Campo de gás condensado South Pars / North Dome - South Pars/North Dome Gas-Condensate field
| Campo South Pars / North Dome | |
|---|---|
  | |
| País |
Irã Catar |
| Localização | Golfo Pérsico |
| Costa fechada Costa aberta | No mar |
| Coordenadas | 26 ° 37′08,85 ″ N 52 ° 04′04,67 ″ E / 26,6191250 ° N 52,0679639 ° E Coordenadas: 26 ° 37′08,85 ″ N 52 ° 04′04,67 ″ E / 26,6191250 ° N 52,0679639 ° E |
| Operadores |
NIGC Qatar Petroleum SPGC Total SA |
| Histórico de campo | |
| Descoberta | 1971 |
| Início de produção | 1989 |
| Produção | |
| Pico de produção (gás) | 60.000 milhões de pés cúbicos por dia (1.700 × 10 6 m 3 / d) |
| Gás estimado no local | 1.800.000 × 10 9 pés cúbicos (51000 × 10 9 m 3 ) |
| Gás recuperável | 1.260.000 × 10 9 pés cúbicos (36000 × 10 9 m 3 ) |
| Produzindo formações | Kangan ( Triássico ) Alto Dalan ( Permiano ) |
O campo South Pars / North Dome é um campo de condensado de gás natural localizado no Golfo Pérsico . É de longe o maior campo de gás natural do mundo , com a propriedade do campo compartilhada entre o Irã e o Catar . De acordo com a Agência Internacional de Energia (IEA), o campo contém cerca de 1.800 trilhões de pés cúbicos (51 trilhões de metros cúbicos) de gás natural in-situ e cerca de 50 bilhões de barris (7,9 bilhões de metros cúbicos) de condensados de gás natural . Na lista de campos de gás natural , tem quase tantas reservas recuperáveis quanto todos os outros campos combinados. Tem uma influência geoestratégica significativa .
Este campo de gás cobre uma área de 9.700 quilômetros quadrados (3.700 sq mi), dos quais 3.700 quilômetros quadrados (1.400 sq mi) (South Pars) estão em águas territoriais iranianas e 6.000 quilômetros quadrados (2.300 sq mi) (North Dome) estão em Águas territoriais do Catar.
Geologia de campo
O campo está 3.000 metros (9.800 pés) abaixo do fundo do mar a uma profundidade de água de 65 metros (213 pés) e consiste em duas formações portadoras de gás independentes: Kangan ( Triássico ) e Alto Dalan ( Permiano ). Cada formação é dividida em duas camadas de reservatório diferentes, separadas por barreiras impermeáveis. O campo consiste em quatro camadas de reservatório independentes K1, K2, K3 e K4.
As unidades K1 e K3 são compostas principalmente por dolomitas e anidritas, enquanto K2 e K4, que constituem os principais reservatórios de gás, compreendem calcário e dolomita. Uma anidrita maciça (o membro Nar) separa o K4 da unidade K5 subjacente, que tem qualidades de reservatório pobres. A zona bruta de pagamento no campo South Pars tem aproximadamente 450 m de espessura, estendendo-se de profundidades de aproximadamente 2.750 a 3.200 m. Os estratos do reservatório mergulham suavemente para NE. A espessura média das unidades de reservatório diminui de South Pars (cerca de 450 metros (1.480 pés)) para o campo Norte (385 metros (1.263 pés)). Como em outras estruturas de reservatório em áreas vizinhas, o reservatório no Arco do Qatar é cortado por um conjunto de falhas de tendência NNW-SSE. A diagênese tem um grande efeito na qualidade do reservatório do campo.
O campo é uma parte da característica estrutural do Arco do Qatar de tendência N que é delimitada pela dobra de Zagros e cinturão de impulso ao norte e nordeste.
No campo, a acumulação de gás é limitada principalmente às unidades estratigráficas Permiano-Triássico. Essas unidades conhecidas como Formações Kangan-Dalan constituem reservatórios de gás natural muito extensos no campo e na área do Golfo Pérsico, que são compostos por séries de carbonato-evaporito também conhecidas como Formação Khuff.
Permiano-Triássico Inferior foi dividido nas formações Faraghan (Permiano Inferior), Dalan (Permiano Superior) e Kangan (Triássico Inferior).
Reservas
De acordo com a Agência Internacional de Energia (IEA), a estrutura combinada é o maior campo de gás do mundo.
