Installation Templates Largest Platform in the Caspian Sea/نصب بزرگترین سکوی شابلونی در دریای خزر

این فیلم به آب انداختن بزرگترین سکوی شابلونی را در دریای خزر نشان می دهد.

The film launching the largest platform in the Caspian Sea show template

All text and change the color to use to download it

دانلود    / Download                                                                    

نگاهی دیگر به اولین دریاچه جهان یعنی همان دریای خزر می اندازیم.

اولین چاه فراساحلی و چاه های حفاری شده بصورت اتوماتیک در ساحل بی بی هیبت در باکو انجام شد.

در سال 1873 ، تولید و بهره برداری از نفت در برخی از بزرگترین میادین کشف شده در آبشیرون پنین سولا نزدیک مناطق محلی بالاخالی، سان بونچی و رامانا و بی بی هیبت آغاز شد. کل ذخایر قابل احیا بیش از 500 میلیون تن بود و در سال 1900 باکو بیش از 3000 چاه نفت داشت که 2000 چاه آن در سطح صنعتی تولید داشتند 

در انتهای قرن نوزده باکو تحت عنوان "پایتخت طلای سیاه" شناخته شده بود.

میدان نفتی کاشاگان، بزرگترین میدان کشف شده طی 30 سال اخیر در جهان، تصویر مثبتی از وضعیت ارائه می دهد و انتظار می رود تا پایان 2013 تولید نفت از این میدان به 370 هزار بشکه در روز و تا 1.5 میلیون بشکه در روز در زمان رسیدن به سقف تولید، برسد.

این میدان کشف شده در سال 2000 در شمالی ترین بخش دریای خزر واقع شده و حجم ذخایر آن در حدود 13 میلیارد بشکه نفت خام میباشد.

اما دسترسی به نفت این میدان آسان نیست. لایه ضخیم یخ در زمستان، نوسانات شدید دمایی از -35 تا 40 درجه ، عمق کم آب منطقه، درصد بالای ترکیبات سولفید هیدروژن غلیظ در نفت، این میدان را به یکی از پر چالش ترین پروژه های نفتی دنیا تبدیل نموده است. همچنین برآورد شده که هزینه هر بشکه نفت این میدان حدود 116 دلار باشد.

لذا جای تعجب نیست که شمار زیادی از غولهای نفتی دنیا ، بخاطر پیچیدگی پروژه و نیز گستره وسیع تأمین منابع مالی به پروژه گرایش پیدا کرده اند و با آن در ارتباط هستند.

شکی نیست که منطقه ای با این حجم زیاد از پروژه همچون کاشاگان و گالکینیش (یولاتان)، فرصتی بسیار سودآور برای شرکتهای نفتی دنیاست. شرکتهای ساخت و تأمین کننده تجهیزات نفت و گاز این فرصت را غنیمت شمرده و در حال اجرای مذاکرات متعدد با پیمانکاران جهت تأمین کالاها هستند

در سپتامبر 2012 پس از جلسه رسمی وزارای نفت و انرژی ترکیه و آذربایجان و ترکمستان و اروپا در عشق آباد، ویزر نفت ترکیه اعلام نمود که ترکیه نیز مایل به خرید گاز از خط لوله ترانس کاسپین می باشد.

ظرفیت پروژه ای خط لوله 30 میلیارد فوت مکعب گاز طبیعی در سال است که ارزش آن نیز حدود 5 میلیارد دلار برآورد شده است. در باکو، این خطو لوله به خط لوله کوکاسوس جنوبی وصل خواهد شد و طبق برنامه به خط لوله ترانس آناتولی

خط لوله ترانس آدریاتیک یک خط لوله گاز طبیعی است. خط لوله از یونان شروع شده و با گذر از آلبانی و دریای آدریاتیک به ایتالیا و بازارهای اروپایی می رسد.

میدان گازی شاه دنیز

میدان گازی شاه دنیز بزرگترین حوزه گاز طبیعی در سواحل کشور آذربایجان است. این حوزه گازی در میانه دریای خزر در حدود 70 کیلومتری (43 مایلی) جنوب شرقی شهر باکو قرار دارد. میدان گازی شازه دنیز شامل 5 فاز می باشد با توجه به سطح  حوزه گازی که 860 کلیومتر مربع می باشد بنابرین  عمق های مختلف ما بین 100 تا 600 متری از سطح دریای خزر پوشش می دهد. میدان گازی شاه دنیز و حوزه گاز و میعانات آن، در سال 1999 کشف شد.

مخازن شبیه چندین جریزه که کنار هم قرار دارند که بیش از 140 کیلومتر مربع آن کشف شده است.

درقسمت بعد طراح این پروژه آقای دکتر فخر یاسری را معرفی خواهم کرد.

