مقایسه میدان گازی پارس جنوبی ایران و دلفین انرژی در قطر/Compare South Pars gas field in Iran and Dolphin Energy in Qatar

مقایسه میدان گازی پارس جنوبی ایران و دلفین انرژی در قطر

Compare South Pars gas field in Iran and Dolphin Energy in Qatar

با توجه به این که حوزه خلیج فارس  درصد زیادی از انرژی جهان از این حوزه میباشد کشور حوزه خیلج فارس برای اینکه به تواند سریعتر به بازار های جهان برسند و محصولات خود را ارایه کننده چه کار های کرده اند. تنگه هرمز تنها مسیر دریایی است که به اقیانوس راه دارد و مسیر مهمی برای صادرات نفت کشورهای خلیج فارس به شمار می رود .بر این اساس بازار جهانی انرژی به این مسیرهای استراتژیک وابسته است . مسدود شدن این تنگه ها هر چند موقتی هم باشد تاثیر زیادی بر افزایش هزینه و قیمت انرژی در جهان خواهد داشت .

تنگه هرمز عمق و عرض کافی برای عبور نفتکشهای بزرگ و غول پیکر را در اختیار دارد . حدود دو سوم نفت عبوری از طریق مسیرهای دریایی با نفتکشهای بالای 150 هزار تنی منتقل می شود . تنگه هرمز به تنهایی با انتقال روزانه 17 تا 19 میلیون بشکه نفت بدون شک طلایی آبراه نفتی جهان است.

کشورهای ایران، کویت، عراق، عربستان سعودی، امارات، بحرین و تاحدودی بحرین نفت و محموله‌های LNG  خود را از مسیر تنگه هرمز به بازارهای بین‌المللی منتقل می‌کنند. از سوی دیگر پس از تحریم نفت ایران توسط 27 کشور عضو اتحادیه اروپا، پیش نویس طرحی در مجلس شورای اسلامی آماده شده که در صورت اعمال محدودیت های بیشتر در صادرات نفت، بسته شدن تنگه هرمز یکی از سناریوهای روی میز ایران است مسیرهای متعددی را برای دور زدن تنگه هرمز در دستور کار داده‌اند و در شرایط فعلی اعراب از 5 مسیر خط لوله به عنوان جایگزینان احتمالی تنگه هرمز یاد می کنند.

در عراق سه مسیر جایگزین برای دور زدن تنگه هرمز وجود دارد که عبارتنداز خط لوله کرکوک - جیحان، خط لوله کرکوک-بانیاس و خط لوله عراق-عربستان

خط لوله کرکوک – جیحان

خط لوله انتقال نفت خام عراق - ترکیه (ITP) که به خط لوله کرکوک - جیحان نیز شناخته می‌شود در سال 1977 به بهره‌برداری رسیده است. این خط لوله 970 کیلومتری شامل دو خط جداگانه 46 و 40 اینچی است که در مجموع ظرفیت انتقال 6/1 میلیون بشکه در روز را دارد. این خط لوله، در سال 1991 و پس از حمله عراق به کویت بسته و دوباره در زمان برقرای برنامه نفت در برابر غذای سازمان ملل گشوده شد. این خط لوله از سال 2003 و پس از حمله آمریکا به عراق دوباره مورد استفاده قرار گرفته که در موارد متعدد قسمت‌هایی از ان در اثر حملات خرابکارانه تخریب شده است. بنابراین فعالیت این خط لوله با ظرفیت کامل نیازمند سرمایه‌گذاری مجدد است. توان عملیاتی فعلی این خط لوله حدود 500 هزار بشکه در روز است.

خط لوله کرکوک – بانیاس

خط لوله انتقال نفت خام کرکوک به بندر بانیاس در گذشته بخشی از نفت خام عراق را از طریق سوریه به دریای مدیترانه و بازارهای اروپایی انتقال می‌‌داده است. این خط لوله 800 کیلومتری در سال 1952 آغاز به کار کرده و ظرفیت انتقال روزانه 300 هزار بشکه در روز را داشته است. در تهاجم سال 2003 آمریکا به عراق این خط لوله به‌طور کامل تخریب شده و در حال‌حاضر از ان استفاده نمی‌شود. در سال 2007 سوریه و عراق توافق کردند تا این خط لوله را تعمیر کرده و دوباره از آن استفاده کنند. اما مقامات عراقی پس از انجام مطالعات فنی و اقتصادی لازم اعلام کردند که تعمیر و بازسازی این خط لوله فاقد صرفه اقتصادی بوده و لذا خطوط لوله جدیدی به مقصد بانیاس احداث خواهند کرد.

دو خط لوله نفتی جدید عراق - سوریه حداکثر ظرفیت انتقال روزانه دو میلیون و 500 هزار بشکه نفت خام عراق را خواهد داشت. بطوریکه خط لوله نفتی بزرگ‌تر با ظرفیت انتقال روزانه یک میلیون و 500 هزار بشکه برای انتقال نفت خام سنگین و خط لوله دیگر با ظرفیت انتقال روزانه یک میلیون و 250 هزار بشکه برای انتقال نفت خام سبک مورد استفاده قرار خواهد گرفت. لازم به ذکر است تحولات اخیر سوریه موجب شده پیگیری احداث این خط لوله تا برقراری ثبات و امنیت کامل در سوریه به تعویق بیفتد.