Os volumes no local são estimados em cerca de 1.800 trilhões de pés cúbicos (51 trilhões de metros cúbicos) de gás no local e cerca de 50 bilhões de barris (7,9 bilhões de metros cúbicos) de condensado de gás natural no local. Com volumes instalados equivalentes a 360 bilhões de barris (57 bilhões de metros cúbicos) de petróleo (310 bilhões de boe de gás e 50 bilhões de boe de condensado de gás natural), o campo é a maior acumulação de hidrocarboneto convencional do mundo.
A reserva de gás recuperável do campo é equivalente a cerca de 215 bilhões de barris (34,2 bilhões de metros cúbicos) de petróleo e também contém cerca de 16 bilhões de barris (2,5 bilhões de metros cúbicos) de condensado recuperável correspondente a cerca de 230 bilhões de barris (37 bilhões de metros cúbicos) de hidrocarbonetos recuperáveis equivalentes de óleo.
O fator de recuperação de gás do campo é de cerca de 70%, correspondendo a cerca de 1.260 trilhões de pés cúbicos (36 × 10 12 m 3 ) das reservas totais de gás recuperável, o que representa cerca de 19% das reservas mundiais de gás recuperável.
As estimativas para a seção iraniana são de 500 trilhões de pés cúbicos (14 × 10 12 m 3 ) de gás natural no local e cerca de 360 trilhões de pés cúbicos (10 × 10 12 m 3 ) de gás recuperável, o que representa 36% do total comprovado do Irã reservas de gás e 5,6% das reservas comprovadas de gás do mundo.
As estimativas para a seção do Catar são 900 trilhões de pés cúbicos (25 × 10 12 m 3 ) de gás recuperável, o que representa quase 99% das reservas provadas totais de gás do Catar e 14% das reservas provadas de gás do mundo.
Tabela 1 - Reservas de gás South Pars / North Field
| Reserva de gás no local | Reserva de gás recuperável | |||
|---|---|---|---|---|
| cu km (km³) | Trilhões de pés cúbicos (ft³) | cu km (km³) | Trilhões de pés cúbicos (ft³) | |
| South Pars | 14.000 | 500 | 10.000 | 360 |
| North Dome | 37.000 | 1300 | 26.000 | 900 |
| Total | 51.000 | 1800 | 36.000 | 1260 |
Nota: 1 km³ = 1.000.000.000 m³ = 1 bilhão m³ = 1 trilhão de litros
No entanto, como o campo é um campo comum e o reservatório é altamente homogêneo, as reservas finais recuperáveis de cada país podem variar a partir desta avaliação técnica que considera apenas os dados estáticos e não inclui a taxa de migração de gás. Portanto, é melhor dizer que as reservas finais recuperáveis de cada país seriam um fator de produção cumulativa de gás por cada um deles.
A seção iraniana também contém 18 bilhões de barris (2,9 bilhões de metros cúbicos) de condensado no lugar, dos quais cerca de 9 bilhões de barris (1,4 bilhões de metros cúbicos) são considerados recuperáveis, enquanto a seção do Catar supostamente contém cerca de 30 bilhões de barris (4,8 × 10 9 m 3 ) de condensado no local e pelo menos cerca de 10 bilhões de barris (1,6 bilhões de metros cúbicos) de condensado recuperável.
O campo é rico em líquidos e rende aproximadamente 40 barris (6,4 m 3 ) de condensado por 1 milhão de pés cúbicos (28 × 10 3 m 3 ) de gás. Ele também tem um nível muito alto de produtividade de poço, que em média é de 100 milhões de pés cúbicos (2,8 × 10 6 m 3 ) por dia por poço.
Incertezas de reserva
Em 2005, a Qatar Petroleum ficou preocupada que as reservas do North Dome estivessem sendo desenvolvidas muito rapidamente, o que poderia reduzir a pressão do reservatório e possivelmente prejudicar seu potencial de produção a longo prazo. No início de 2005, o governo impôs uma moratória aos projetos de desenvolvimento adicionais no North Dome, enquanto se aguardava um estudo dos reservatórios do campo. Esta avaliação não deve terminar antes de 2009, o que significa que é improvável que novos projetos sejam assinados antes de 2010. No entanto, isso não afetou os projetos aprovados ou em andamento antes da moratória.
A moratória de 2005 pelo Catar e a subsequente extensão dela levantaram algumas questões sobre as reservas provadas reais no lado do campo do Catar. Houve algumas notícias em 2006 de que a ConocoPhillips perfurou buracos inesperadamente secos no Campo Norte e este evento foi pelo menos um catalisador parcial para uma perspectiva renovada na estrutura e potencial do campo Norte. Outras evidências de ceticismo sobre a escala real das reservas do Catar vieram da rodada de exploração de 2008 no Catar para visar a exploração de gás na formação pré-Khuff. Até mesmo um dos blocos está localizado exatamente abaixo do North Dome Field.