مخازن شبیه چندین جریزه که کنار هم قرار دارند که بیش از 140 کیلومتر مربع آن کشف شده است.

با این امر نیاز به تاسیس یک کریدور جنوبی گاز برای انتقال حجم گاز طبیعی برای کشورهای عضو اتحادیه اروپا در نظر گرفته شد.

برای به دست آوردن میدان گازی شاه دنیز نیاز به سرمایه زیاد بود. شرکت های بزرگ نفتی دنیا از جمله BP سهم 8/28 درصدی و شرکای دیگر آن شرکت نفت ترکیه

 TPAO(Turkiye Petolleri Anonim Ortakigi)  19 درصدی شرکت دولتی نفت آذربایجان 8/16 درصد، پتروناس 5/15 درصد، لوک اویل 10 درصد و شرکت ملی نفت ایران 10 درصد، شرکت انی سهم 5 درصدی خودش را به لوک اویل در ماه ژوئن 2004 به فروخت ،بعدها شرکت استات اویل نروژ سهام 10 درصدی خودش به BP  و شرکت دولتی نفت آذربایجان به اشتراک گذاشت که سهم BP 3/3 درصد و شرکت دولتی آذربایجان 7/6 درصد می باشد. در سال 2014 یک شرکت نفت ترکیه TPAO 10 درصد دیگر از سهم را خریداری نمود. شرکت نفت ترکیه در سال 2010 تواقفنامه ای را، با دولت ونزوئلا به امضاء رساند که طبق آن، در ازای برداشت نفت خام، از میادین این کشور، موظف به ساخت خانه و شهرک مسکونی و نیز، تکمیل و ارائه زیر ساخت های مرتبط با این پروژه ها، گردید.

در اکتبر سال 2014، شرکت استات اویل سهام باقی مانده 5/15 درصدی خودش را برای پروژه پتروناس با مبلغ 22500000000 به فروخت

ذخایر شاه دنیز ما بین 5/1 میلیارد بشکه تا 3 میلیارد بشکه نفت معادل 50 تا 100 میلیارد متر مکعب گاز برآورد شده است. تولید گاز فاز اول تا پایان 2005 حدود 7 میلیارد متر مکعب بر آورد شده است. میدان شاه دنیز همچنین شامل میعانات گازی در بیش از 400 میلیون متر مکعب است.

شرکت بی پی قرارداد ١,٨ میلیارد دلاری مربوط به طرح توسعه فاز دوم میدان شاه دنیز آذربایجان را واگذار کرد.شرکت بی پی انگلیس، قراردادی به ارزش ١,٨ میلیارد دلار را برای ارائه تجهیزات مربوط به ترانزیت و نصب زیرساختهای فوقانی و زیردریای طرح توسعه فاز دوم میدان شاه دنیز آذربایجان به کنسرسیومی از پیمانکاران واگذار کرد. شرکت بی پی انگلیس با مشارکت شرکتهای استات اویل نروژ و سوکار آذربایجان در حال توسعه بزرگترین میدان گازی آذربایجان است. فاز بعدی این میدان، میدان شاه دنیز ٢، برای اروپا بسیار مهم است زیرا منبعی برای جایگزینی با گاز روسیه به شمار می رود. این قرارداد شامل انتقال و نصب جکتها و واحدهای فوقانی، سیستم های تولید زیر دریایی و تاسیسات زیر دریایی است .این قرارداد همچنین ساخت یک خط لوله ٣۶٠ کیلومتری زیر دریایی، خدمات غواصی و نوسازی سه فروند کشتی لوله گذار را شامل می شود که این فعالیتها انتظار می رود تا پایان سال ٢٠١6 تکمیل شود. 

پیش بینی می شود سالانه ١۶ میلیارد مترمکعب گاز و از حوالی سال ٢٠16 از میدان شاه دنیز ترانزیت شود که ١٠ میلیارد مترمکعب به اروپا و ۶ میلیارد مترمکعب به ترکیه اختصاص خواهد داشت

Shah Deniz gas field

 

Shah Deniz gas field is the largest natural gas field in Azerbaijan. It is situated in the South Caspian Sea, off the coast of Azerbaijan, approximately 70 kilometres (43 mi) southeast of Baku, at a depth of 600 metres (2,000 ft). The field covers approximately 860 square kilometres (330 sq mi). The Shah Deniz gas and condensate field was discovered in 1999. Stretching out over 140 square kilometres, the reservoir is similar in size and shape to Manhattan Island.

It is considered to be a founding link for Southern Gas Corridor aiming to bring additional and alternative natural gas volumes to EU member countries

Shareholders

The Shah Deniz field is operated by BP which has a share of 28.8%. Other partners include TPAO (19%), SOCAR(16.7%), Petronas (15.5%), LUKoil  (10%) and NIOC (10%).

