حقل جنوب فارس / الشمال للغاز والمكثفات

هذا المقال يتضمن أسماءً أعجمية تتطلب حروفاً إضافية (پ چ ژ گ ڤ ڠ).
لمطالعة نسخة مبسطة، بدون حروف إضافية
حقل جنوب فارس/ الشمال للغاز والمكثفات
حقل جنوب فارس / الشمال للغاز والمكثفات is located in إيران
حقل جنوب فارس / الشمال للغاز والمكثفات
موقع حقل جنوب فارس/ الشمال للغاز والمكثفات
البلدإيران
قطر
الموقعالخليج العربي
بحري/بريبحري
الاحداثيات26°37′08.85″N 52°04′04.67″E / 26.6191250°N 52.0679639°E / 26.6191250; 52.0679639Coordinates: 26°37′08.85″N 52°04′04.67″E / 26.6191250°N 52.0679639°E / 26.6191250; 52.0679639
المشغـِّلقطر للبترول
الشركة الوطنية الإيرانية للنفط
توتال
تاريخ الحقل
الاكتشاف1971
بدء الانتاج1989
الانتاج
ذروة الانتاج (غاز)60,000 million قدم مكعب لكل يوم (1,700×10^6 م3/ي)
احتياطي الغاز
المقدر تحت الأرض
1,800,000×10^9 قدم3 (51,000×10^9 م3)
الغاز القابل للاستخلاص1,260,000×10^9 قدم3 (36,000×10^9 م3)
التكوينات المنتجةKangan (Triassic)
Upper Dalan (Permian)

حقل فارس الجنوبي هو حقل غاز طبيعي يقع في الخليج العربي. ويعتبر من أكبر حقول النفط في العالم، وتتشارك فيه قطر وإيران.[1][2] حسب الوكالة الدولية للطاقة الذرية (IEA) يقدر إجمالي احتياطيات النفط في الحقل بحوالي 1,800 تريليون قدم مكعب (51 تريليون متر مكعب) و50 بليون برميل (7.9 بليون متر مكعب) من متكثف الغاز الطبيعي[3] وفي قائمة حقول الغاز الطبيعي فإن هذا الحقل يحتوي احتياطيات يمكن استخلاصها تزيد عن مجموع احتياطيات الغاز في باقي العالم مجتمعة. ولذلك فالحقل له أهمية جيوستراتيجية فائقة.[4]

يشغل الحقل مساحة 9700 كم² من المياه الاقليمية الإيرانية و6000 كم² من المياه الاقليمية القطرية.[5]

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

جيولوجيا الحقل

  • العمق: 3,000 مترs (9,800 قدم) تحت سطح البحر[6]
  • عمق المياه: 65 مترs (213 قدم)[6]

يتألف الحقل من تشكيلين مستقلين حاملين للغاز، كانگان (العصر الثلاثي) ودلان العلوي (العصر الپرمي). ينقسم كل واحد من هذه التشكيلات إلى طبقتي تخزين مختلفتين، يفصل بينهما حواجز غير نافذة. يتألف الحقل من أربع طبقات تخزين مستقلين K1، K2، K3، وK4.[7]

الوحدتان K1 وK3 تتكون بشكل رئيسي من الدولوميت والانهايدرايت بينما K2 وK4، واللتان يشكلان خزانات الغاز الرئيسية بالحقل، تتكونان من الحجر الجيري والدولوميت. تفصل كتلة اندهايدريت ضخمة (ممر النار) بين الوحدة K4 والوحدة التي توجد أسفلها K5 والتي تتميز بضعف نوعية المخزون.[8] The gross pay zone في حقل جنوب فارس، تبلغ سماكتها حوالي 450 متر، وتمتد من أعماق تصل من 2750 إلى 3200 متر. تتراجع طبقات الخزان بلطف إلى الشمال الشرقي. متوسط سماكة وحدات الخزان تقل تدريجياً من جنوب فارس (ما يقارب 400 م إلى حقل الشمال (384 م). يوجد تركيبات خزانن أخرى في المناطق المجاورة، قوس الخزان الموجود في قطر مقتطع بواسطة مجموعة من NNW-SSE trending faults.[8] Diagenesis تأثير كبير على نوعية خزان الحقل.[9]