Em 29 de outubro de 2007, o CEO da Qatargas, Faisal Al Suwaidi, afirmou que a moratória de 5 anos sobre novos projetos de desenvolvimento de gás do Campo do Norte, imposta em 2005, poderia ser estendida para 2011 ou 2012. A moratória de exploração foi suspensa pelo Catar em abril de 2017 com o anúncio de um novo projeto de gás na parte sul do campo.
Desenvolvimento de South Pars
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O campo South Pars foi descoberto em 1990 pela National Iranian Oil Company (NIOC). A Pars Oil and Gas Company, uma subsidiária da NIOC, tem jurisdição sobre todos os projetos relacionados a South Pars. O desenvolvimento do campo foi atrasado por vários problemas - técnicos (ou seja, altos níveis de mercaptanos e compostos de enxofre com mau cheiro ), questões contratuais e, recentemente, política.
A produção de gás começou no campo com o comissionamento da fase 2 em dezembro de 2002 para produzir 1 bilhão de pés cúbicos por dia (28 milhões de metros cúbicos por dia) de gás úmido. O gás é enviado para a costa por meio de um gasoduto e processado em Assaluyeh .
A produção de condensado de South Pars é atualmente de 200.000 barris por dia (32.000 m 3 / d) e, em 2010, pode aumentar para mais de 500.000 barris por dia (79.000 m 3 / d). Em dezembro de 2010, a capacidade de produção do campo de gás do South pars era de 75 milhões de metros cúbicos (2,6 bilhões de pés cúbicos) de gás natural por dia. A produção de gás em South Pars aumentou quase 30% entre março de 2009 e março de 2010. As reservas do campo são estimadas em 14 trilhões de metros cúbicos (490 trilhões de pés cúbicos) de gás natural e 18 bilhões de barris (2,9 bilhões de metros cúbicos) de condensados de gás natural . A produção no campo de gás South Pars aumentará para 175 milhões de metros cúbicos (6,2 bilhões de pés cúbicos) por dia em 2012.
A NIOC está planejando desenvolver o campo em 24 a 30 fases, capaz de produzir cerca de 25 bilhões de pés cúbicos (710 milhões de metros cúbicos) a 30 bilhões de pés cúbicos (850 milhões de metros cúbicos) de gás natural por dia. Cada fase padrão é definida para a produção diária de 1 bilhão de pés cúbicos (28 milhões de metros cúbicos) de gás natural, 40.000 barris (6.400 m 3 ) de condensado, 1.500 toneladas de gás liquefeito de petróleo (GLP) e 200 toneladas de enxofre , porém alguns fases têm alguns planos de produção diferentes. Estima-se que cada uma das fases tenha um gasto médio de capital de cerca de US $ 1,5 bilhão, e a maioria será liderada por empresas de petróleo estrangeiras trabalhando em parceria com empresas locais.
O desenvolvimento de uma fase South Pars pela empresa norueguesa Statoil tornou-se infame após extensos relatórios de má conduta e suborno à Horton Investments, uma empresa de consultoria iraniana de propriedade de Mehdi Hashemi Rafsanjani, filho do ex-presidente iraniano Hashemi Rafsanjani. A Statoil se comprometeu a gastar US $ 300 milhões para construir três plataformas de produção e um gasoduto. O governo de Ahmadinejad, que assumiu o poder em 2005, favoreceu as empresas locais em relação às estrangeiras nos setores de energia e outros.
No início de 2008, as fases 1, 2, 3, 4 e 5 foram colocadas em produção e, no final de 2008, as fases 6, 7, 8, 9 e 10 estarão em operação. As fases 12, 15, 16, 17, 18, 19, 27 e 28 estão em diferentes estágios de desenvolvimento.
Financiamento do projeto
Em dezembro de 2010, cerca de US $ 30 bilhões foram investidos no plano de desenvolvimento dos campos de gás de South Pars. Estima-se que o montante chegará a mais de US $ 40 bilhões até 2015. O Ministério do Petróleo do Irã disse em um comunicado revisado em 2011 que o Irã investirá cerca de US $ 90 bilhões entre 2011 e 2015 (US $ 60 bilhões serão alocados para o setor de upstream e o resto para o setor a jusante).
Estudos econômicos mostram com a operação de cada fase de South Pars, um por cento é adicionado ao produto interno bruto (PIB) do país, enquanto a fase 12 adicionará mais de três por cento do PIB.