Eni sold its 5% share to LUKOIL in June 2004. Later divestitures included pre-FID in December 2013 sales of %10 shares by Statoil to BP and SOCAR who shared them at 3.3% and 6.7% respectively. as well as sale by Total SA in May 2014 its 10% share to Turkish TPAO

In October 2014, Statoil sold its final remaining 15.5% stake in the project to Petronas for a fee of $2.25 billion

The Shah Deniz project providing gas supplies to Georgia and Turkey is now at its 'phase  1'. The launch of 'phase 2' has been delayed for a long time due to the problems with agreement finalization. And they were caused, among all other things, by uncertainty in finding future buyers of the gas.

According to Azerbaijani experts, one of the obstacles for the project's success is Turkey's position. Ankara wanted to become a re-exporter of Azerbaijani gas to EU, denying Baku the right to interact with the buyers itself. And without finalizing this aspect no agreement between project's shareholders could be reached. However, Baku and Astana reached an agreement in the issue, and Russian 'Gazprom' expressed its intent to purchase Shah Deniz gas, so all problems concerning 'phase 2' are expected to be solved by 2016-2017
According to the preliminary prognosis the first major gas supply in the frame of 'phase 2' is expected to be obtained in the last quarter of 2016. Total expenditure of this project is 20 billion dollars, 3 of
this is to be invested into new infrastructure. Expected production indicator is 24 billion cubic meters of gas per year

The general conception of Shah Deniz 'phase 2' will be worked out in 2011. Two new movable platforms are to be built at the depth of 150 meters and manifolds are to be used for the first time in the Caspian Sea. The depth of the oil wells is estimated as some 100-600 meters
The head of 'BP Azerbaijan' declared that a new pipeline, parallel to the 'Baku-Tbilisi-Erserum'* one, will be constructed to deal with the gas output increase. In its turn, 'Baku-Tbilisi-Erserum' is to equipped with more powerful pumps to increase its efficiency

* The South Caucasus Pipeline, also called Baku-Tbilisi-Erzurum Pipeline (BTE) was constructed in 2004-2006. On 21 May 2006, the commissioning gas was pumped to the pipeline from the Sangachal
Terminal. First deliveries through the pipeline commenced on 30 September 2006. Deliveries of gas from Shah Deniz gas field started on 15 December 2006. On 12 August 2008, the pipeline operator BP closed the pipeline for the safety reasons because of the South Ossetia conflict. Gas supplies were resumed on 14 August 2008

he Shah Deniz and South Caucasus Pipeline consortia have announced that they are moving forward at pace with the awards of key contracts for the development of the Shah Deniz Stage 2 and South Caucasus Pipeline Expansion (SCPX) projects. The contracts, covering both project management services and construction, follow the final investment decisions announced on 17 December 2013. The contract awards underpin the schedule for project delivery and complement the progress being made across multiple areas of this major development

project magtymguly drilling platform (MDP-A/ پروژه سکوی حفاری مختومقلی

این فیلم مراحل نصب سکوی حفاری (MDP)در دریای خزر در سواحل ترکمنستان را نشان می دهد.

The Magtymguly drilling platform in the Caspian Sea off the 

coast of Turkmenistan video installation shows

All text and change the color to use to download it

    دانلود /Download                                                                           

در سال 1996 وزارت نفت ترکمنستان قراردارد با شرکت پتروناس جهت مطالعه ، توسعه و تولید نفت وگاز در بلوک 1 این بلوک بین30 تا 100 کیلومتری ساحلی ترکمنستان می باشد و همچنین ساخت و ساز یک ترمینال گاز  در خشکی با میعانات گازی و امکانات صادرات نیز گنجانده شده بود. عمق آب بین 60 تا 90 متر می باشد. شرکت پتروناس به عنوان کارفرما وشرکت تکنپ (Technip) به عنوان پیمانکار پروژه را به صورت EPCIC  انجام داد.

In 1996, the Oil Ministry of Turkmenistan signed a contract with Petronas to study, develop and produce oil and gas in Block 1 of the block between 30 and 100 kilometers off the coast of Turkmenistan as well as construction of gas terminals in the land of condensate and export facilities are also included respectively. Water depth between 60 to 90 meters. A EPCIC was located.

EPCIC: مهندسی، تدارکات، اجرا و نصب، راه اندازی

نگاهی به سکوی نیمه شناور حفاری امیر کبیر/ Lookk at Amir Kabir Semi-Submersible drilling rig platform

این فیلم نگاهی به سکوی نیمه شناور امیر کبیر می اندازد و پرسنل زحمتکش آن

The film throws at Amir Kabir semi-submersible platform

All text and change the color to use to download it

دانلود    / Download  

دریای خزر

دریای خزر ، دریا مازندارن  یا دریای کاسپین پهنه ای آبی است که از جنوب به ایران ، از شمال به روسیه ، از غرب به روسیه و جمهوری آذربایجان و از شرق به ترکمنستان و قزاقستان محدود می شود.

