El yacimiento South Pars/North Dome es un yacimiento de condensado de gas natural ubicado en el Golfo Pérsico . Es, con diferencia, el mayor yacimiento de gas natural del mundo , [1] cuya propiedad es compartida entre Irán y Qatar . [2] [3] Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), el yacimiento contiene unos 1.800 billones de pies cúbicos (51 billones de metros cúbicos) de gas natural in situ y unos 50.000 millones de barriles (7.900 millones de metros cúbicos) de condensados de gas natural . [4] En la lista de yacimientos de gas natural, tiene casi tantas reservas recuperables como todos los demás yacimientos combinados. Tiene una influencia geoestratégica significativa . [5]
Este yacimiento 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) están en aguas territoriales iraníes y 6.000 kilómetros cuadrados (2.300 millas cuadradas) (North Dome) están en aguas territoriales qataríes. [6]
El campo se encuentra a 3.000 metros (9.800 pies) por 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 Dalan Superior ( Pérmico ). Cada formación está dividida en dos capas de depósito diferentes, separadas por barreras impermeables. El campo consta de cuatro capas de depósito 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 depósitos de gas, comprenden caliza y dolomita. Una anhidrita masiva (el miembro Nar) separa el K4 de la unidad K5 subyacente que tiene malas cualidades de depósito. [9] La zona de producción 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 depósito se inclinan suavemente hacia el NE. El espesor promedio de las unidades del depósito disminuye desde South Pars (unos 450 metros (1480 pies)) hasta el campo North (385 metros (1263 pies)). Al igual que en otras estructuras de depósito en áreas vecinas, el depósito en el Arco de Qatar está cortado por un conjunto de fallas de tendencia NNO-SSE. [9] La diagénesis tiene un efecto importante en la calidad del depósito del campo. [10]
El campo es parte de la característica estructural del Arco de Qatar con dirección N, que está delimitada por el cinturón plegado y corrido 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 las Formaciones Kangan-Dalan, constituyen depósitos de gas natural muy extensos en el campo y en el área del Golfo Pérsico, que están compuestas por series de carbonatos y evaporitas también conocidas como la Formación Khuff. [11]
El Pérmico-Triásico temprano se ha dividido en las 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 mil millones de barriles (7.9 mil millones de metros cúbicos) de condensado de gas natural in situ. [12] Con volúmenes in situ 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 yacimiento es la mayor acumulación de hidrocarburos convencionales del mundo.
La reserva de gas recuperable del yacimiento 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 de petróleo.
El factor de recuperación de gas del yacimiento es de alrededor del 70%, lo que corresponde a unos 1.260 billones de pies cúbicos (36 × 10 12 m 3 ) de reservas totales de gas recuperables, lo que representa aproximadamente el 19% de las reservas mundiales de gas recuperables. [14]
Las estimaciones para la sección iraní son 500 billones de pies cúbicos (14 × 10 12 m 3 ) de gas natural en el lugar y alrededor de 360 billones de pies cúbicos (10 × 10 12 m 3 ) de gas recuperable, lo que representa el 36% de las reservas totales probadas de gas de Irán 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% de las reservas totales 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 se trata de un campo común y el yacimiento es altamente homogéneo, las reservas recuperables finales de cada país pueden variar con respecto a esta evaluación técnica que solo considera los datos estáticos y no incluye la tasa de migración de gas. Por lo tanto, es mejor decir que las reservas recuperables finales de cada país serían un factor de la producción de gas acumulada de cada uno de ellos. [ cita requerida ]
La sección iraní también contiene 18 mil millones de barriles (2,9 mil millones de metros cúbicos) de condensado en su lugar, de los cuales se cree que unos 9 mil millones de barriles (1,4 mil millones de metros cúbicos) son recuperables, [16] mientras que se cree que la sección qatarí contiene unos 30 mil millones de barriles (4,8 × 10 9 m 3 ) de condensado en su lugar y al menos unos 10 mil millones de barriles (1,6 mil millones de metros cúbicos) de condensado recuperable. [17]
El yacimiento es rico en líquidos y produce aproximadamente 40 barriles (6,4 m 3 ) de condensado por cada millón de pies cúbicos (28 × 10 3 m 3 ) de gas. También tiene un nivel muy alto de productividad de 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 porque las reservas de North Dome se estaban explotando demasiado rápido, lo que podría reducir la presión sobre el yacimiento y posiblemente dañar su potencial de producción a largo plazo. A principios de 2005, el gobierno impuso una moratoria a los proyectos de explotación adicionales en North Dome a la espera de un estudio de los yacimientos del yacimiento. [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 marcha antes de la moratoria. [21]