الحقل جزء من the N-trending Qatar Arch structural feature الذي يحده Zagros fold and thrust belt من الشمال والشمال الشرقي.[10]

في الحقل، يقتصر تراكم الغاز في العالب على وحدات الطبقات الثلاثية والپرمية. تُعرف هذه الوحدات بتشكيلات كانگان-دالان والتي تشكل خزانات شاسعة من خزانات الغاز الطبيعي في الحقل ومنطقة الخليج العربي، والتي تشكل سلسلة كربونية-البخارية المعروفة أيضاًباسم تشكيل الخف.[10]

ينقسم العصر الپرمي-الثلاثي المبكر إلى تشكيلات فراغان (الپرمي المبكر)، دالان (الپرمي المتأخر) وكاناگان (الثلاثي المبكر).[10]


الاحتياطيات

حقل جنوب فارس/الشمال للغاز.

حسب الوكالة الدولية للطاقة، يعتبر جنوب فارس أكبر حقل غاز في العالم.[11]


يقدر In-place volumes بحوالي 1,800 trillion قدم مكعب (51 trillion متر مكعبs) من الغاز وما يقارب 50 بليون برميلs (7.9 billion متر مكعبs) من مكثفات الغاز الطبيعي في المكان.[12] مع in place volumes equivalent يساوي 360 بليون برميلs (57 billion متر مكعبs) من النفط [13] (310 بليون boe من الغاز و50 بليون boe من مكثفات الغاز الطبيعي) يعتبر الحقل أكبر تراكم هيدروكربوني تقليدي في العالم.

احتياطي الغاز القابل للاسترداد بالحقل يكافئ حوالي 215 بليون برميلs (34.2 billion متر مكعبs) من النفط وما يساوي 16 بليون برميلs (2.5 billion متر مكعبs) من المكثفات القابلة للاسترداد والتي تعادل حوالي 230 بليون برميلs (37 billion متر مكعبs) من هيدروكربونات النفط المكافئ القابلة للاسترداد.

عامل استرداد الغاز في الحقل يبلغ حوالي 70%، الذي يقابل حوالي 1,260 trillion قدم مكعب (36×10^12 م3) من إجمالي الغاز القابل للاسترداد والذي يشكل حوالي 10% من احتياطيات النفط القابلة للاسترداد في العالم.[14]

تقديرات القسم الإيراني تبلغ 500 trillion قدم مكعب (14×10^12 م3) من الغاز الطبيعي الموجود في المكان وحوالي 360 trillion قدم مكعب (10×10^12 م3) من الغاز القابل للاسترداد والذي يعادل حوالي 36% من إجمالي الاحتياطيات المؤكدة للغاز في إيران و5.6% من الإحتياطيات المؤكدة للغاز في العالم.[12]

تقديرات القسم القطري من الحقل تقدر بحوالي 900 trillion قدم مكعب (25×10^12 م3) من الغاز القابل للاسترداد والتي تساوي 99% من إجمالي احتياطيات الغاز المثبتة في قطر والتي تعادل 14% من احتياطيات الغاز المثبتة في العالم.[15]

جدول-1: احتياطيات حقل جنوب فارس/ الشمال للغاز

الغاز الموجود في الحقل (تريليون قدم مكعب) احتياطي الغاز (تريليون قدم مكعب)
جنوب فارس 500 360
القبة الشمالية 1300 900
إجمالي الحقل 1800 1260

ومع ذلك، وحيث أن الحقل يعتبر حقلاً عادياً والخزان متجانس بشكل كبير، فإن الاحتياطي القابل للاسترداد لكل بلد قد تختلف تبعاً لهذاالتقييم التقني والذي يعتد فقط بالبيانات الإحصائية ولا يتضمن معدل هجرة الغز. ولذلك، من الأفضل القول بأن الاحتياطيات النهائية القابلة للاسترداد لكل بلد تعتبر عاملاً لإنتاج الغاز التراكمي لكل منهما.[بحاجة لمصدر]

