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Campo Shtokman

El campo Shtokman (también campo Stockman ; ruso : Штокмановское месторождение ), uno de los campos de gas natural más grandes del mundo , se encuentra en la parte noroeste de la Cuenca Sur de Barents [1] en el sector ruso del Mar de Barents , a 600 kilómetros (370 millas). ) al norte de la península de Kola . Sus reservas se estiman en 3,8 billones de metros cúbicos (130 billones de pies cúbicos) de gas natural y más de 37 millones de toneladas de gas condensado . [2]

Historia

El campo Shtokman fue descubierto en 1988. Lleva el nombre del geofísico soviético Vladimir Shtokman ( ruso : Владимир Штокман ).

A principios de los años 1990, Gazprom inició conversaciones con un grupo de cinco empresas occidentales para participar en el desarrollo del campo. En 1992, el consorcio extranjero fue expulsado por el consorcio Rosshelf, una filial de Gazprom que comprendía 19 empresas rusas. En agosto de 1995, Gazprom y Rosshelf firmaron una carta de intención con Norsk Hydro de Noruega, Conoco Inc. de Estados Unidos, Neste Oy de Finlandia y TotalEnergies de Francia para evaluar el posible desarrollo conjunto del campo Shtokman. [3] [4]

En enero de 1996, se diseñó un proyecto de una gran planta de licuefacción flotante, pero este plan fue abandonado y en marzo de 2000, Rosshelf comenzó a desarrollar planes para la producción y construcción de un gasoducto desde el campo a través de Murmansk hasta Vyborg. [3] En 2001, Gazprom anunció su intención de desarrollar el yacimiento de gas junto con Rosneft . En 2002, la licencia para el desarrollo y recuperación del campo fue transferida de Rosshelf a Sevmorneftegas. [4]

El 20 de junio de 2005, Rusia y Noruega firmaron una serie de acuerdos relacionados con el desarrollo del campo Shtokman. El 28 de junio de 2005 Rusia firmó un memorando con Francia. En agosto de 2005, Gazprom recibió ofertas de ConocoPhillips , ExxonMobil , Norsk Hydro, Statoil , Mitsui , Sumitomo Corporation , Royal Dutch Shell , Chevron Corporation y TotalEnergies para desarrollar el campo. [3] En septiembre de 2005, Gazprom seleccionó cinco empresas (Statoil, Norsk Hydro, TotalEnergies, Chevron y ConocoPhillips) como finalistas en una búsqueda de socios para desarrollar el campo, pero en octubre de 2006 decidió rechazar a todos los socios potenciales. [5] [6]

El 13 de julio de 2007, Gazprom y la empresa energética francesa TotalEnergies firmaron un acuerdo marco para organizar el diseño, financiación, construcción y operación de la infraestructura de la primera fase de Shtokman. [7] [8] El 25 de octubre de 2007, se firmó un contrato similar entre Gazprom y StatoilHydro (más tarde Statoil, ahora Equinor). [9] El consorcio de tres empresas, Shtokman Development AG, se creó el 21 de febrero de 2008 en Zug , Suiza . [10]

Debido al exceso de oferta mundial de GNL y de gas de esquisto en Estados Unidos , los accionistas del proyecto decidieron en 2010 posponerlo durante 3 años. [11] En base a esto, la producción de gas por gasoducto podría comenzar en 2016 y la producción de GNL en 2017. [12] [13]

El acuerdo de accionistas expiró el 30 de junio de 2012 sin que se iniciara el desarrollo. Statoil canceló su inversión en el proyecto y devolvió sus acciones a Gazprom. [14] En agosto de 2012, Gazprom suspendió el proyecto y pospuso la decisión final de inversión en la primera fase hasta al menos 2014, citando los altos costos y los bajos precios del gas. [15] [16] Sin embargo, la empresa confirmó estar en conversaciones con socios extranjeros para encontrar un nuevo modelo de negocio para el proyecto. [17] Se especula que Royal Dutch Shell podría convertirse en socio del proyecto. [14]

El proyecto Shtokman se pospuso indefinidamente en mayo de 2019 y Gazprom cerró Shtokman Development AG. [18]

Desarrollo

El campo hasta ahora no se ha desarrollado debido a las condiciones extremas del Ártico y a que la profundidad del mar varía de 320 a 340 metros (1050 a 1120 pies). [19] En septiembre de 2006, Gazprom completó la perforación del pozo de evaluación nº 7 en el campo. [19] Los científicos rusos han advertido que el desarrollo de Shtokman puede enfrentar problemas a medida que el calentamiento global desate enormes icebergs en el Ártico. [20] La Shtokman Development Company planea abordar este desafío utilizando plataformas flotantes removibles, que pueden moverse en caso de situaciones de emergencia. [21]

Inicialmente se planeó enviar el gas de Shtokman a los Estados Unidos como gas natural licuado (GNL) . Posteriormente Gazprom indicó que la mayor parte del gas natural producido se vendería a Europa a través del proyecto Nord Stream 2 . [22] [23] Para este propósito, se construirá el oleoducto desde el campo Shtokman hasta el Óblast de Murmansk y luego a través de la península de Kola hasta Volkhov en el Óblast de Leningrado . [24] La planta de GNL se instalará en el pueblo de Teriberka , a unos 100 kilómetros (62 millas) al noreste de Murmansk. [23] [24]