Fases de South Pars
Em 2012, cerca de 400 empresas iranianas participavam do desenvolvimento do campo de gás South Pars por meio do fornecimento de equipamentos para projetos relacionados.
- A Fase 1 foi desenvolvida pela Petropars para produzir 1 bilhão de pés cúbicos (28 milhões de metros cúbicos) por dia de gás natural, 40.000 barris por dia (6.400 m 3 / d) de condensado, 1.500 toneladas de GLP por dia mais 200 toneladas de enxofre por dia.
- As fases 2 e 3 foram desenvolvidas por um consórcio da Total SA , Petronas e Gazprom para produzir 2 bilhões de pés cúbicos (57 milhões de metros cúbicos) por dia de gás natural, 80.000 barris por dia (13.000 m 3 / d) de condensado, 3.000 toneladas de GLP por dia mais 400 toneladas de enxofre por dia. Ele foi colocado online em março de 2003.
- As fases 4 e 5 foram desenvolvidas pela Eni e pela Petropars , para produzir 2 bilhões de pés cúbicos (57 milhões de metros cúbicos) por dia de gás natural rico, 75 milhões de pés cúbicos (2,1 milhões de metros cúbicos) por dia de etano, 80.000 barris por dia ( 13.000 m 3 / d) de condensado, 3.000 toneladas de GLP por dia mais 400 toneladas de enxofre por dia.
- Fases 6, 7 e 8 sendo desenvolvidas pela Petropars e Statoil para produzir gás pobre para reinjeção no campo petrolífero de Aghajari e gás pesado e condensado para exportação. Envolve a construção de três plataformas offshore, além das instalações terrestres. A Statoil está desenvolvendo as plataformas offshore, enquanto a Petropars está desenvolvendo as instalações terrestres. Um tubo de 31 polegadas (790 mm) será instalado de cada plataforma até a costa. Essas fases irão produzir 3 bilhões de pés cúbicos (85 milhões de metros cúbicos) por dia de gás natural, 70 milhões de pés cúbicos (2,0 milhões de metros cúbicos) de etano, 120.000 barris por dia (19.000 m 3 / d) de condensado, 4.500 toneladas de GPL por dia mais 600 toneladas de enxofre por dia.
- As fases 9 e 10 estão sendo desenvolvidas por uma joint venture da GS da Coreia do Sul, Oil Industries Engineering and Construction Company ( OIEC Group ) e Iranian Offshore Engineering and Construction Company (IOEC), em setembro de 2002. A participação dos participantes iranianos neste contrato excede 60%. Essas fases produzem 2 bilhões de pés cúbicos (57 milhões de metros cúbicos) por dia de gás natural, 75 milhões de pés cúbicos (2,1 milhões de metros cúbicos) por dia de etano, 80.000 barris por dia (13.000 m 3 / d) de condensado, 3.000 toneladas de GLP por dia mais 400 toneladas de enxofre por dia. As fases 9 e 10 foram inauguradas pelo presidente Ahmadinejad em março de 2009.
- As fases 11 produzirão GNL por meio do projeto Pars LNG . O projeto foi concedido à China National Petroleum Corporation em 2010, depois que a Total SA da França foi excluída do projeto pelo Irã. Finalmente, em dezembro de 2016, o memorando de entendimento para o desenvolvimento desta fase foi concedido a um consórcio da Total da França, CNPC da China e Petropars do Irã.
- O desenvolvimento da Fase 12 começa realizado pela Petropars como um projeto de GNL. Esta fase vai produzir 2,5 bilhões de pés cúbicos (71 milhões de metros cúbicos) por dia de gás natural rico, 75 milhões de pés cúbicos (2,1 milhões de metros cúbicos) de etano, 80.000 barris por dia (13.000 m 3 / d) de condensado de gás natural, 3.000 toneladas de GLP por dia mais 400 toneladas de enxofre por dia. Venezuela companhia estatal de petróleo da Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) financiará 10% do projeto de US $ 7,8 bilhões. O Grupo Sonangol de Angola também recebeu uma participação de 20% no projeto de fase 12.
- O desenvolvimento das fases 13 e 14 será para a produção de GNL persa . O desenvolvimento foi concedido a uma empresa iraniana (Khatam-ol-Osea) por US $ 5 bilhões. O Consórcio Iraniano Khatam-ol-Osea é composto por várias grandes empresas iranianas, nomeadamente Sede de Construção Khatam al-Anbia , Engenharia e Construção de Indústrias de Petróleo (OIEC) , SADRA , ISOICO , IDRO e NIDC . O contrato para desenvolver a fase 13 foi assinado com um consórcio formado pelas empresas iranianas Mapna , SADRA e Petro Pidar e a fase 14 com outro consórcio constituído pela Organização de Desenvolvimento e Renovação Industrial (IDRO), National Iranian Drilling Company (NIDC), Machine Sazi Arak ( MSA) e a Iranian Offshore Engineering and Construction Company (IOEC).
