pole sztokmańskie
| Pole Sztokmana | |
|---|---|
  | |
| Kraj | Rosja |
| Region | Morze Barentsa |
| Na morzu/na lądzie | na morzu |
| Współrzędne | Współrzędne : |
| Operatorzy | Shtokman Development AG |
| Wzmacniacz | Gazprom , TotalEnergies , Equinor |
| Historia pola | |
| Odkrycie | 1988 |
| Rozpoczęcie produkcji | Odroczone na czas nieokreślony |
| Produkcja | |
| Szacunkowy gaz na miejscu | 3800 × 10 9 m 3 (130 × 10 12 stóp sześciennych) |
Pole Shtokman (również pole Stockmana ; rosyjski : Штокмановское месторождение ), jedno z największych na świecie pól gazu ziemnego , leży w północno-zachodniej części południowego basenu Barentsa w rosyjskim sektorze Morza Barentsa , 600 kilometrów (370 mil) na północ od Półwysep Kolski . Jego rezerwy szacuje się na 3,8 biliona metrów sześciennych (130 bilionów stóp sześciennych) gazu ziemnego i ponad 37 milionów ton kondensatu gazowego .
Historia
Złoże Sztokman zostało odkryte w 1988 roku. Zostało nazwane na cześć radzieckiego geofizyka Władimira Sztokmana ( ros . Владимир Штокман ), potomka niemieckich emigrantów, którego nazwisko pisano pierwotnie jako Stockmann .
Na początku lat 90. Gazprom rozpoczął rozmowy z grupą pięciu zachodnich firm o udziale w zagospodarowaniu złoża. W 1992 roku zagraniczne konsorcjum zostało wyparte przez konsorcjum Rosshelf, spółkę zależną Gazpromu, składającą się z 19 rosyjskich firm. w sierpniu 1995 r. Gazprom i Rosshelf podpisały list intencyjny z Norsk Hydro z Norwegii, Conoco Inc. ze Stanów Zjednoczonych, Neste Oy z Finlandii i TotalEnergies z Francji w celu oceny możliwego wspólnego zagospodarowania złoża Sztokman.
W styczniu 1996 r. Zaprojektowano projekt dużej pływającej instalacji skraplania, ale z tego planu zrezygnowano iw marcu 2000 r. Rosshelf zaczął opracowywać plany produkcji i budowy gazociągu ze złoża przez Murmańsk do Wyborga. W 2001 roku Gazprom ogłosił zamiar zagospodarowania złoża gazu wspólnie z Rosnieftią . W 2002 roku koncesja na zagospodarowanie i wydobycie złoża została przeniesiona z Rosshelf do Sevmorneftegas.
20 czerwca 2005 r. Rosja i Norwegia podpisały szereg umów dotyczących zagospodarowania złoża Sztokman. 28 czerwca 2005 r. Rosja podpisała memorandum z Francją. W sierpniu 2005 roku Gazprom otrzymał oferty od ConocoPhillips , ExxonMobil , Norsk Hydro, Statoil , Mitsui , Sumitomo Corporation , Royal Dutch Shell , Chevron Corporation i TotalEnergies, aby rozwijać pole. We wrześniu 2005 roku Gazprom wybrał pięć firm – Statoil, Norsk Hydro, TotalEnergies, Chevron i ConocoPhillips – jako finalistów w poszukiwaniu partnerów do zagospodarowania złoża, ale w październiku 2006 roku zdecydował się odrzucić wszystkich potencjalnych partnerów.
13 lipca 2007 r. Gazprom i francuska firma energetyczna TotalEnergies podpisały umowę ramową na organizację projektowania, finansowania, budowy i eksploatacji infrastruktury pierwszej fazy Sztokmanu. 25 października 2007 roku podobny kontrakt został podpisany między Gazpromem a StatoilHydro (później Statoil, obecnie Equinor). Konsorcjum trzech firm, Shtokman Development AG, powstało 21 lutego 2008 roku w Zug w Szwajcarii .
gazu łupkowego w Stanach Zjednoczonych udziałowcy projektu podjęli w 2010 roku decyzję o przesunięciu go o 3 lata. Na tej podstawie produkcja gazu rurociągowego mogłaby ruszyć w 2016 roku, a produkcja LNG w 2017 roku.
Umowa akcjonariuszy wygasła w dniu 30 czerwca 2012 r. bez rozpoczętego rozwoju. Statoil odpisał swoją inwestycję w projekt i przekazał akcje z powrotem Gazpromowi. W sierpniu 2012 roku Gazprom wstrzymał projekt, a ostateczną decyzję inwestycyjną dotyczącą pierwszego etapu przesunięto co najmniej na 2014 rok, powołując się na wysokie koszty i niskie ceny gazu. Firma potwierdziła jednak, że prowadzi rozmowy z partnerami zagranicznymi w celu znalezienia nowego modelu biznesowego dla projektu. Spekuluje się, że partnerem projektu może zostać Royal Dutch Shell .