La moratoria de 2005 impuesta por Qatar y su posterior ampliación plantearon algunas dudas sobre las reservas reales probadas en el lado qatarí del yacimiento. En 2006, se conoció que ConocoPhillips había perforado pozos inesperadamente secos en el yacimiento North y este acontecimiento fue al menos un catalizador parcial para una perspectiva renovada sobre la estructura y el potencial del yacimiento North. [22] Otra prueba que respalda el escepticismo sobre la escala real de las reservas qataríes provino de la ronda de exploración de 2008 en Qatar destinada a la exploración de gas en la formación pre-Khuff. Incluso uno de los bloques está ubicado exactamente debajo del yacimiento North Dome. [23]
El 29 de octubre de 2007, el director ejecutivo de Qatargas, Faisal Al Suwaidi, declaró que la moratoria de cinco años sobre nuevos proyectos de desarrollo de gas en el campo North, impuesta en 2005, podría extenderse 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 yacimiento South Pars fue descubierto en 1990 por la National Iranian Oil Company (NIOC). [11] La Pars Oil and Gas Company, [16] una subsidiaria de NIOC, tiene jurisdicción sobre todos los proyectos relacionados con South Pars. El desarrollo del yacimiento se ha visto retrasado por diversos problemas: técnicos (es decir, altos niveles de mercaptanos y compuestos de azufre malolientes ), cuestiones contractuales y, recientemente, cuestiones políticas. [ cita requerida ]
La producción de gas comenzó en el yacimiento con la puesta en servicio de la segunda fase en diciembre de 2002, con el fin de producir 1.000 millones de pies cúbicos por día (28 millones de metros cúbicos por día) de gas húmedo. El gas se envía a tierra 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 m3 / d), y para 2010, podría aumentar a más de 500.000 barriles por día (79.000 m3 / d). A diciembre de 2010, la capacidad de producción del campo de gas de South Pars se sitúa en 75 millones de metros cúbicos (2.600 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 (2.900 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 (6.200 millones de pies cúbicos) por día en 2012. [ cita requerida ]
NIOC está planeando desarrollar el campo en 24 a 30 fases, capaces 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 la producción diaria de 1 mil millones de pies cúbicos (28 millones de metros cúbicos) de gas natural, 40.000 barriles (6.400 m3 ) de condensado, 1500 toneladas de gas licuado de petróleo (GLP) y 200 toneladas de azufre , sin embargo algunas fases tienen algunos planes de producción diferentes. [26] Se estima que cada una de las fases tiene un gasto de capital promedio de alrededor de US$1.500 millones, y la mayoría estará dirigida por empresas petroleras extranjeras que trabajan en asociación con empresas locales. [27]
El desarrollo de una fase de South Pars por parte de la empresa noruega Statoil se ha vuelto tristemente célebre después de que se publicaran numerosos informes sobre mala conducta y sobornos a Horton Investments, una empresa de consultoría iraní propiedad de Mehdi Hashemi Rafsanjani, hijo del ex presidente iraní Hashemi Rafsanjani. Statoil se comprometió a invertir 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 frente a las extranjeras en el sector energético y otros sectores. [27]
A principios de 2008 se han puesto en producción las fases 1, 2, 3, 4 y 5 y a finales de 2008 estarán en funcionamiento las fases 6, 7, 8, 9 y 10. Las fases 12, 15, 16, 17, 18, 19, 27 y 28 se encuentran en distintas fases de desarrollo.
En diciembre de 2010, se habían invertido unos 30.000 millones de dólares en el plan de desarrollo de los yacimientos de gas de South Pars. [25] Se estima que la cantidad alcanzará más de 40.000 millones de dólares en 2015. [25] El Ministerio de Petróleo de Irán dijo en una declaración revisada en 2011 que Irán invertirá unos 90.000 millones de dólares entre 2011 y 2015 (60.000 millones de dólares se asignarán al sector upstream y el resto al sector downstream). [29] En 2024, Irán programó un plan de 70.000 millones de dólares para mantener la presión del gas y mantener la vital producción de petróleo. [30]
Los estudios económicos muestran que con el funcionamiento de cada fase de South Pars, se agrega un uno por ciento al producto interno bruto (PIB) del país, mientras que la fase 12 agregará más del tres por ciento del PIB. [31]
En 2012, unas 400 empresas iraníes participaban en el desarrollo del yacimiento de gas de South Pars suministrando equipos para proyectos relacionados. [32]
Fuentes de la tabla: NIOC, Pars Oil & Gas Company, Shana and Media [16]
Mientras varias fases del yacimiento de gas South Pars aún están esperando ser desarrolladas y las fases de desarrollo en curso enfrentan retrasos, las autoridades de NIOC están llevando a cabo negociaciones para el desarrollo de otros yacimientos de gas offshore iraníes como North Pars, Kish, Golshan, Ferdows y Lavan.
