シュトクマンフィールド

シュトクマンフィールド
シュトクマン油田の位置
国	ロシア
地域	バレンツ海
オフショア/オンショア	オフショア
座標	北緯 73° 東経 44° / 北緯 73° 東経 44° / 73; 44
オペレーター	シュトックマン デベロップメント AG
パートナー	ガスプロム、トタルエナジーズ、エクイノール
フィールド履歴
発見	1988
生産開始	無期限延期
生産
推定ガス量	3,800 × 109m3（ 130 × 1012立方 フィート ）​^^

世界最大級の天然ガス田の一つであるシュトックマンガス田（ロシア語： Штокмановсkoе месторождение 、ストックマンガス田とも）は、バレンツ海のロシア領南バレンツ海盆の北西部^{[1]に位置し、}コラ半島の北600キロメートル（370マイル）に位置する。その埋蔵量は、天然ガス3.8兆立方メートル（130兆立方フィート）とガスコンデンセート3,700万トン以上と推定されている。^[2]

シュトクマン フィールドは 1988 年に発見されました。この名前は、ソ連の地球物理学者ウラジミール シュトクマン(ロシア語: Владимир Штокман ) にちなんで命名されました。

1990年代初頭、ガスプロムは同油田の開発に参加するために西側諸国の企業5社との交渉を開始した。1992年、この外国企業連合は、ガスプロムの子会社でロシア企業19社からなるロスシェルフ・コンソーシアムに追い出された。1995年8月、ガスプロムとロスシェルフは、ノルウェーのノルスク・ハイドロ、米国のコノコ社、フィンランドのネステ社、フランスのトタルエナジーズと、シュトクマン油田の共同開発の可能性を評価する意向書に署名した。^{[3] [4]}

1996年1月、大型浮体式液化プラントのプロジェクトが設計されたが、この計画は放棄され、2000年3月にロスシェルフは、このガス田からムルマンスク経由でヴィボルグまでの天然ガスパイプラインの生産と建設の計画の開発に着手した。^{[3] 2001年、ガスプロムは}ロスネフチと共同でガス田を開発する意向を発表した。2002年、ガス田の開発と回収のライセンスはロスシェルフからセヴモルネフテガスに移管された。^[4]

2005年6月20日、ロシアとノルウェーはシュトクマン油田開発に関するいくつかの協定に署名した。2005年6月28日、ロシアはフランスと覚書に署名した。2005年8月、ガスプロムは、コノコフィリップス、エクソンモービル、ノルスクハイドロ、スタトイル、三井物産、住友商事、ロイヤル・ダッチ・シェル、シェブロン、トタルエナジーズから、同油田開発の入札を受けた。^[3] 2005年9月、ガスプロムは、同油田開発のパートナーを探す最終候補として、スタトイル、ノルスクハイドロ、トタルエナジーズ、シェブロン、コノコフィリップスの5社を選んだが、2006年10月にすべての潜在的なパートナーを拒否することを決定した。^{[5] [6]}

2007年7月13日、ガスプロムとフランスのエネルギー会社TotalEnergiesは、シュトックマンフェーズ1インフラの設計、資金調達、建設、運用を組織するための枠組み協定に署名しました。^{[7] [8]} 2007年10月25日、同様の契約がガスプロムとStatoilHydro（後のStatoil、現在のEquinor）の間で締結されました。^{[9] 3社のコンソーシアムであるShtokman Development AGは、2008年2月21日に}スイスのツークに設立されました。^[10]

世界的なLNG供給過剰と米国のシェールガスのため、プロジェクトの株主は2010年に3年間延期することを決定しました。^[11]これに基づいて、パイプラインガス生産は2016年に開始され、LNG生産は2017年に開始される可能性があります。^{[12] [13]}

株主間契約は開発が開始されないまま2012年6月30日に失効した。スタトイルはプロジェクトへの投資を帳消しにし、株式をガスプロムに返還した。^[14] 2012年8月、ガスプロムはコスト高とガス価格低迷を理由にプロジェクトを保留し、第1フェーズの最終投資決定を少なくとも2014年まで延期した。^{[15] [16]}しかし、同社はプロジェクトの新しいビジネスモデルを見つけるために外国のパートナーと協議中であることを確認した。^[17]ロイヤル・ダッチ・シェルがプロジェクトパートナーになるのではないか との憶測もある。 ^[14]