در واقع دریای خزر یک دریاچه است بزرگترین دریاچه دنیا می باشد، طول آن حدود 1030 تا 1200 کیلومتر و عرض آن بین 196 تا 435 کیلومتر است. سطح دریای خزر پایین تر از دریاهای آزاد حدود 28 متر پایین تر از سطح دریا های آزاد می باشد ، خط ساحلی آن حدود 7 هزار کیلومتر، مساحت آن 371 تا 386 هزار کیلومتر مربع است.

دریای خزر در گذشته بخشی از  دریای تتیس بود که  اقیانوس آرام را به  اقیانوس اطلس متصل می‌کرد. از حدود ۵۰ تا ۶۰ میلیون سال پیش به تدریج راه این دریا ابتدا به اقیانوس آرام و سپس به اقیانوس اطلس بسته شد.

 در سال ۱۹۵۲، شوروی رود دُن و ولگا را با ایجاد آبراهی مصنوعی به هم پیوست تا کشتی‌های کوچک بتوانند از دریای خزر به دریای آزوف و دریای سیاه بروند. بدینسان دریای خزر دوباره به دریاهای آزاد راه یافت.

قسمت شمالی این دریا بسیار کم‌عمق است به طوری که تنها نیم درصد آب دریا در یک‌ چهارم شمالی دریا قرار دارد و عمق آن به طور میانگین کمتر از ۵ متر است. حدود ۱۳۰ رودخانه به این دریا می‌ریزند که اکثر آن‌ها از شمال غربی به دریا می‌پیوندند. بزرگترین آن‌ها رود ولگا است . ۸۱٪ آب ورودی خزر را رود عظیم ولگا تامین می‌کند. عمق آن از شمال به جنوب افزایش می‌یابد. میانگین ژرفای این دریاچه در ناحیه شمالی کم‌تر از ۱۰ متر، در بخش میانی بین ۱۸۰ تا ۷۸۸ متر و در بخش جنوبی که آب‌های کناره ایران را تشکیل می‌دهد به ۹۶۰ تا ژرفای ۱۰۲۵ متری نیز در ناحیه جنوبی این دریاچه گزارش شده‌است.

جهت جریان آب این دریاچه از سمت شمال غربی به جنوب شرقی است. دریای خزر از ۵۷۵ نوع گیاه، ۱۳۳۲ گونه جانور و ۸۵۰ نمونه ماهی برخوردار است؛ و ۹۰ درصد خاویار جهان از این دریای صید می‌شود. مهم ترین ویژگی اقتصادی خزر، نفت و گاز است نفت در خزر سال ۱۳۰۲ / ۱۹۲۳ در باکو کشف شد. ذخایر اثبات شده نفت در این دریای ۳۲ میلیارد بشکه می‌باشد و این یعنی حدود ۴ درصد از کل ذخایر نفت خاورمیانه. ذخایر احتمالی نفت این حوزه نیز در حدود ۱۶۳ میلیارد بشکه دیگر برآورد شده‌است. جهت جریان آب این دریاچه از سمت شمال غربی به جنوب شرقی است. همین جهت جریان و ژرفای زیاد آب در کرانه‌های ایران که باعث کندی حرکت جریان می‌شود منجر به تجمع انواع آلودگی‌های این دریاچه در سواحل ایران به میزانی بیش از کرانه‌های دیگر کشورها می‌شود. 

طبیعت بسته خزر آن را منزلگاه جانوران و گیاهان منحصربه‌فردی کرده است اما در عین حال موجب شده تا در مقابل آلودگی‌های کشاورزی و صنعتی و نفتی بسیار آسیب‌پذیر باشد

این دریا از نظر منابع نفت و گاز بسیار غنی است و ذخایر نفتی آن حدود 200 میلیارد بشکه برآورد می‌شود. بخشی از نفت دریاچه که از میدان نفتی باکو پایتخت جمهوری آذربایجان برداشت می‌شود از طریق خط لوله باکو-تفلیس- جیهان به سواحل مدیترانه منتقل می‌شود.

از منابع مهم این دریا؛ ذخایر نفت و گاز موجود در زیر بستر دریا و همچنین انواع ماهیان خاویاری را می‌توان نام برد

مطابق بخشنامه دولتی سال ۱۳۸۱ نام رسمی دریای شمال ایران در مکاتبات فارسی دریای خزر و در مکاتبات خارجی Caspian Sea  است. همان‌گونه که در مورد بسیاری دیگر از عوارض جغرافیایی جهان رایج است برای این دریا نیز نام‌های متفاوتی در زمان‌های گوناگون استفاده شده‌است؛ ولی «دریای هیرکان» و «دریای کاسپی» از نظر تاریخی مطرح تر بوده است.