خط لوله عراق – عربستان

این خط لوله در سال 1989 با ظرفیت 1.65 میلیون بشکه در روز و با سرمایه‌گذاری دو میلیارد دلار از طرف دولت عراق و تحت مالکیت این کشور راه‌اندازی شد. این خط لوله با قطر 48 اینچ از جنوب عراق به بندر موجز در نزدیکی بندر ینبع در دریای سرخ متصل می‌شود. عراق هم با ساخت یک خط لوله جدید قصد دارد بخش عمده نفت خام صادراتی میادین منطقه بصره در جنوب این کشور را با دور زدون تنگه هرمز از دریای سرخ به بازارهای جهانی صادر کند

کویت

کویت تنها کشوری است که هیچ گزینه مستقیمی برای صادرات نفت خام خود در خارج از تنگه هرمز در اختیار ندارد. این کشور در سال 2011 حدود 4/2 میلیون بشکه در روز صادرات نفت خام داشته است. البته کویت می‌تواند از طریق خط لوله غیرفعال عراق - عربستان (IPSA) که از کویت عبور کرده و به دریای سرخ متصل می‌شود، نفت خام خود را صادر کند که این امر هم با توجه به اینکه 80درصد صادرات نفت خام عراق از خلیج فارس صورت می‌گیرد و در صورت بسته شدن تنگه هرمز، این کشور چاره ای به جز انتقال آن از طریق خط لوله فی مابین خود با عربستان ندارد

عربستان – دریای سرخ

عربستان در حال حاضر 75 درصد از نفت خام صادراتی خود را از طریق خلیج‌فارس به فروش می‌رساند. به طوری که در مجموع ظرفیت دو پایانه صادراتی رأس تئوره (5/6-6 میلیون بشکه در روز) و رأس‌الجمعیه (3 تا 5/3 میلیون بشکه در روز) در شرق این کشور به 9 تا 10 میلیون بشکه در روز بالغ می‌شود. با این وجود حود 25 درصد از نفت خام خود را نیز در دریای سرخ به مشتریان اروپایی تحویل می‌دهد. پایانه صادراتی ینبع در غرب عربستان نیز توان صادرات پنج میلیون بشکه در روز را دارد. براساس اطلاعات منتشر شده پایانه‌های صادراتی عربستان در شرق و غرب این کشور در مجموع ظرفیت صادرات 14 تا 15 میلیون بشکه در روز نفت خام و فرآورده‌های نفتی را دارا هستند. مهم‌ترین خط لوله صادرات نفت خام عربستان به شرح زیراست.

خط لوله شرق – غرب عربستان

این خط لوله به طول 1200 کیلومتر و قطر 48 اینچ در سال 1981 با ظرفیت اولیه 1.85 میلیون بشکه در روز بین منطقه آبکیک واقع در شرق عربستان و بندر ینبع در ساحل دریای سرخ واقع در غرب این کشور احداث گردید.

خط لوله ترانس عربی

غیر فعال است به خاطر مسائل سوریه

خط لوله عربستان – بحرین

تنها خط لوله بین‌المللی فعال عربستان است که با عمر حدود 60 سال نفت خام سبک میادین ابوصفرا و دمام را با ظرفیت 200 تا 250 هزار بشکه در روز از طریق زیر دریا ببحرین منتقل می‌کند. با توجه به فرسودگی و سن زیاد این خط لوله قرار است با خط لوله 14 کیلومتری به ظرفیت 350 تا 450 هزار بشکه در روز از بندر آبکیک به پالایشگاه بحرین در جایگزین شده

قطر به تنهایی سالانه 77 میلیون تن ال.ان.جی را از تنگه هرمز به بازارهای جهانی مصرف کننده گاز همچون ژاپن، کره جنوبی، هندوستان، چین، اروپا و شرق آسیا منتقل می کند همانطور که در فیلم ملاحظه کردید خط لوله فجیره یکی از خط لوله های مهم می باشد که گاز قطر رابه سواحل مکران می رساند

خط لوله حبشه - فجیره

این خط لوله از میدان حبشه امارات آغاز می شود و به بندر فجیره در سواحل مکران ختم می‌شود

خط لوله حبشه - فجیره حدود 68درصد از کل توان صادراتی نفت خام امارات و نزدیک به 54درصد از نفت خام تولیدی این کشور در سال مذکور است.

بازارهای آسیایی را که عمده نیاز خود را از کشورهای خلیج فارس تأمین می‌کنند، افزایش می‌دهد. براساس مطالعات انجام شده پنج روز زمان لازم است تا نفتکش ها از باب‌المندب در دریای سرخ، نفت خام عربستان را به مشتریان آسیایی آن تحویل دهند، ولی به بازار اورپا و آمریکا نزدیکتر شده است و این پروژه مقرون به صرفه بوده و هست.

Subsea Pipeline Design, Analysis, and Installation,Gulf Professional Publishing,2014

این کتاب نصب و تجزیه و تحلیل ، طراحی خطوط لوله ها در زیر دریا می باشد.

This is Sub sea Pipeline Design, Analysis, and Installation, Gulf Professional Publishing,2014

This file is password

Password: CE-MS MS.c Bijan Mohammadi

All text and change the color to use to download it

کلمه عبور / Password        دانلود /Download  

با تشکر از مهندس محمد علی بهاری برای اسال این کتاب و ارایه آن در وبلاگ

نویسنده این کتاب مقالات زیاد در مورد خطوط لوله های زیر دریا و رایزر ها ارایه کرده است و این کتاب دارای 785 صحفه می باشد.

I am delighted to write a brief Foreword to this extensive handbook for subsea pipeline design and installation. It is often a challenge to find a single book that discusses all aspects of subsea pipeline design and installation in sufficient detail that the practicing engineer can have this book or volume of books as a desk reference for a large range of design topics, instead of the engineer having to search for specific subject matter in Conference Proceedings. And the authors have succeeded in accomplishing just that. The effort it took in writing well over a 750 pages of text and formulae and cross-checking was truly a labor of love and dedication to the profession of subsea pipeline engineers, and for those readers who wish to know more about a particular subject, the list of references at the end of each chapter is truly outstanding

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