Muchos analistas energéticos iraníes creen que las autoridades de NIOC deberían centrarse en el desarrollo completo del yacimiento South Pars antes de llevar a cabo cualquier nuevo proyecto de desarrollo de otros yacimientos de gas iraníes offshore 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 añadir una producción líquida 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 yacimiento de South Pars y los retrasos en el desarrollo del yacimiento. [45]
A finales de 2008, la producción acumulada de Qatar en el yacimiento era dos veces superior a la de Irán. Qatar produjo unos 20 billones de pies cúbicos (570.000 millones de metros cúbicos) de gas natural en el período de 1997 a 2008, mientras que Irán produjo unos 10 billones de pies cúbicos (280.000 millones de metros cúbicos) de gas natural en el período de 2003 a 2008. Se prevé que la relación 2:1 entre la producción acumulada de gas de Qatar en el yacimiento y la de Irán se mantenga al menos a corto plazo: a finales de 2011, la producción acumulada total de Qatar en el yacimiento alcanzará los 41 billones de pies cúbicos (1,2 billones de metros cúbicos) de gas natural, mientras que la de Irán se situará en los 21 billones de pies cúbicos (590.000 millones de metros cúbicos) de gas natural en el mismo año. La relación 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 (230.000 millones de metros cúbicos) de gas natural al año, mientras que en ese mismo año la capacidad de producción de Irán alcanzará los 4 billones de pies cúbicos (110.000 millones de metros cúbicos) al año. Si Irán pudiera implementar todos sus proyectos de desarrollo planificados en South Pars a tiempo, entonces alcanzaría la capacidad de producción de 8 billones de pies cúbicos (230.000 millones de metros cúbicos) de gas natural al 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 de condensado debido a la disminución de la presión en el 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 para 800 millones de pies cúbicos (23 millones de metros cúbicos) de gas natural por día para abastecer a los servicios públicos locales y producir 5.000 toneladas por día de propano , butano , gasolina y nafta . En 1989 se agregaron una planta de endulzamiento de gas y una unidad de procesamiento de azufre. La fase uno estuvo en línea a principios de 1991. El gas de la fase uno del Campo Norte se ha utilizado principalmente para la demanda local y la inyección en el campo Dukhan. Se esperaba que la fase dos implicara la venta de gas del Campo Norte a sus vecinos, posiblemente a través de una red de gas del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG). La fase tres implicaba la exportación 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 largo plazo a gran escala. A pesar de los esfuerzos del director gerente de QP, Jaber al-Marri, no se consiguieron contratos, por lo que se hizo hincapié en los puntos de venta nacionales. En 1988, una empresa de consultores internacionales presentó un plan a QP para desarrollar proyectos nacionales destinados a utilizar el gas qatarí. Entre las sugerencias figuraban 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 el yacimiento North Dome. A continuación se enumeran algunos hitos:
Las fases posteriores del desarrollo del campo Norte proporcionaron materia prima a las plantas de GNL en la ciudad industrial de Ras Laffan .
Con base en los actuales proyectos planificados por Qatar, la producción de GNL del yacimiento 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 el nivel de producción del lado qatarí del yacimiento está sujeto al resultado del estudio en curso de QatarEnergy que se supone 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 ambiciosos planes para establecer 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. [47]
Desde 1997, Qatar ha exportado GNL desde el yacimiento North. En 2006, Qatar superó a Indonesia como el mayor exportador de GNL del mundo. Basándose en los enormes recursos de gas del yacimiento, Qatar está desarrollando las mayores instalaciones de exportación de GNL del mundo con el objetivo de alcanzar la capacidad de 77 millones de toneladas métricas por año para 2012 (véase el cuadro siguiente). [48]
La planta ORYX GTL se puso en funcionamiento a principios de 2007, como la primera planta GTL operativa en Qatar. La capacidad nominal de la planta es de 34.000 barriles por día (5.400 m3 / 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 ayudan a superar este déficit y la capacidad de producción se alcanzó/mantuvo a partir de 2009. La planta utiliza 330 millones de pies cúbicos por día (9,3 × 106 m3 / d ) de gas natural del proyecto Al Khaleej Gas. El proyecto ORYX GTL utiliza el proceso de destilado en fase de pulpa (SPD) de Sasol. [49]
El proyecto está en construcción y será la planta GTL más grande del mundo , con una capacidad de 140.000 barriles por día (22.000 m3 / 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 m3 /d) comience a producir en 2011. Alrededor de 1.600 millones de pies cúbicos por día (45 × 106 m3 / d ) de gas natural se suministrarán desde el campo Norte al proyecto. Shell tiene el 100% del capital en el proyecto integrado de upstream y planta. [ 50]
Tabla 3. Plan de producción del Campo Norte (millones de pies cúbicos por día). [51]
Fuentes de la tabla: QatarGas, QatarEnergy e Internet
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Medios relacionados con el yacimiento de gas South Pars en Wikimedia Commons