Projekt Sztokman został odroczony na czas nieokreślony w maju 2019 roku, a Gazprom zamknął Shtokman Development AG.
Rozwój
Jak dotąd pole nie zostało zagospodarowane ze względu na ekstremalne warunki arktyczne i głębokość morza wahającą się od 320 do 340 metrów (1050 do 1120 stóp). We wrześniu 2006 roku Gazprom zakończył wiercenie otworu rozpoznawczego nr 7 na złożu. Rosyjscy naukowcy ostrzegają, że rozwój Sztokmana może napotkać problemy, ponieważ globalne ocieplenie uwalnia ogromne góry lodowe do Arktyki. Firma Shtokman Development Company planuje sprostać temu wyzwaniu za pomocą ruchomych ruchomych platform, które można przemieszczać w sytuacjach awaryjnych.
Pierwotnie planowano wysłać gaz Sztokmana do Stanów Zjednoczonych w postaci płynnego gazu ziemnego (LNG) . Później Gazprom wskazywał, że większość produkowanego gazu ziemnego będzie sprzedawana do Europy planowanym Nord Stream 2 . W tym celu zbudowany zostanie gazociąg ze złoża Sztokman do obwodu murmańskiego i dalej przez Półwysep Kolski do Wołchowa w obwodzie leningradzkim . Fabryka LNG zostanie zbudowana we wsi Teriberka , około 100 kilometrów (62 mil) na północny wschód od Murmańska.
Inżynieria i projektowanie front-endu (FEED) jest podzielone między różne firmy. Lądowy kompleks transportowo-technologiczny, w tym instalację LNG, przygotuje firma Technip . DORIS Engineering przygotuje podwodny system produkcyjny oraz morską platformę technologiczną. JP Kenny , spółka zależna Wood Group , zaprojektuje wraz z Rubin Design Bureau i Giprospetsgaz, spółką zależną Gazpromu, 600-kilometrowy (370 mil) długości 44 cale (1120 mm) podmorski rurociąg z pola Sztokman na południe od Murmańska. WorleyParsons i jej spółka zależna INTECSEA wykonają ZASILANIE statku wydobywczego, który będzie przetwarzał wydobyty gaz przed transportem na ląd.
Geologia
Główny zbiornik pochodzi z epoki górnej jury, z mniejszą ilością gazu w jury środkowej, a strukturą pułapkową jest duża antyklina , uszczelniona łupkami górnej jury.
Właściwości techniczne
W początkowej fazie projekt ma produkować 22,5 miliarda metrów sześciennych gazu ziemnego i 205 000 ton kondensatu gazowego rocznie. W późniejszym okresie produkcja ma wzrosnąć do 70 mld m3 gazu ziemnego i 0,6 mln ton kondensatu gazowego. Wszystkie urządzenia wydobywcze będą prawdopodobnie znajdować się pod wodą. Koszty zagospodarowania szacowane są na 15-20 mld USD, choć według szacunków Aleksandra Miedwiediewa , wiceprzewodniczącego komitetu zarządzającego Gazpromu, koszty zagospodarowania złoża wyniosą zaledwie 12 mld USD.
Firma projektowa
Właścicielem koncesji na poszukiwanie i wydobycie gazu i kondensatu ze złoża Sztokman jest rosyjska spółka Gazprom Shelf Dobycha (dawniej Sevmorneftegaz), będąca 100% spółką zależną Gazpromu . Gazprom Shelf Dobycha jest wyłącznym klientem w zakresie projektowania i budowy infrastruktury złoża, w tym kompleksu produkcyjnego, sieci rurociągów i instalacji LNG, oraz posiada wszelkie prawa do obrotu węglowodorami ze złoża Sztokman. Shtokman Development AG miał ponosić wszelkie ryzyka finansowe, geologiczne i techniczne związane z działalnością produkcyjną. Gazprom posiadał 51% udziałów w Shtokman Development, TotalEnergies 25%, a Statoil 24%. Szefem firmy był Jurij Komarow . Shtokman Development miał posiadać infrastrukturę przez 25 lat od uruchomienia pola. Po zakończeniu pierwszej fazy TotalEnergies i Statoil powinny przekazać Gazpromowi swoje udziały w Shtokman Development AG.
Linki zewnętrzne
- Oficjalna strona Shtokman Development AG
- Witryna Shtokman firmy Supplier Network Oil and Gas (angielski, norweski)
- Budowa geologiczna pola Sztokman (po rosyjsku)