كذلك يحتفظ القسم الإيراني بكمية تصل إلى 18 بليون برميلs (2.9 billion متر مكعبs) من المكثفات الموجودة بالحقل والتي يعتقد بأن 9 بليون برميلs (1.4 billion متر مكعبs) منها قابلة للاسترداد،[16] بينم يعتقد بأن القسم القطري يحتوي على حوالي 30 بليون برميلs (4.8×109 م3) من المكثفات الموجودة بالحقل، 10 بليون برميلs (1.6 billion متر مكعبs) على الأقل مكثفات قابلة للاسترداد.[17]

الحقل غني بالسوائل والعوائد والتي تقدر بحوالي 40 برميلs (6.4 م3) من المكثفات لكل 1 million قدم مكعب (28×10^3 م3) من الغاز. يتمتع الحقل بمستوى مرتفع جداً من الإنتاجية في الآبار والتي تقدر بمتوسط 100 million قدم مكعب (2.8×10^6 م3) يومياً للبئر.[18]


احتياطيات غير مؤكدة

في 2005، أصبحت قطر للنفط قلقة بسبب سرعة تطوير احتياطيات القبة الشمالية، مما قد يعني انخفاض ضغط الخزان واحتمالات وقوع أضراب بانتاجها على المدى الطويل. في أوائل 2005، أعلنت الحكومة وقف مشروعات تنمية اختيارية في القبة الشمالية اعتماداً على دراسة خزانات الحقل.[19] لم يكن من المتوقع الانتهاء من هذا التقييم قبل 2009، مما يعني أنه من غير المحتمل توقيع عقود المشروعات الجديدة قبل 2010. إلا أن ذلك لم يؤثر على المشاريع الموافق عليها أو الجارية قبل الوقف.[20]

قرار الإيقاف الذي اتخذته قطر في 2005 والتمديد المحتمل له أثار بعض التساؤلات حول الاحتياطيات المثبتة الفعلية في الجانب القطري من الحقل. تداولت بعض الأخبار في 2006 بأن كونوكو فيلپس قام بشكل مفاجئ بحفر حقول جافة في الحقل الشمالي وكان هذا الحادث حافزاً جزئياً على الأقل للنظر بشكل مختلف لحقل الشمال والاحتياطيات المحتملة به.[21] دليل آخر يدعم الشك في الاحتياطيات الفعلية القطرية ظهر في 2008، عندما قامت قطر بجولة استكشافية للتنقيب عن الغاز في تشكيل الخف. Even واحداً من تلك الكتل يقع بالضبط تحت حقل القبة الشمالية.[22]

في 29 أكتوبر 2007، أعلن فيصل السويدي الرئيس التنفيذي لقطر للغاز بأن هناك فترة إيقاف مدتها خمس سنوات لمشروعات تطوير حقل القبة الشمالية للغاز، تبدأ في 2005، ومن المحتمل أن يتم تمديدها حتى 2011 أو 2012.[19] تم إنهاء إيقاف التنقيب من جانب قطر في أبريل 2017 بإعلانها عن مشروع غاز جديد في الجزء الجنوبي من الحقل.[23]

تطوير الحقل

حقل فارس الجنوبي في الخليج العربي.
البنية التحتية لحقل فارس الجنوبي.
حقل فارس الجنوبي.
جنوب فارس والبنية التحتية للنفط والغاز للجانب الإيراني.
أفق الخليج العربي في منطقة جنوب فارس.
المرافق البرية لحقل جنوب فارس بالقرب من عسلويه.

أكتشف حقل جنوب فارس في 1999 بواسطة الشركة الوطنية الإيرانية للنفط.[10] حصلت شركة فارس للنفط والغاز.[16] إحدى فروع الشركة الوطنية الإيرانية للنفط، على سلطة الإشراف على جميع المشروعات المتعلقة بجنوب فارس. تأخر تطوير الحقل بسبب عدة مشكلات تقنية (على سبيل المثال، المستويات العالية من mercaptans ومركبات الكبريت كريهة الرائحة)، ومسائل متعلقة بالتعاقد، ومؤخراً، السياسات.[بحاجة لمصدر]

بدأ انتاج الغاز من الحقل بمرحلة التكليف الثانية في ديسمبر 2002 لإنتاج 1 billion قدم مكعب لكل يوم (28 million متر مكعب لكل يوم) من الغاز الرطب. أُرسل الغاز عبر الأنابيب، وتمت معالجته في عسلويه.

