millón de pies cúbicos (28 × 10 3 m 3 ) de gas. También tiene un nivel muy alto de productividad de los pozos, que en promedio representa 100 millones de pies cúbicos (2,8 × 10 6 m 3 ) por día por pozo, [18] mientras que la productividad promedio de los pozos de gas natural en Irán es de 1,5 millones de metros cúbicos por día. por pozo. [19]
En 2005, QatarEnergy empezó a preocuparse de que las reservas del Domo Norte se estuvieran desarrollando demasiado rápido, lo que podría reducir la presión del yacimiento y posiblemente dañar su potencial de producción a largo plazo. A principios de 2005, el gobierno impuso una moratoria sobre proyectos de desarrollo adicionales en el Domo Norte en espera de un estudio de los embalses del campo. [20] No se espera que esta evaluación finalice hasta después de 2009, lo que significa que es poco probable que se firmen nuevos proyectos antes de 2010. Sin embargo, esto no afectó a los proyectos aprobados o en curso antes de la moratoria. [21]
La moratoria de 2005 por parte de Qatar y su posterior extensión plantearon algunas preguntas sobre las reservas probadas reales en el lado qatarí del campo. En 2006 hubo noticias de que ConocoPhillips perforó pozos inesperadamente secos en el Campo Norte y este evento fue al menos un catalizador parcial para una perspectiva renovada sobre la estructura y el potencial del campo Norte. [22] Otra evidencia que respalda el escepticismo sobre la escala real de las reservas de Qatar provino de la ronda de exploración de 2008 en Qatar para apuntar a la exploración de gas en la formación anterior a Khuff. Incluso uno de los bloques está ubicado exactamente debajo del North Dome Field. [23]
El 29 de octubre de 2007, el director ejecutivo de Qatargas, Faisal Al Suwaidi, declaró que la moratoria de cinco años sobre los nuevos proyectos de desarrollo de gas del Campo Norte, impuesta en 2005, podría ampliarse hasta 2011 o 2012. [20] Qatar levantó la moratoria de exploración en abril de 2017 con el anuncio de un nuevo proyecto de gas en la parte sur del campo. [24]
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El campo South Pars fue descubierto en 1990 por la Compañía Nacional de Petróleo de Irán (NIOC). [11] Pars Oil and Gas Company, [16] una subsidiaria de NIOC, tiene jurisdicción sobre todos los proyectos relacionados con South Pars. El desarrollo del campo se ha visto retrasado por varios problemas: técnicos (es decir, altos niveles de mercaptanos y compuestos de azufre malolientes ), cuestiones contractuales y, recientemente, políticas. [ cita necesaria ]
La producción de gas comenzó en el campo con la puesta en marcha de la fase 2 en diciembre de 2002 para producir mil millones de pies cúbicos por día (28 millones de metros cúbicos por día) de gas húmedo. El gas se envía a la costa a través de un gasoducto y se procesa en Assaluyeh .
La producción de condensado de South Pars es actualmente de 200.000 barriles por día (32.000 m 3 /d) y, para 2010, podría aumentar a más de 500.000 barriles por día (79.000 m 3 /d). En diciembre de 2010, la capacidad de producción del campo de gas de South Pars era de 75 millones de metros cúbicos (2,6 mil millones de pies cúbicos) de gas natural por día. [25] La producción de gas en South Pars aumentó casi un 30% entre marzo de 2009 y marzo de 2010. Las reservas del campo se estiman en 14 billones de metros cúbicos (490 billones de pies cúbicos) de gas natural y 18 mil millones de barriles (2,9 mil millones de metros cúbicos) de Condensados de gas natural. La producción en el campo de gas de South Pars aumentará a 175 millones de metros cúbicos (6,2 mil millones de pies cúbicos) por día en 2012. [ cita necesaria ]
NIOC planea desarrollar el campo en 24 a 30 fases, capaz de producir alrededor de 25 mil millones de pies cúbicos (710 millones de metros cúbicos) a 30 mil millones de pies cúbicos (850 millones de metros cúbicos) de gas natural por día. Cada fase estándar está definida para una producción diaria de 1.000 millones de pies cúbicos (28 millones de metros cúbicos) de gas natural, 40.000 barriles (6.400 m 3 ) de condensado, 1.500 toneladas de gas licuado de petróleo (GLP) y 200 toneladas de azufre . Las fases tienen algunos planes de producción diferentes. [26] Se estima que cada una de las fases tendrá un gasto de capital promedio de alrededor de 1.500 millones de dólares estadounidenses, y la mayoría estará dirigida por empresas petroleras extranjeras que trabajarán en asociación con empresas locales. [27]
El desarrollo de una fase South Pars por parte de la compañía noruega Statoil se ha vuelto tristemente célebre después de un extenso informe de mala conducta y soborno a Horton Investments, una firma consultora iraní propiedad de Mehdi Hashemi Rafsanjani, hijo del ex presidente iraní Hashemi Rafsanjani. Statoil se comprometió a gastar 300 millones de dólares para construir tres plataformas de producción y un oleoducto. [28] El gobierno de Ahmadinejad, que llegó al poder en 2005, ha favorecido a las empresas locales sobre las extranjeras en el sector energético y otros sectores. [27]
A principios de 2008, las fases 1, 2, 3, 4 y 5 se han puesto en producción y a finales de 2008, las fases 6, 7, 8, 9 y 10 estarán en funcionamiento. Las fases 12, 15, 16, 17, 18, 19, 27 y 28 se encuentran en diferentes etapas de desarrollo.