- O desenvolvimento das fases 15 e 16 foi concedido a Khatam al-Anbia . Essas fases produzirão 2 bilhões de pés cúbicos (57 milhões de metros cúbicos) por dia de gás natural, 75 milhões de pés cúbicos (2,1 milhões de metros cúbicos) de etano, 80.000 barris por dia (13.000 m 3 / d) de condensado de gás natural, 3.000 toneladas de GLP por dia mais 400 toneladas de enxofre por dia. Em julho de 2010, o projeto foi transferido para o Iran Shipbuilding & Offshore Industries Complex . Naquela época, o projeto de US $ 2 bilhões já estava 50% concluído. As fases 15 e 16 serão concluídas em março de 2012.
- O desenvolvimento das fases 17 e 18 foi atribuído a um consórcio de Oil Industries Engineering and Construction Company ( OIEC Group ), Iran Offshore Engineering and Construction (IOEC) e Industrial Development and Renovation Organization of Iran (IDRO). Essas fases produzem 2 bilhões de pés cúbicos (57 milhões de metros cúbicos) por dia de gás natural, 75 milhões de pés cúbicos (2,1 milhões de metros cúbicos) de etano, 80.000 barris por dia (13.000 m 3 / d) de condensado de gás natural, 3.000 toneladas de GLP por dia mais 400 toneladas de enxofre por dia. As fases 17 e 18 foram inauguradas pelo presidente Hassan Rouhani em abril de 2017.
- O desenvolvimento da Fase 19 foi concedido à Petropars. Essas fases produzirão 2 bilhões de pés cúbicos (57 milhões de metros cúbicos) por dia de gás natural, 75 milhões de pés cúbicos (2,1 milhões de metros cúbicos) de etano, 80.000 barris por dia (13.000 m 3 / d) de condensado de gás natural, 3.000 toneladas de GLP por dia mais 400 toneladas de enxofre por dia. Como é entendido, esta fase é definida dentro da fase 1, portanto, pode ser considerada como algum tipo de expansão para a fase 1.
- O desenvolvimento das fases 20 e 21 foi concedido ao Grupo OIEC. 2 bilhões de pés cúbicos (57 milhões de metros cúbicos) por dia de gás natural, 75 milhões de pés cúbicos (2,1 milhões de metros cúbicos) de etano, 80.000 barris por dia (13.000 m 3 / d) de condensado de gás natural, 3.000 toneladas de GLP por dia mais 400 toneladas de enxofre por dia. As fases 20 e 21 foram inauguradas pelo presidente Hassan Rouhani em abril de 2017.
- As fases 22, 23 e 24 foram atribuídas a Khatam al-Anbia , Petro Sina Arian e SADRA e estão localizadas na fronteira nordeste do campo. O objetivo das fases 22, 23 e 24 de desenvolvimento é produzir 42,5 milhões de metros cúbicos (1,50 bilhões de pés cúbicos) por dia de gás natural, 57.000 barris por dia (9.100 m 3 / d) de condensado de gás natural e 300 toneladas de enxofre por dia. As três fases também são projetadas para produzir 800.000 toneladas de GNL e 750.000 toneladas de etano por ano.
- As fases 25 e 26 estão em andamento.
- O desenvolvimento das fases 27 e 28 foi atribuído à Petropars em um esquema EPC . Essas fases irão produzir 2 bilhões de pés cúbicos (57 milhões de metros cúbicos) por dia de gás natural, 75 milhões de pés cúbicos (2,1 milhões de metros cúbicos) de etano, 75.000 barris por dia (11.900 m 3 / d) de condensado de gás natural, 3.000 toneladas de GLP por dia mais 400 toneladas de enxofre por dia.
