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Campo Shtokman

El yacimiento Shtokman (también yacimiento Stockman ; ‹Ver Tfd› Ruso : Штокмановское месторождение ), uno de los yacimientos de gas natural más grandes del mundo , se encuentra en la parte noroeste de la cuenca del sur de Barents [1] en el sector ruso del mar de Barents , 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 condensado de gas . [2]

Historia

El campo Shtokman fue descubierto en 1988. Debe su nombre al geofísico soviético Vladimir Shtokman ( en ruso : Владимир Штокман ).

A principios de los años 90, Gazprom inició conversaciones con un grupo de cinco empresas occidentales para participar en el desarrollo del yacimiento. 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 los Estados Unidos, Neste Oy de Finlandia y TotalEnergies de Francia para evaluar el posible desarrollo conjunto del yacimiento Shtokman. [3] [4]

En enero de 1996 se diseñó un proyecto para 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 campo 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 a 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 fase uno 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 estableció el 21 de febrero de 2008 en Zug , Suiza . [10]

Debido al exceso de oferta mundial de GNL y al gas de esquisto de los Estados Unidos , los accionistas del proyecto decidieron en 2010 posponerlo por 3 años. [11] Sobre esta base, 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 las acciones a Gazprom. [14] En agosto de 2012, Gazprom suspendió el proyecto y pospuso la decisión final de inversión en la primera fase al menos hasta 2014, citando los altos costos y los bajos precios del gas. [15] [16] Sin embargo, la empresa confirmó que estaba en conversaciones con socios extranjeros para encontrar un nuevo modelo de negocios para el proyecto. [17] Hay especulaciones de que Royal Dutch Shell podría convertirse en un socio del proyecto. [14]

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

Desarrollo

El yacimiento no ha sido desarrollado hasta el momento debido a las condiciones extremas del Ártico y a la profundidad del mar, que varía de 320 a 340 metros (1.050 a 1.120 pies). [19] En septiembre de 2006, Gazprom completó la perforación del pozo de evaluación N° 7 en el yacimiento. [19] Los científicos rusos han advertido que el desarrollo de Shtokman puede enfrentar problemas a medida que el calentamiento global libera enormes icebergs en el Ártico. [20] La Shtokman Development Company planea abordar este desafío mediante el uso de plataformas flotantes removibles, que se pueden mover en caso de situaciones de emergencia. [21]

En un principio, se había planeado enviar el gas de Shtokman a los Estados Unidos como gas natural licuado (GNL) . Más tarde, Gazprom indicó que la mayor parte del gas natural producido se vendería a Europa a través del gasoducto Nord Stream 2. [22] [23] Para este fin, se construirá el gasoducto desde el campo de Shtokman hasta el óblast de Múrmansk y luego, a través de la península de Kola , hasta Voljov 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 Múrmansk. [23] [24]

La ingeniería y el diseño de primera línea (FEED) se dividen entre diferentes empresas. El complejo tecnológico y de transporte terrestre, incluida una planta de GNL, será preparado por Technip . [25] DORIS Engineering preparará el sistema de producción submarino y la plataforma tecnológica marina. JP Kenny , una subsidiaria de Wood Group , diseñará junto con Rubin Design Bureau y Giprospetsgaz, una subsidiaria de Gazprom, el gasoducto submarino de 600 kilómetros (370 millas) de largo y 44 pulgadas (1.120 mm) desde el campo Shtokman hasta el sur de Murmansk. [26] [27] WorleyParsons y su subsidiaria INTECSEA realizarán la 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 cantidad menor 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 22.500 millones de metros cúbicos (bcm) de gas natural y 205.000 toneladas de condensado de gas anualmente. Más adelante, se espera que la producción aumente hasta 70 bcm de gas natural y 0,6 millones de toneladas de condensado de gas. [19] Todas las instalaciones de extracción probablemente estarán ubicadas bajo el agua. Los costos de desarrollo se estiman entre 15.000  y 20.000 millones de dólares, aunque según la estimación de Alexander Medvedev , vicepresidente del comité de gestión de Gazprom, los costos de desarrollo del campo serán de solo 12.000 millones de dólares. [30]