دریای هیرکان/ گرگان

دریای گرگان یا دریای ورکانه نام این دریاچهٔ بزرگ در عهد هخامنشیان و همچنین اشکانیان است که در واقع یک ساتراپی (شهربانی یا در واقع استانداری امروزین)  بوده ‌است. ورکانه نام پارسی آن و هیرکانیا ([Hyrcania]) نام یونانیش می‌باشد. این نامگذاری بدان جهت است که ورک به معنی گرگ در پارسی امروزین و ورکانه به معنی همان گرگان است و هیرکانیا گرگان بزرگترین و آبادترین شهر در اطراف آن دریا بود. نام یونانی آن هیرکانیا (Hyrcania) نامی علمی است که غربیان به جنگل‌ها و ببرهای شمال ایران داده‌اند. اعرابی که به تازگی به ایران تاخته بودند آن را دریای گرگان (بحر جرجان) می‌نامیده‌اند.

دریای کاسپین

محتمل‌ترین نام امروز برای این دریا، دریای کاسپین است. که در بسیاری از زبان‌های غربی و حتی در زبان عبری برای دریای شمال ایران به کار می‌برند. کاسیانیا کاسی‌ها مردمانی سفید پوست بودند که از هزاره دوم پیش از میلاد تا دوره ساسانی، مکتوب‌ها واشاره‌هایی به حضور آن‌ها در شمال و غرب ایران وجود دارد.

دریای خزر

در هیچ‌ یک از نوشته‌های مؤلفان شرقی و غربی دوران پیش از اسلام نامی از «خزر» بر دریای شمال ایران دیده نشده‌ است. در نوشته‌های مؤلفین اسلامی، این دریا در کنار نامهای دیگر، خزر هم نامیده شده‌است. در آغاز سدهٔ هفتم میلادی قوم خزران در دشت‌های سفلای رود تِرِکْ و رود ولگا و شمال قفقاز سکنی داشتند. به عبارت دیگر این قوم در بین شمال‌غربی این دریا و دریای سیاه سکونت داشتند. خزرها به همراه دیگر اقوام بیابان‌گرد شمال قفقاز، در زمان ساسانیان، بارها و بارها به سرزمین ایران می‌تاختند و پس از حضور کوتاه مدت خود معمولاً به دست سپاه ساسانی از مرزهای ایران بیرون رانده می‌شدند. این قوم هم‍واره با بیزانس بر ضد ایران هم‌پیمان بود. بنای استحکامات بزرگی چون شهر دربند در شمال قفقازدر عهد ساسانیان، که برای جلوگیری از حملات خزران صورت گرفت، هنوز پا برجاست.و کوتاه سازی دست ایرانیان .از این دریا برمی‌گردد.   تا پیش از حمله عرب به قفقاز در اسناد دیده نشده این دریا را «دریای خزر» بنامند. اما این که خزران از ناحیه رود کورا قفقاز جنوبی را مورد حمله قرار می‌دادند این تصور را در ذهن فاتحان عرب ایجاد کرد که دریای شمال ایران را دریای خزر بنامند. دریاهای سیاه و آزوف هم در روزگار فعالیت خانات خزر، خزر نامیده شده‌اند. 

دریای طبرستان

دریای طبرستان نام دیگری است که در منابع کهن آمده‌است. در اسنادی که در مؤسسات تاریخ‌ شناسی روسیه است آمده کهن وجین زیس در قرن دوازدهم نوشته‌است که ایرانیان این دریا را قرن‌ها دریای تبرستان می‌خواندند، ولی چون واژهٔ مازندران میان بومیان تبرستان جایگزین گشته، آن را دریاچهٔ مازندران (دریاچه مازندران! در این جمله ترجمه مشکوک است) می‌خوانند، علی رغم اینکه نام مازندران بسیار کهن است اما نام دریای مازندران برای اولین بار در دویست سال اخیر رایج شده‌است. نام دریای مازندران و دریای خزر در ۵۰ سال گذشته در رسانه‌های گروهی ایران رایج بوده و در سال ۱۳۶۱ دولت نام دریای مازندران را نام رسمی اعلام کرد. اما همچنان هر دو نام بطور متناوب بکار می‌رفت. دومین همایش همایش ژئوماتیک اردیبهشت ۱۳۸۲ سازمان نقشه برداری کشور دبیرخانه کمیته یکسان‌سازی نامهای جغرافیایی. مقاله "اسامی جغرافیایی باستانی میراث بشریت پژوهشی در مورد دو نام خلیج فارس و خزر و چالشهای فراروی."