Hasta diciembre de 2010, se habían invertido alrededor de 30 mil millones de dólares en el plan de desarrollo de los campos de gas de South Pars. [25] Se estima que la cantidad alcanzará más de 40 mil millones de dólares en 2015. [25] El Ministerio de Petróleo de Irán dijo en una declaración revisada en 2011 que Irán invertirá unos 90 mil millones de dólares entre 2011 y 2015 (se asignarán 60 mil millones de dólares). al sector upstream y el resto al sector downstream). [29]
Los estudios económicos muestran que con la operación de cada fase de South Pars, se agrega uno por ciento al producto interno bruto (PIB) del país, mientras que la fase 12 agregará más del tres por ciento del PIB. [30]
En 2012, unas 400 empresas iraníes participaban en el desarrollo del yacimiento de gas de South Pars mediante el suministro de equipos para proyectos relacionados. [31]
Fuentes de la tabla: NIOC, Pars Oil & Gas Company, Shana y Media [16]
Si bien varias fases del campo de gas de South Pars todavía están esperando su desarrollo y las fases de desarrollo en curso enfrentan retrasos, las autoridades de NIOC están llevando a cabo negociaciones para el desarrollo de otros campos de gas costa afuera iraníes como North Pars, Kish, Golshan, Ferdows y Lavan.
Muchos analistas energéticos iraníes creen que las autoridades del NIOC deberían centrarse en el pleno desarrollo del campo South Pars antes de llevar a cabo cualquier nuevo proyecto para el desarrollo de otros campos de gas marinos iraníes no desarrollados.
La prioridad del pleno desarrollo de South Pars no se debe sólo a su naturaleza compartida con Qatar, sino también a la enorme capacidad del campo para agregar una producción de líquido significativa a la capacidad de exportación de líquidos iraní.
El 27 de febrero de 2009, uno de los miembros del parlamento iraní criticó la falta de atención a la importancia de acelerar el desarrollo del campo South Pars y los retrasos en el desarrollo del campo. [44]
A finales de 2008, la producción acumulada del campo en Qatar era dos veces mayor que la producción acumulada del campo en Irán. Qatar produjo alrededor de 20 billones de pies cúbicos (570 mil millones de metros cúbicos) de gas natural en el período de 1997 a 2008, mientras que Irán produjo alrededor de 10 billones de pies cúbicos (280 mil millones de metros cúbicos) de gas natural en el período de 2003 a 2008. Se prevé que la proporción de 2:1 entre la producción acumulada de gas de Qatar procedente del campo y la de Irán continúe al menos a corto plazo: a finales de 2011, la producción acumulada total de Qatar procedente del campo alcanzará los 41 billones de pies cúbicos (1,2 billones de metros cúbicos). de gas natural, mientras que la de Irán se situará en 21 billones de pies cúbicos (590 mil millones de metros cúbicos) de gas natural en el mismo año. La proporción se mantiene principalmente porque la producción anual de Qatar es casi el doble del nivel de producción iraní.
En 2011, Qatar alcanzará una capacidad de producción anual de 8 billones de pies cúbicos (230 mil millones de metros cúbicos) por año, mientras que en ese año la capacidad de producción de Irán alcanzará 4 billones de pies cúbicos (110 mil millones de metros cúbicos) por año. Si Irán pudiera implementar a tiempo todos sus proyectos de desarrollo planeados en South Pars, entonces alcanzaría la capacidad de producción de 8 billones de pies cúbicos (230 mil millones de metros cúbicos) de gas natural por año, no antes de 2015.
El impacto más importante de los retrasos y la menor producción en el lado iraní sería la migración de gas a la parte qatarí y una pérdida de rendimiento del condensado debido a la disminución de la presión del campo.
El North Dome, también conocido como North Field , fue descubierto en 1971, [11] con la finalización del pozo North West Dome-1 de Shell.
