Shah Deniz

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Shah Deniz è un giacimento di gas naturale, il più grande dell'Azerbaigian. Si trova a sud-ovest del Mar Caspio, al largo della costa dell'Azerbaigian, a circa 70 km (43 miglia) a sud-est di Baku, a una profondità di 600 metri. Il campo copre circa 860 chilometri quadrati. Estendendosi per oltre 140 chilometri quadrati, il bacino artificiale è simile per dimensioni e forma all'isola di Manhattan. La profondità del mare nella zona del campo varia da 50 a 650 m. L'area della zona portante del gas è di circa 860 km².

È considerato un collegamento fondamentale per il corridoio meridionale del gas, con l'obiettivo di portare volumi aggiuntivi e alternativi di gas naturale verso i paesi membri dell'Unione europea.[1] Geologicamente si riferisce al bacino del petrolio e del gas del Mar Caspio meridionale. Le riserve totali del giacimento sono stimate a 1,2 trilioni di metri cubi (1.200 Km3) di gas naturale e 240 milioni di tonnellate di condensato di gas. Lo sviluppo del giacimento è effettuato da un consorzio, che comprende le seguenti società:

  • BP Azerbaigian (25,5%) - operatore
  • Statoil Azerbaigian (25,5%)
  • SOCAR Azerbaigian (10%)
  • Elf Petroleum Azerbaigian (10%)
  • LukAgip N.V. (società affiliata di Lukoil, 10%)
  • Oil Industries Engineering & Construction (10%)
  • Turkish Petroleum Overseas Company Limited (9%)

Si prevede che le forniture di gas saranno effettuate lungo il gasdotto del Caucaso meridionale, lungo la rotta Baku-Tbilisi-Erzurum e il Gasdotto Trans-Anatolico (TANAP).[2]

Storia[modifica | modifica wikitesto]

La struttura di idrocarburi "Shah Deniz" fu scoperta dai geologi sovietici nel 1954.[3] Il giacimento è stato scoperto nel 1999. Sfruttamento del primo pozzo profondità di 6,5 mila metri, trivellato da una piattaforma di produzione stazionaria a una profondità di 105 m, è iniziato il 15 dicembre 2006 da un tasso di produzione di 5,6 milioni di m³ al giorno. Nel giro di pochi giorni, la produzione è stata sospesa a causa della scoperta di una fessura e di una fuga di gas nel pozzo a causa della crescita della pressione del giacimento. L'eliminazione di questi problemi è durata tre settimane. Il 23 gennaio 2007, la produzione di gas nel pozzo è stata nuovamente sospesa a causa dell'aumento della pressione nella costruzione del pozzo.[4]

Nel dicembre 2006, il presidente georgiano Mikheil Saakashvili ha firmato un protocollo sulla spedizione di 800 milioni di metri cubi di gas alla Turchia dalla quota turca di Shah Deniz nel 2007, al fine di abbandonare parzialmente l'aumento del prezzo del gas russo. Allo stesso tempo, l'Azerbaigian desiderava innanzitutto compensare il gas prodotto dalla prevista diminuzione delle forniture di Gazprom.

A luglio 2007, il giacimento ha prodotto 700 milioni di metri cubi di gas (3 pozzi). Di questi, l'Azerbaigian ha ricevuto 539 milioni di m³, Georgia 100 milioni di m³, 45 milioni di m³ utilizzati nelle stazioni di compressione dell'oleodotto Baku-Tbilisi-Ceyhan.[2]

Alla fine del 2012, 4 pozzi sono stati sfruttati nel campo di Shah Вeniz.