Plano de produção de gás e condensado South Pars
| Estágio | Empreiteiro geral | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | Petropars | 500 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | 750 | |
| 2 e 3 | Consórcio Total , Gazprom e Petronas | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 |
| 4 e 5 | Consórcio Eni , Petronas e NIOC | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | ||
| 6, 7 e 8 | Petropars e Statoil | 1000 | 2500 | 3700 | 3700 | 3700 | 3700 | 3700 | 3700 | 3700 | |||||
| 9 e 10 | Consórcio de GS Group , OIEC Group e IOEC | 1000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | |||||
| 11 | Petropars | 1000 | 2000 | 2000 | |||||||||||
| 12 | Petropars | 1000 | 2000 | 3000 | 3000 | 3000 | 3000 | ||||||||
| 13 | Khatam-ol-Osea | 1000 | 2000 | 2000 | |||||||||||
| 14 | Khatam-ol-Osea | 500 | 1000 | 1000 | |||||||||||
| 15 e 16 | Khatam al-Anbia , substituído por OSOICO em 2010. | 1000 | 2000 | 2000 | |||||||||||
| 17 e 18 | Consórcio de OIEC Group, IDRO e IOEC | 1000 | 2000 | 2000 | |||||||||||
| 19 | IOEC e Petropars | 500 | 1500 | ||||||||||||
| 20 e 21 | Grupo OIEC | 1000 | 2000 | ||||||||||||
| 22, 23 e 24 | Khatam al-Anbia | 1000 | 3000 | ||||||||||||
| TBD | 1000 | 2000 | |||||||||||||
| Petropars | 1000 | 2000 | |||||||||||||
| Produção total de gás em milhões de pés cúbicos / dia | 2.000 | 2.500 | 4.750 | 4.750 | 4.750 | 9.250 | 10.450 | 10.450 | 11.450 | 12.450 | 13.450 | 17.950 | 24.950 | 29.450 | |
| Produção total de condensado kbbl / d | 80 | 100 | 190 | 190 | 190 | 370 | 420 | 420 | 460 | 500 | 540 | 720 | 1.000 | 1.200 |
Fontes da tabela: NIOC, Pars Oil & Gas Company, Shana and Media
Atrasos e críticas no desenvolvimento
Enquanto várias fases do campo de gás South Pars ainda aguardam desenvolvimento e as fases de desenvolvimento em curso enfrentam atrasos, as autoridades do NIOC estão conduzindo negociações para o desenvolvimento de outros campos de gás offshore iranianos como North Pars, Kish, Golshan, Ferdows e Lavan.
Muitos analistas de energia iranianos acreditam que as autoridades do NIOC devem se concentrar no desenvolvimento total do campo South Pars antes da realização de qualquer novo projeto para o desenvolvimento de outros campos de gás offshore iranianos não desenvolvidos.
A prioridade do pleno desenvolvimento de South Pars não se deve apenas à sua natureza compartilhada com o Catar, mas também à enorme capacidade do campo de adicionar produção líquida significativa à capacidade de exportação de líquidos iraniana.
Em 27 de fevereiro de 2009, um dos membros dos parlamentos iranianos criticou a falta de atenção sobre a importância da aceleração do desenvolvimento do campo de South Pars e os atrasos no desenvolvimento do campo.
Escala e impactos dos atrasos
No final de 2008, a produção acumulada do campo do Qatar era duas vezes maior do que a produção acumulada do campo do Irã. O Catar produziu cerca de 20 trilhões de pés cúbicos (570 bilhões de metros cúbicos) de gás natural no período de 1997 a 2008, enquanto o Irã produziu cerca de 10 trilhões de pés cúbicos (280 bilhões de metros cúbicos) de gás natural no período de 2003 a 2008. O A proporção de 2: 1 da produção cumulativa de gás do Qatar do campo para a do Irã está prevista para continuar pelo menos no curto prazo: até o final de 2011, a produção cumulativa total do Qatar do campo chegará a 41 trilhões de pés cúbicos (1,2 trilhão de metros cúbicos) de gás natural, enquanto o do Irã terá 590 bilhões de metros cúbicos (21 trilhões de pés cúbicos) de gás natural no mesmo ano. A proporção é mantida principalmente porque a produção anual do Qatar é quase o dobro do nível de produção iraniano.
Em 2011, o Qatar alcançará uma capacidade de produção anual de 8 trilhões de pés cúbicos (230 bilhões de metros cúbicos) de gás natural por ano, enquanto naquele ano a capacidade de produção do Irã chegará a 4 trilhões de pés cúbicos (110 bilhões de metros cúbicos) por ano. Se o Irã pudesse implementar todos os seus projetos de desenvolvimento planejados em South Pars dentro do prazo, alcançaria a capacidade de produção de 8 trilhões de pés cúbicos (230 bilhões de metros cúbicos) de gás natural por ano, não antes de 2015.
O impacto mais importante dos atrasos e da redução da produção no lado iraniano seria a migração de gás para a parte do Catar e uma perda de rendimento de condensado devido à diminuição da pressão do campo.
Desenvolvimento North Dome
O North West Dome, também conhecido como North Field , foi descoberto em 1971, com a conclusão do poço North West Dome-1 da Shell.