دریای مازندران

ایرانیان تنها مردمی هستند که از ۱۳۱۶ این دریا را مازندران می‌نامند. نام دریای مازندران و دریای خزر در ۵۰ سال گذشته در رسانه‌های گروهی ایران رایج بوده است. در سال ۱۳۶۱ دولت نام دریای مازندران را نام رسمی اعلام کرد.

منابع انرژی دریای خزر

دریای خزر دارای ذخایر عظیمی از سوخت‌های هیدروکربنی می‌باشد. کشور جمهوری آذربایجان، عمده برداشت‌کننده منابع انرژی این دریا می‌باشد. در سال۲۰۱۲، جمهوری آذربایجان روزانه ۸۹۰ هزار بشکه نفت از حوزه جغرافیایی خود در دریای خزر استخراج می‌کرد. رتیه‌های بعدی را ترکمنستان با ۴۶ هزار بشکه، روسیه با ۶ هزار بشکه و قزاقستان با ۳ هزاربشکه نفت، به خود اختصاص می‌دهند.

پژوهش‌ها نشان می‌دهد حجم ذخایر تخمین زده شده نفتی در دریای خزر حدوداً برابر با 50 میلیارد بشکه و ذخایر گاز طبیعی تایید شده هم برابر با ۲۵۷ هزار میلیارد فوت مکعب بوده‌است؛ که این ارقام ۴٪ از ذخایر گاز و نفت دنیا را تشکیل می‌دهد. پیش بینی می‌شود با ادامه فعالیت‌های اکتشافی، ظرفیت بهره‌برداری نفت این منطقه ۱۸۴ میلیارد بشکه و ظرفیت برداشت گاز از آن هم ۲۹۳ هزار میلیارد فوت مکعب افزوده شود.

آذربایجان در سال ۱۹۹۴ قراردادی برای استخراج نفت با کنسرسیومی مرکب از شرکتهای آمریکایی، بریتانیائی، روسی، نروژی، ترکی و سعودی امضا کرد و در نوامبر همان سال قراردادی هم با ایران بست تا ایران را هم در این کنسرسیوم شریک کند اما آمریکا با این استدلال که شرکتهای آمریکایی اجازه ندارند با ایران همکاری کنند آذربایجان را ناگزیر به لغو این قرارداد کرد.

به گزارش اداره اطلاعات انرژی آمریکا (EIA)، در سال ۲۰۱۱، آذربایجان ۵۶۲ میلیارد، روسیه ۱۷ میلیارد و ترکمنستان ۱ میلیارد فوت مکعب گاز در دریای خزر استخراج کردند در حالی که ایران در دریای خزر گاز استخراج نکرد. در سال ۲۰۱۲، آذربایجان روزانه ۸۹۰ هزار بشکه، ترکمنستان ۴۶ هزار بشکه، روسیه ۶ هزار بشکه و قزاقستان ۳ هزار بشکه نفت در دریای خزر استخراج کردند در حالی که سهم جمهوری اسلامی ایران در استخراج نفت صفر بوده است.

رژیم حقوقی

دریای خزر گرچه قرن‌هاست که دریا نامیده می‌شود ولی به هیچ دریایی به طور طبیعی متصل نیست؛ بنابراین رژیم حقوقی ویژه و منحصربه‌فرد خود را داشته و دارد. اگر دریای خزر را دریاچه بدانیم در آن صورت مشمول کنوانسیون ملل متحد در مورد حقوق دریاها نمی‌شود و رژیم حقوقی آن باید بر اساس توافق کشورهای ساحلی دریای خزر تعیین شود.

تا پیش از فروپاشی شوروی و اضافه شدن کشورهای نوبنیاد آذربایجان، قزاقستان و ترکمنستان به کشورهای ساحلی دریای خزر، وضعیت حقوقی دریای خزر به وسیلهٔ معاهدات ۱۲۰۷ / ۱۸۲۸، ۱۳۰۰ / ۱۹۲۱ و ۱۳۱۹ / ۱۹۴۰ میان ایران و روسیه و بعدها ایران و شوروی، مشخص شده بود.

براساس قرارداد ترکمانچای  به ‌سال ۱۲۰۷ / ۱۸۲۸، ایران از داشتن نیروی دریایی در دریای خزر محروم شده بود . اما درعهدنامه دوستی ایران و روس به‌ سال ۱۳۰۰/ ۱۹۲۱ به تساوی، به ایران و شوروی حق کشتی رانی جنگی و غیر آن داده شد و در قرارداد بازرگانی و دریانوردی (۱۳۱۹ / ۱۹۴۰) جزئیات رژیم دریانوردی مشخص گردید. این معاهدات، هیچ اشاره‌ای به چگونگی استفاده از منابع بستر دریا را مطرح نمی‌کنند.