La seconda fase dello sviluppo del campo è prevista per il 2016-2017. Il volume totale previsto di produzione dalla seconda fase è di 16 miliardi di metri cubi all'anno. Questo gas viene pretenso dai progettisti di diversi progetti di pipeline concorrenti che prevedono di trasportare gas azero in Europa - Nabucco, Gasdotto Trans-Adriatico e Interconnettore Turchia-Grecia-Italia. Tra cui, 6 miliardi di metri cubi - in Turchia, 1 miliardi di metri cubi - in Grecia, 1 miliardi di metri cubi - in Bulgaria e 8 miliardi di metri cubi - in Italia. All'inizio di ottobre 2015 è stato annunciato che la fornitura di gas azerbaigiano all'Europa inizierà nel 2022-2025.[5]

Inoltre, il "Gazprom" russo e l'Iran sono interessati alle forniture di gas dalla seconda fase di sviluppo del giacimento.[6]

All'inizio del 2013, al World Economic Forum di Davos, il vicepresidente di SOCAR Elshad Nasirov ha dichiarato che SOCAR ha prorogato il termine del contratto per lo sviluppo del giacimento di Shah Deniz fino al 2036.[7]

Fase 2[modifica | modifica wikitesto]

Le discussioni di Shah Deniz-2 sono iniziate nel 2008 con il tema principale della selezione delle rotte di trasporto per volumi di gas aggiuntivi. Il 17 dicembre 2013, a Baku, in Azerbaigian, sono stati conclusi intensi negoziati della durata di cinque anni con la firma della decisione finale relativa all'investimento.

Le discussioni fondamentali si sono concentrate sulla selezione di un gasdotto per consegnare il gas aggiuntivo dal giacimento ai mercati europei. Ci sono voluti anni di negoziati per restringere una dozzina di proposte ai progetti in competizione, TAP e Nabucco.

Nove società hanno concordato di firmare un accordo di vendita del gas con il consorzio:[8]

  • Axpo Trading AG
  • Bulgargaz EAD
  • DEPA Public Gas Corporation of Greece S.A.
  • Enel Trade SpA
  • E.ON Global Commodities SE
  • Gas Natural Aprovisionamientos SDG SA
  • GDF SUEZ S.A.
  • Hera Trading srl
  • Shell Energy Europe Limited

Su un totale di 10 miliardi di metri cubi destinati per l'Europa, 1 miliardi di metri cubi andrà a Bulgaria e Grecia e il resto andrà agli acquirenti in altri paesi, soprattutto in Italia.

Il progetto includerà due piattaforme di gas offshore collegate al ponte, pozzi sottomarini e un ampliamento dell'impianto di gas al Terminal di Sangachal, con un costo stimato di almeno $ 10 miliardi.[9]

Il costo complessivo dell'espansione di Fase 2, compresi gli stadi a monte e a metà (gasdotti TANAP e TAP) è stimato intorno ai $ 45 miliardi.

A dicembre 2016, l'Asian Development Bank ha approvato un totale di $ 1 miliardo di aiuti pubblici e privati a sostegno dell'espansione del giacimento di Shah Deniz 2. L'assistenza era costituita da un prestito del settore privato da $ 500 milioni alla società per azioni chiusa del corridoio meridionale del gas e da una garanzia di credito parziale di $ 500 milioni controgarantita. Questa garanzia restituirà oltre 500 milioni di dollari di prestiti commerciali da un consorzio di banche al corridoio meridionale del gas.[10]

Secondo i risultati di fine d'anno 2017, il governo dell'Azerbaigian ha pagato oltre $ 456 milioni di costi operativi e circa $ 1.176 miliardi di costi del capitale per il progetto di Azeri Chiraq Guneshli nel 2017.[11]

Un accordo (che è stato modificato e riformulato) è stato firmato tra il governo dell'Azerbaigian e alcune società internazionali e SOCAR per aver collaborato al progetto di Azeri Chirag Guneshli il 14 settembre 2017 e questo contratto è stato confermato dall'Assemblea nazionale dell'Azerbaigian il 31 Ottobre.[12]

La produzione totale di Azeri-Chirag-Guneshli è stata di circa 588.000 barili al giorno di cui 51.000 b / g dalle piattaforme di Chirag, 137.000 b / d dalle piattaforme dell'Azeri centrale, 124.000 b / d dalle piattaforme di Azeri occidentale, 82.000 b / d dalle piattaforme di Azeri orientale, 117.000 b / d dalle piattaforme di Gunashli, 77.000 b / d dalle piattaforme di Chirag occidentale nel corso di un anno (2017).

Note[modifica | modifica wikitesto]

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