Con la caída de la producción de petróleo y gas asociado y el agotamiento de las reservas de Khuff, el desarrollo del campo Norte se volvió imperativo. En 1984 se decidió que el desarrollo se realizaría en fases. La fase 1 implicó la instalación de instalaciones de producción, procesamiento y transporte de 800 millones de pies cúbicos (23 millones de metros cúbicos) por día para dar servicio a los servicios públicos locales y producir 5.000 toneladas por día de propano , butano , gasolina y nafta . En 1989 se añadió una planta de endulzamiento de gases y una unidad de procesamiento de azufre. La fase uno estaba en línea a principios de 1991. El gas de la fase uno del Campo Norte se ha utilizado principalmente para la demanda local y para inyección en el campo Dukhan. Se esperaba que la segunda fase implicara la venta de gas de North Field a sus vecinos, posiblemente a través de una red de gas del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG). La tercera fase implicó exportar a Europa y Asia. Incluso antes de la Guerra del Golfo Pérsico , esta fase tuvo problemas. Para justificar la inversión, QatarEnergy necesitaba dos contratos de suministro a gran escala y a largo plazo. A pesar de los esfuerzos del director general de QP, Jaber al-Marri, los contratos no llegaron. Esto cambió el énfasis hacia los puntos de venta nacionales. En 1988, una firma de consultores internacionales presentó a QP un plan para desarrollar proyectos nacionales para utilizar gas qatarí. Las sugerencias incluyeron una fundición de aluminio, una planta de producción de ferroaleaciones, instalaciones de producción de metanol y la expansión de las operaciones petroquímicas y de fertilizantes.
Qatar amplió rápidamente su producción y exportaciones desde North Dome Field. Aquí hay una serie de hitos:
Las fases posteriores del desarrollo del campo Norte proporcionaron materia prima para las plantas de GNL en la ciudad industrial de Ras Laffan .
Según los proyectos actuales planificados por Qatar, la producción de GNL del campo North Dome puede alcanzar entre 23 mil millones de pies cúbicos (650 millones de metros cúbicos) y 27 mil millones de pies cúbicos (760 millones de metros cúbicos) por día para 2012, cualquier aumento adicional en la producción El nivel del lado qatarí del campo está sujeto al resultado del estudio en curso de QatarEnergy que se supone que se publicará en 2012.
Las perspectivas de un mayor crecimiento de la producción de gas de Qatar más allá de 2012 se ven empañadas por la incertidumbre creada por una moratoria sobre nuevos proyectos de exportación, que se impuso en 2005 mientras se estudiaba el efecto de los proyectos existentes en los yacimientos de North Field. [1]
Para monetizar los vastos recursos de gas y líquidos de North Dome, Qatar ha emprendido planes ambiciosos para el establecimiento de la industria de GNL y GTL más grande del mundo .
La empresa de GNL de Qatar llamada QatarEnergy LNG está ubicada en el puerto industrial de Ras Laffan en la costa del Golfo Pérsico. [46]
Desde 1997, Qatar exporta GNL desde el Campo Norte. En 2006, Qatar superó a Indonesia como el mayor exportador de GNL del mundo. Basándose en los enormes recursos de gas del campo, Qatar está desarrollando las instalaciones de exportación de GNL más grandes del mundo para alcanzar la capacidad de 77 millones de toneladas métricas por año en 2012 (ver tabla a continuación). [47]
QatarEnergy LNG es la principal empresa responsable de los proyectos de GNL de Qatar.
La planta ORYX GTL se puso en marcha a principios de 2007, siendo la primera planta GTL operativa en Qatar. La capacidad nominal de la planta es de 34.000 barriles por día (5.400 m 3 /d); sin embargo, la planta ha enfrentado desafíos técnicos y no alcanzó su capacidad total durante el primer año de operación. Las modificaciones recomendadas por Sasol ayudaron a superar este déficit y la capacidad de producción se alcanzó o mantuvo a partir de 2009. La planta utiliza 330 millones de pies cúbicos por día (9,3 × 10 6 m 3 /d) de gas natural del proyecto Al Khaleej Gas. El proyecto ORYX GTL utiliza el proceso de destilado en fase suspensión (SPD) de Sasol. [48]
El proyecto está en construcción y será la planta GTL más grande del mundo , que tendrá una capacidad de 140.000 barriles por día (22.000 m 3 /d) de destilados medios y cantidades significativas de GLP y condensado. Está previsto que el primero de los dos trenes GTL de 70.000 barriles por día (11.000 m 3 /d) comience a producir en 2011. Alrededor de 1.600 millones de pies cúbicos por día (45 × 10 6 m 3 /d) de gas natural se suministrarán desde el Campo norte al proyecto. Shell tiene el 100% del capital social del proyecto integrado de upstream y planta. [49]
Tabla 3. Plan de producción del Campo Norte (millones de pies cúbicos por día). [50]
Fuentes de la tabla: QatarGas, QatarEnergy e Internet
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Medios relacionados con el campo de gas de South Pars en Wikimedia Commons