Com a queda da produção de petróleo e gás associado e o esgotamento das reservas de Khuff, o desenvolvimento do campo do Norte tornou-se imperativo. Em 1984, foi decidido que o desenvolvimento ocorreria em fases. A Fase 1 envolveu a instalação de instalações de produção, processamento e transporte para 800 milhões de pés cúbicos (23 milhões de metros cúbicos) de gás natural por dia para atender às concessionárias locais e produzir 5.000 toneladas por dia de propano , butano , gasolina e nafta . Em 1989, uma fábrica de adoçante de gás e uma unidade de processamento de enxofre foram adicionadas. A fase um estava online no início de 1991. Gás do Campo do Norte, a fase um foi usada principalmente para a demanda local e injeção no campo de Dukhan. A fase dois deveria envolver a venda de gás do North Field para seus vizinhos, possivelmente por meio de uma rede de gás do Conselho de Cooperação do Golfo (GCC). A fase três envolveu exportação para Europa e Ásia. Mesmo antes da Guerra do Golfo Pérsico , essa fase enfrentou problemas. Para justificar o investimento, a Qatar Petroleum (QP) precisava de dois contratos de fornecimento de longo prazo em grande escala. Apesar dos esforços do diretor-gerente da QP, Jaber al-Marri, os contratos não estavam disponíveis. Isso mudou a ênfase para os estabelecimentos domésticos. Em 1988, uma empresa de consultores internacionais apresentou um plano à QP para o desenvolvimento de projetos domésticos para utilizar o gás do Catar. As sugestões incluíram uma fundição de alumínio, uma planta de produção de ferro ligas, instalações de produção de metanol e expansão das operações petroquímicas e de fertilizantes.
O Catar expandiu rapidamente sua produção e exportação do North Dome Field. Aqui estão alguns marcos:
- 1989: Qatar começa a produção da fase um do Campo Norte (Alfa) a uma taxa de 800 milhões de pés cúbicos (23 milhões de metros cúbicos) de gás natural por dia.
- 1997: O Catar começa a exportar enviando 5,7 bilhões de pés cúbicos (160 milhões de metros cúbicos) (0,16 milhões de toneladas ) de GNL para a Espanha .
- 2005: O Catar exporta um total de 987 bilhões de pés cúbicos (27,9 bilhões de metros cúbicos) (27,9 milhões de toneladas) de GNL. Destes, 316 bilhões de pés cúbicos (8,9 bilhões de metros cúbicos) foram para o Japão, 293 bilhões de pés cúbicos (8,3 bilhões de metros cúbicos) para a Coreia do Sul , 213 bilhões de pés cúbicos (6,0 bilhões de metros cúbicos) para a Índia, 161 bilhões de pés cúbicos (4,6 bilhões de metros cúbicos) para a Espanha e 3 bilhões de pés cúbicos (85 milhões de metros cúbicos) para os Estados Unidos .
- 2006: O Catar ultrapassa a Indonésia como o maior exportador mundial de GNL.
- 2007: Em março, a QP solidifica seu papel de liderança quando RasGas conclui seu quinto trem de produção de GNL, dando ao país 1,5 trilhão de pés cúbicos (42 bilhões de metros cúbicos) de capacidade de liquefação anual, a maior do mundo.
As fases subsequentes do desenvolvimento do campo Norte forneceram matéria-prima para as fábricas de GNL na Cidade Industrial de Ras Laffan .
Com base nos atuais projetos planejados pelo Qatar, a produção de GNL do North Dome Field pode chegar a 23 bilhões de pés cúbicos (650 milhões de metros cúbicos) a 27 bilhões de pés cúbicos (760 milhões de metros cúbicos) por dia até 2012, qualquer novo aumento na produção nível do lado do campo do Catar está sujeito ao resultado do estudo em andamento pela Qatar Petroleum, que deve ser lançado em 2012.
As perspectivas de crescimento adicional na produção de gás do Catar após 2012 são obscurecidas pela incerteza criada por uma moratória sobre novos projetos de exportação, que foi imposta em 2005, enquanto o efeito dos projetos existentes nos reservatórios do Campo do Norte era estudado.
A fim de monetizar os vastos recursos de gás e líquidos do North Dome, o Qatar empreendeu planos ambiciosos para o estabelecimento da maior indústria de GNL e GTL do mundo.
Indústria de GNL do Catar
O Qatar tem duas empresas de GNL chamadas Qatargas e RasGas e ambas estão localizadas no porto industrial de Ras Laffan, na costa do Golfo Pérsico.