Empresa de proyectos

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 subsidiaria de propiedad absoluta de Gazprom . Gazprom Shelf Dobycha es un cliente único para el diseño y la construcción de la infraestructura del campo, incluido un complejo de producción, una red de tuberías y una planta de GNL, y tiene todos los derechos de comercialización de hidrocarburos del campo 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 debía poseer la infraestructura durante 25 años a partir de la puesta en servicio del campo. 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 y Jurásico del sur y norte de Barents en las costas del Ártico ruso" Archivado el 29 de mayo de 2013 en Wayback Machine. Informe de archivo abierto del USGS 99-50N, Servicio Geológico de los Estados Unidos
  2. ^ Zhdannikov, Dmitry; Mosolova, Tanya (15 de noviembre de 2007). "Rusia: Gazprom 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 "Inversión riesgosa en Rusia ya que la política afecta las ganancias" (PDF) . Oil & Gas Journal . PennWell Corporation . 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: Gas Giant Under Strain. Working Paper #71". Documento de trabajo del Programa de Energía y Desarrollo Sostenible n.º 71. Universidad de Stanford . Archivado desde el original el 21 de agosto de 2008. Consultado el 31 de enero de 2009 .
  5. ^ "Gazprom decide sobre la lista de empresas que podrían ser socios potenciales en el desarrollo del yacimiento de condensado de gas de 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". Rigzone. 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». OilVoice. 13 de julio de 2007. Archivado desde el original el 14 de julio de 2022. Consultado el 30 de septiembre de 2010 .
  8. ^ "Señales totales en la línea de puntos de Shtokman". Upstream Online . 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 las principales condiciones para la cooperación en la fase 1 del desarrollo del yacimiento 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 .
  10. ^ ab Ferris-Rotman, Amie; Mosolova, Tanya (21 de febrero de 2008). "Gazprom confirma el inicio de las exportaciones de GNL de Shtokman en 2014". Reuters . Archivado desde el original el 21 de enero de 2016. Consultado el 21 de febrero de 2008 .
  11. ^ Socor, Vladimir (10 de agosto de 2012). «El proyecto Shtokman de Gazprom: reliquia de una era pasada». Eurasia Daily Monitor . Vol. 9, núm. 153. The Jamestown Foundation . Archivado desde el original el 2 de abril de 2015. Consultado el 26 de agosto de 2012 .
  12. ^ "Los socios de Shtokman retrasan el inicio de la producción" . Oil & Gas Journal . PennWell Corporation . 8 de febrero de 2010. Archivado desde el original el 14 de julio de 2022 . Consultado el 11 de febrero de 2010 .
  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 inversión de gas de 336 millones de dólares en 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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  18. ^ "No más desarrollo de Shtokman". The Independent Barents Observer . Archivado desde el original el 7 de enero de 2021. Consultado el 4 de enero de 2021 .
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  22. ^ "Rusia se prepara para la exportación de GNL desde Murmansk". Barents Observer . 14 de diciembre de 2005. Archivado desde el original el 28 de diciembre de 2005 . Consultado el 26 de octubre de 2007 .
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  24. ^ ab "Los científicos se oponen al proyecto del oleoducto Shtokman". Barents Observer . 13 de septiembre de 2006. Archivado desde el original el 19 de marzo de 2007 . Consultado el 26 de octubre de 2007 .
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  34. ^ Bone, James (12 de julio de 2007). «El monopolio del gas controlado por el Kremlin ha elegido a la francesa Total como su socio en el gigantesco yacimiento de gas de Shtokman». The Times . Londres. Archivado desde el original el 12 de junio de 2011 . Consultado el 12 de julio de 2007 .
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