La ingeniería y diseño front-end (FEED) se divide entre diferentes empresas. El complejo tecnológico y de transporte terrestre, que incluye una planta de GNL, será preparado por Technip . [25] DORIS Ingeniería preparará el sistema de producción submarino y la plataforma tecnológica offshore. JP Kenny , una filial de Wood Group , diseñará junto con Rubin Design Bureau y Giprospetsgaz, una filial de Gazprom, el oleoducto submarino de 600 kilómetros (370 millas) de largo y 44 pulgadas (1120 mm) desde el campo Shtokman hasta el sur de Murmansk. [26] [27] WorleyParsons y su filial INTECSEA realizarán FEED del buque de producción, que procesará el gas producido antes del transporte a tierra. [28]

Geología

El reservorio principal es del Jurásico Superior, con una menor cantidad de gas en el Jurásico Medio y la estructura de captura es un gran anticlinal , sellado por lutitas del Jurásico Superior. [29]

Características técnicas

En la etapa inicial se espera que el proyecto produzca 22,5 mil millones de metros cúbicos (bcm) de gas natural y 205.000 toneladas de gas condensado al año. Posteriormente se espera que la producción aumente hasta 70 bcm de gas natural y 0,6 millones de toneladas de gas condensado. [19] Todas las instalaciones de extracción probablemente estarán ubicadas bajo el agua. Los costes de desarrollo se estiman entre 15.000 y 20.000 millones de dólares  , aunque según estimaciones de Alexander Medvedev , vicepresidente del comité de gestión de Gazprom, los costes de desarrollo del campo serán sólo de 12.000 millones de dólares. [30]

empresa del proyecto

La licencia para explorar y producir gas y condensado en el campo Shtokman es propiedad de la empresa rusa Gazprom Shelf Dobycha (anteriormente Sevmorneftegaz), una filial de propiedad absoluta de Gazprom . Gazprom Shelf Dobycha es el único cliente para el diseño y construcción de la infraestructura del yacimiento, incluido un complejo de producción, una red de tuberías y una planta de GNL, y tiene todos los derechos de comercialización de los hidrocarburos del yacimiento Shtokman. [7] [31] [32] Shtokman Development AG debía asumir todos los riesgos financieros, geológicos y técnicos relacionados con las actividades de producción. [10] Gazprom poseía el 51% de las acciones de Shtokman Development, mientras que TotalEnergies tenía el 25% y Statoil el 24% de las acciones. [9] [33] [34] El director de la empresa era Yury Komarov . [35] Shtokman Development sería propietario de la infraestructura durante 25 años desde la puesta en servicio sobre el terreno. Una vez finalizada la primera fase, TotalEnergies y Statoil deberían transferir sus acciones en Shtokman Development AG a Gazprom. [7]

Referencias

  1. ^ Lindquist, Sandra J. "Sistema petrolero total del Triásico-Jurásico de Barents del sur y del norte del Ártico marino ruso" Archivado el 29 de mayo de 2013 en Wayback Machine Informe de archivo abierto del USGS 99-50N, Servicio Geológico de Estados Unidos
  2. ^ Zhdannikov, Dmitri; Mosolova, Tanya (15 de noviembre de 2007). "Gazprom de Rusia aumenta las reservas de Shtokman a 3,8 tcm" . Reuters . Archivado desde el original el 6 de marzo de 2016 . Consultado el 6 de enero de 2008 .
  3. ^ abc "La inversión es arriesgada en Rusia ya que la política afecta las ganancias" (PDF) . Revista de petróleo y gas . Corporación PennWell . 16 de julio de 2007. Archivado desde el original (PDF) el 11 de junio de 2011 . Consultado el 31 de enero de 2009 .
  4. ^ ab Nadejda Makarova Victor (enero de 2008). "Gazprom: el gigante del gas bajo presión. Documento de trabajo n.º 71". Documento de trabajo n.º 71 del Programa de Energía y Desarrollo Sostenible . Universidad Stanford . Archivado desde el original el 21 de agosto de 2008 . Consultado el 31 de enero de 2009 .
  5. ^ "Gazprom decide sobre una lista corta de empresas: socios potenciales en el desarrollo del campo de condensado de gas Shtokman" (Comunicado de prensa). Gazprom. 16 de septiembre de 2005. Archivado desde el original el 14 de octubre de 2010 . Consultado el 31 de enero de 2009 .
  6. ^ "Gazprom rechaza socios extranjeros para Shtokman". Zona de plataforma. 9 de octubre de 2006. Archivado desde el original el 27 de septiembre de 2007 . Consultado el 31 de enero de 2009 .
  7. ^ abc "Gazprom y Total firman un acuerdo marco de cooperación en la primera fase del desarrollo de Shtokman". Voz de aceite. 13 de julio de 2007. Archivado desde el original el 14 de julio de 2022 . Consultado el 30 de septiembre de 2010 .
  8. ^ "Total de signos en la línea de puntos de Shtokman". Upstream en línea . 13 de julio de 2007. Archivado desde el original el 27 de septiembre de 2007 . Consultado el 13 de julio de 2007 .
  9. ^ ab "Gazprom y StatoilHydro firman un acuerdo sobre la condición principal para la cooperación en la fase 1 del desarrollo del campo Shtokman" (Comunicado de prensa). Gazprom. 25 de octubre de 2007. Archivado desde el original el 23 de diciembre de 2011 . Consultado el 26 de octubre de 2007 .
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  13. ^ Paxton, Robin (5 de febrero de 2010). "Proyecto de gas natural Shtokman de Rusia". Reuters . Archivado desde el original el 10 de marzo de 2020 . Consultado el 11 de febrero de 2010 .
  14. ^ ab "Statoil cancela una inversión de 336 millones de dólares en gas de Shtokman". Reuters . 7 de agosto de 2012. Archivado desde el original el 6 de marzo de 2016 . Consultado el 26 de agosto de 2012 .
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