Desde 1997, o Catar exporta GNL do Campo Norte. Em 2006, o Qatar ultrapassou a Indonésia como o maior exportador mundial de GNL. Com base nos enormes recursos de gás do campo, o Catar está desenvolvendo as maiores instalações de exportação de GNL do mundo para atingir a capacidade de 77 milhões de toneladas métricas por ano até 2012 (ver tabela abaixo).
A Qatargas e a RasGas são as duas principais empresas responsáveis pelos projetos de GNL do Catar.
Indústria GTL do Qatar
Oryx GTL (Sasol)
A planta ORYX GTL foi comissionada no início de 2007, como a primeira planta GTL operacional no Qatar. A capacidade nominal da planta é de 34.000 barris por dia (5.400 m 3 / d), no entanto, a planta enfrentou desafios técnicos e não atingiu a capacidade total durante o primeiro ano de operação. As modificações recomendadas pela Sasol ajudam a superar esta deficiência e a capacidade de produção foi alcançada / mantida a partir de 2009. A planta usa 330 milhões de pés cúbicos por dia (9,3 × 10 6 m 3 / d) de gás natural do projeto Al Khaleej Gas. O projeto ORYX GTL usa o processo Slurry Phase Distillate (SPD) da Sasol.
Pearl GTL (Shell)
O projeto está em construção e será a maior planta de GTL do mundo , com capacidade de 140.000 barris por dia (22.000 m 3 / d) de destilados médios e quantidades significativas de GLP e condensado. O primeiro de dois trens GTL de 70.000 barris por dia (11.000 m 3 / d) está planejado para iniciar a produção em 2011. Cerca de 1,6 bilhões de pés cúbicos por dia (45 × 10 6 m 3 / d) de gás natural serão fornecidos a partir do Campo norte para o projeto. A Shell tem 100% do capital no projeto integrado de upstream e planta.
Tabela 3. Plano de produção do Campo Norte (milhões de pés cúbicos por dia).
| Projeto | Comece | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| QatarGas | 1997 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 | 860 |
| QatarGas | 1998 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | 430 | |
| QatarGas | 2003 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | ||||||
| QatarGasII | 2008 | 1700 | 1700 | 1700 | 1700 | |||||||||||
| QatarGasII | 2009 | 1700 | 1700 | 1700 | ||||||||||||
| QatarGasIII | 2009 | 1700 | 1700 | |||||||||||||
| QatarGasIV | 2009 | 1700 | ||||||||||||||
| RasGas | 1999 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | 1400 | ||
| RasGas | 2004 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | |||||||
| RasGas | 2005 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | ||||||||
| RasGas | 2007 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | ||||||||||
| RasGas | 2008 | 1700 | 1700 | 1700 | 1700 | |||||||||||
| RasGas | 2010 | 1700 | 1700 | 1700 | ||||||||||||
| Al Khalij | 2005 | 650 | 650 | 650 | 650 | 650 | 650 | 650 | ||||||||
| Golfinho | 2007 | 2800 | 2800 | 2800 | 2800 | 4000 | ||||||||||
| Pearl GTL | 2009 | 1700 | 1700 | 1700 | ||||||||||||
| Total de milhões de pés cúbicos / d | 860 | 1300 | 2700 | 2700 | 2700 | 2700 | 3400 | 4400 | 6.000 | 6.000 | 9840 | 13240 | 18340 | 20.000 | 23000 |
Fontes de tabela: QatarGas, RasGas, Qatar Petroleum e internet
Veja também
- Projeto de injeção de gás Aghajari
- Dolphin Gas Project
- Campo de gás Ferdowsi
- Campo de Gás Golshan
- Campo de Gás Kish
- Descobertas recentes da NIOC
- Pearl GTL
- Maiores campos de gás do mundo
- Gasoduto Irã-Iraque-Síria
- Gasoduto Qatar-Turquia
- Hélio (estima-se que um quarto das reservas de hélio da Terra estejam em South Pars)
Notas
Referências
- Catar: Country Analysis 2007 - Energy Information Administration - (documento Adobe Acrobat * .PDF)
- Irã: Country Analysis 2006 - Energy Information Administration - (documento Adobe Acrobat * .PDF)
- Extensão do Arco do Norte do Qatar - Província do Cinturão de Dobra de Zagros - USGS - (documento Adobe Acrobat * .PDF)
- World Energy Outlook 2005 - Agência Internacional de Energia - (documento Adobe Acrobat * .PDF)
- Relatório Anual 2005 - Qatar Petroleum - (documento Adobe Acrobat * .PDF)
links externos
Mídia relacionada ao campo de gás South Pars no Wikimedia Commons