در سال ۱۹۹۱، روسیه و ایران خواهان آن بودند که کشورهای ساحلی دریای خزر به طور مشاع از این دریا بهره ‌برداری کنند در حالی که سه کشور دیگر دریای خزر خواهان تقسیم آن بودند. در ۲۱ دسامبر ۱۹۹۱، جمهوری‌های شوروی سابق با امضای اعلامیه آلماآتا متعهد شدند که به قراردادهای شوروی با دیگر کشورها پایبند باشند.

روسیه در سال ۱۹۹۸ موضع خود را تغییر داد و در سال ۱۳۸۰ و ۱۳۸۱ با قزاقستان و سپس با آذربایجان پروتکل دو جانبه‌ای را تعیین کرد که با وصل کردن دو سر نقاط ساحلی این دو کشورعملا حدود ۲۷ درصد دریا سهم قزاقستان و حدود ۱۹ درصد دریا سهم روسیه می‌گردد. سهمی حدود ۱۸ درصد هم با همین فرمول برای آذربایجان در نظر گرفته شده ودرواقع ۶۴ درصد بستر دریا را این سه کشورمیان خود تقسیم کرده‌اند اما ایران و ترکمنستان این نوع تقسیم بندی دو جانبه را برسمیت نپذیرفته‌اند و نظام تقسیم دریا را غیرقابل قبول می‌دانند.  مشکل حل شد.

سواحل مکران در جنوب شرق ایران در طول خلیج عمان از راس الکوه در باختر جاسک تا خلیج گواتر ادامه دارد. بخش دریایی مکران به علت شیب تند فلات قاره پهنای کمی دارد و در فاصله 25 کیلومتری از ساحل، ژرفای آب به 200 متر می رسد. از نظر تقسیمات جغرافیایی نیز این منطقه سواحل خیلج عمان در بخشی از استان هرمزگان در شرق بندر جاسک و تمامی سواحل استان سیستان و بلوچستان را در بر می گیرد. به امید آن روز که سکوی نیمه شناور حفاری در این منطقه فعالیت کند.

فیلم آموزش دفتر درآمد و هزینه

این فیلم آموزش نوشتن دفتر در آمد و هزینه ها را نشان می دهد با تشکر از خانم رحیمی مسئول امور مالیاتی نظام  مهندسی استان تهران

The film is to tax them for Iranian engineers

Concrete deep water structure (Condeep / مروری بر پروژه سکوی ثقلی

این فیلم مراحل ساخت سکوی ثقلی را نشان می دهد.

The film shows the construction of the gravity platform

All text and change the color to use to download it

دانلود / Download                                                                             

سکوی کیسونی، ثقلی ، وزنی 

این سکوهــا به نام سکو کیسونی معروف هستند. سکوهای  نفـــتی بـرای اولیــن بار در سال 1973 در دریــای شـــمال سـاخته و نصــب شدند. این سکوها ترکیبی از سازه فلزی و بتنی هستند. استوانه‌های متعدد زیر سکو که بر روی کف دریا نشسته‌اند از نوع  بتونی بوده و مخازن ذخیره نفت آنها هم ،طریق ساخت آن در این فیلم نشان داده می شود قبلا درباره قالب لعرزنده مطالبی نوشته ام همانند آن است با توجه به توضیحات که داده شده نوبت ارایه این فلیم می باشد برای اول بار در وبلاگ دنیای سازه های دریایی این فیلم ارایه می گردد.

پروژه Gullfaks C  به صورت EPC اجرا شده و کارفرمای آن استات اویل بوده این سازه بزرگترین سازه دریایی می باشد  Gullfaks C در دریا شمال واقع است و این منطقه دارای ذخایر عظیم نفت وگاز می باشد به به صورت بلوک نام گذاری شده است Gullfaks C  برای عمق 220 متر طراحی شده است دستاور های بزرگ این سازه طراحی پمپ های برای پمپاژه بتن برای توزیع حجم بتن با قابلیت بیشتر طراحی این سازه در نسل های بعدی برای عمق 300 با شرایط آب و هوای طوفانی این سازه  Concrete deep water structure condeep 

Gravity Based Structure  (GBS)    در دریا شمال دارای 14 تا سازه   Condeep (سکوی کیسونی می باشد.در مورد حوضچه خشکن و حوضچه چرخش ماه های بعد توضیح خواهدم داد.