シュトクマンプロジェクトは2019年5月に無期限延期となり、ガスプロムはシュトクマン開発AGを閉鎖した。^[18]

この油田は、極寒の北極の環境と、海深が320～340メートル（1,050～1,120フィート）と異なるため、これまで開発されていませんでした。^[19] 2006年9月、ガスプロムは、この油田の評価井7号の掘削を完了しました。^[19]ロシアの科学者は、地球温暖化により北極に巨大な氷山が流れ込むため、シュトクマン油田の開発は問題に直面する可能性があると警告しています。^[20]シュトクマン開発会社は、緊急時に移動できる浮体式可動式プラットフォームを使用して、この課題に対処することを計画しています。^[21]

当初はシュトクマンのガスを液化天然ガス（LNG）として米国に輸送する計画だった。その後、ガスプロムは、生産される天然ガスの大部分が計画中のノルドストリーム2パイプラインを通じてヨーロッパに販売されることを明らかにした。^{[22] [23]}この目的のために、シュトクマン油田からムルマンスク州、さらにコラ半島を経由してレニングラード州のヴォルホフに至るパイプラインが建設される。^[24 ] LNGプラントは、ムルマンスクの北東約100キロ（62マイル）にあるテリベルカ村の近くに建設される予定である。 ^{[23] [24]}

基本設計（FEED）は複数の会社に分割されている。LNGプラントを含む陸上輸送・技術複合体は、Technipが準備する。^[25] DORIS Engineeringは海底生産システムと海洋技術プラットフォームを準備する。Wood Groupの子会社であるJP Kennyは、 Rubin Design BureauおよびGazpromの子会社であるGiprospetsgazと共同で、シュトクマン油田からムルマンスク南部までの600キロメートル（370マイル）の長さ44インチ（1,120 mm）の海底パイプラインを設計する。^{[26] [27]} WorleyParsonsとその子会社INTECSEAは、生産されたガスを陸上輸送する前に処理する生産船の基本設計を行う。^[28]

主な貯留層は上部ジュラ紀のもので、中期ジュラ紀にも少量のガスがあり、その捕捉構造は上部ジュラ紀の頁岩で覆われた大きな背斜である。^[29]

当初、このプロジェクトでは年間225億立方メートル（bcm）の天然ガスと20万5000トンのガスコンデンセートの生産が見込まれている。その後、生産量は天然ガス700億立方メートルとガスコンデンセート60万トンにまで増加すると見込まれている。^[19]抽出施設はすべて水中に設置される可能性が高い。開発コストは150億～200億米ドルと見積もられている が、ガスプロム経営委員会のアレクサンダー・メドベージェフ副委員長の見積もりによると、この油田の開発コストはわずか120億米ドルである。^[30]

シュトクマン油田のガスおよびコンデンセートの探査および生産のライセンスは、ガスプロムの完全子会社であるロシア企業ガスプロム・シェルフ・ドビチャ（旧セヴモルネフテガス）が所有している。ガスプロム・シェルフ・ドビチャは、生産施設、パイプライン網、LNGプラントを含む油田インフラの設計および建設の唯一の顧客であり、シュトクマン油田の炭化水素のすべてのマーケティング権を保有している。^{[7] [31] [32]}シュトクマン・デベロップメントAGは、生産活動に関連するすべての財務的、地質学的、および技術的なリスクを負うことになっていた。^[10]ガスプロムはシュトクマン・デベロップメントの株式の51%を所有し、トタルエナジーズが25%、スタトイルが24%を所有していた。^{[9] [33] [34]}同社の代表はユーリ・コマロフであった。^[35]シュトクマン・デベロップメントは、油田の試運転から25年間インフラを所有することになっていた。第一段階が完了すると、TotalEnergiesとStatoilはShtokman Development AGの株式をガスプロムに譲渡する予定である。^[7]

• Shtokman Development AG の公式ウェブサイト 2015 年 4 月 3 日にWayback Machineにアーカイブされました
• Shtokman ウェブサイト^{[永久リンク切れ‍ ]} Supplier Network Oil and Gas (英語、ノルウェー語)
• シュトクマン油田の地質構造（ロシア語）