سکوها کیسونی که ساخت شده است به شکل های زیر در محل مورد نظر

چند نمونه از آزماش های غیر مخرب برای بتن سکوی ثقلی

Some examples of non-destructive testing for concrete gravity platform

1.      آزمایش هافسل: پتانسیل خوردگی

2.      RCPT تعیین سرعت نفوذ یون کلر

3.      التراسونیک شناسایی ترک، ابعاد اعضاء و تخلل بتن

4.      تعیین شدت خوردگی : تعیین شدت خوردگی آرماتور در بتن و امکان سنجی خوردگی در آینده

5.      آمایش انعکاس ضربه برای شناخت ماهیت بتن

6.       انعکاس ضربه برای معلوم کردن کلفتی بتن

7.      کاربردهای سر هم رادار، انعکاس ضربه و انعکاس فراصوتی برای ارزیابی ساختارهای بتن پس از کشیده شدن است.

8.      غواص ها سازه بتونی را زیر آب را معاینه می کنند در صورت که سازه سایش یا صدمه دیده باشد، ترمیم شود.

9.      اندازه سرعت فراصوتی می تواند به صورت یک ابزار کیفیت در طی سازه استفاده شود و همچنین آمایش فراصوتی می تواند برای بازرسی ضمن خدمات سازه

10.  اشعه ایکس، توموگرانی را برای تعیین تکثیر شکاف در بتن مورد استفاده قرار می دهد.

11.  اشعه ایکس، توموگرافی را برای تعیین درصد و توزیع نامعلوم در بتن به شمار می آورد.

12.  تحلیل فعال سازه جدیدتر و بیرنگ گاما برای تعیین شناسه های متمرکز و عمق کارید بتن

13.  فن اندازه گیری پراکندگی نوترون در آبپوشی سیمان مورد استفاده است.

Gullfaks

The first discovery in the area, the Gullfaks oil field, is located on Block 34/10, roughly 109 miles (175 kilometers) from Bergen, Norway. The field is in water depths of 427 to 722 feet (130 to 220 meters) in the Tampen area. Recoverable reserves are estimated at 2 billion barrels of oil.

The field's reservoir consists of Middle Jurassic sandstones in the Brent group, and lower Jurassic and Upper Triassic sandstones in the Cook, Statford and Lunde formations. The reservoir is located in 5,577 to 6,562 feet (1,700 and 2,000 meters) below the seafloor.

The field was discovered in 1978; And soon after, the original plan for development and operation of Gullfaks included the Gullfaks A and B facilities (GFA and GFB). The Gullfaks C (GFC) facility was approved in 1985.

platforms with concrete gravity bases, Gullfaks A and B. The platforms have a

similar technology and design as the Statfjord platforms. These were developed

before the Gullfaks platforms by Mobil who developed the Statfjord field and

operated it for an agreed period of time after which operation was transferred to Statoil. Production from the Gullfaks A platform came on stream in late 1986, 7 months before planned, while production from the B platform started in early 1988, 9 months before planned.

The Gullfaks A platform is an integrated drilling, processing, storage and accommodation platform, while the B platform is a simpler drilling and wellhead platform. Gullfaks A is positioned at a sea depth of 130 meters

Phase 2 of the Gullfaks project involved the construction and installation of the

Gullfaks C platform. It is a condeep platform of the same type as Gullfaks A, but

since it is positioned at a depth of 220 meters, its concrete substructure is much larger.

Phase 2 came on stream in November 1989. The Gullfaks C platform contains a

control center for aircraft and vessel traffic to the entire Gullfaks field.

The world’s largest CONDEEP, Gullfaks C, will be installed in the North Sea this summer. During 3.5 years of design and construction work, there has been a number of developments with regard to construction and offshore technology. These improvements will be of significant importance for the development of the next generation of concrete offshore structures for water depths of 300 m and more, and for extreme environmental conditions as those present in the subarctic. The project consists of three production platforms Gullfaks A (1986), Gullfaks B (1988), and Gullfaks C (1989) Gullfaks C sits 217 metres (712 ft) below the waterline.

The height of the total structure measured from the sea floor is 380 metres (1,250 ft) making it taller than the Eiffel Tower.

Condeep

Eleven of the 14 concrete facilities installed on the Norwegian shelf are Condeep facilities.

Condeep (Concrete deep water structure) is a concrete, gravity based facility resting on the seabed. An overview of Condeep facilities is provided in Table 1. The last of these facilities built, and the largest of the Condeep-type, is Troll A. The facility stands in 302 metres of water, has a total height of 472 metres and a concrete jacket measuring 369 meters. This is the tallest concrete facility for petroleum production ever delivered anywhere.

The two first Condeep facilities were not designed for removal, while the following nine are (see Table 1). All are equipped with skirts that extend down into the seabed under each cell. The skirts on Troll A measure 36 metres, while the skirts on the earlier facilities extended 22 metres down. The cavities between the cells and the seabed are filled with concrete