يبلغ الإنتاج الحالي للمكثفات في حقل جنوب فارس 200,000 برميل لكل يوم (32,000 م3/ي)، ليزيد بحلول 2010 إلى 500,000 برميل لكل يوم (79,000 م3/ي). في ديسمبر 2010، كانت السعة الإنتاجية لحقل جنوب فارس 75 million متر مكعبs (2.6 billion قدم مكعب) من الغاز الطبيعي يومياً.[24] ما بين مارس 2009 ومارس 2010، ارتفع إنتاج الغاز في حقل جنوب فارس إلى ما يقارب 30%. تقدر احتياطيات الحقل من الغاز الطبيعي بحوالي 14 trillion متر مكعبs (490 trillion قدم مكعب) و18 بليون برميلs (2.9 billion متر مكعبs) من مكثفات الغاز الطبيعي. سيرتفع إنتاج حقل جنوب فارس للغاز إلى 175 million متر مكعبs (6.2 billion قدم مكعب) يومياً في 2012.[25]

تخطط الشركة الوطنية الإيرانية للنفط لتطوير الحقل خلال 24-30 مرحلة، ليصبح قادراً على إنتاج حوالي 25 billion قدم مكعب (710 million متر مكعبs) إلى 30 billion قدم مكعب (850 million متر مكعبs) من الغاز الطبيعي يومياً.


يتم تعريف كل مرحلة قياسية لإنتاج يومي 1 billion قدم مكعب (28 million متر مكعبs) ، من الغاز الطبيعي 40,000 برميلs (6,400 م3) من المكثفات، 1500  طن من غاز نفطي مسال"الغاز النفطي المسال و200 طن من الكبريت، إلا أن بعض من هذه المراحل تواجه بعض المشكلات في خطط الإنتاج.[26]

من المقدر أن يبلغ متوسط رأس مال كل مرحلة بحوالي 1.5 بليون دولار، وسيتم تنفيذ معظمها عن طريق شركات نفط أجنبية بالشراكة مع شركات محلية.[27] أصبحت مرحلة تطوير جنوب فارس بواسطة شركة ستيت أويل النرويجية سيئة السمعة بعد تقرير واسع النطاق عن سوء السلوك والرشوة هورتون للاستثمارات، شركة استشارات إيرانية مملوكة لمهدي هاشمي رفسنجاني، ابن الرئيس الإيراني الأسبق هاشمي رفسنجاني. تعهدت ستيت أويل بإنفاق 300 مليون دولار لإنشاء ثلاث منصات إنتاج وخط أنابيب.[28] حكومة أحمدي نجاد، والذي تقلد الرئاسة في 2005، فضلت الشركات الوطنية عن الشركات الأجنبية العاملة في مجال الطاقة وقطاعات أخرى.[27]

بحلول 2008، بدأ الإنتاج من المرحلة 1، 2، 3، 4 و5 وبنهاية 2008، بدأ التدفق من المرحلة 6، 7، 8، 9 و10. المرحلة 12، 15، 16، 17، 18، 19، 27 و28 تواجه مراحل تطوير متعثرة.


. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

تمويل المشروع

من المتوقع أن يأتي التمويل من مصادر متنوعة تشمل وزارة النفط، ومصادر سحب من موارد متنوعة تشمل وزارة النفط، ومصادر سحب من الصندوق الوطني للتنمية، إصدار سندات على المستوى المحلي والدولي، ومن البنوك المحلية عن طريق تمويل الطاقة.[29][30]

تدعو وزارة النفط إلى إصدار سندات تزيد قيمتها عن 12 بليون دولار لفترة مدتها ثلاث سنوات.[31] سيتم تخصيص ثلاثة ملايين يورو لحقل جنوب فارس للغاز وسيخصص باقي المبلغ لمشروعات تطوير حقل النفط.[32][33] في ديسمبر 2010، تم استثمار ما يقارب 30 مليون دولار في خطة تطوير حقول جنوب فارس للغاز.[24] يقدر أن المبلغ سيصل لأكثر من 40 بليون بحلول 2015.[24] في بيان معدل صدر في 2011، صرحت وزارة النفط الإيرانية بأن إيران ستستثمر 90 بليون دولار فيما بين 2011 و2015 (60 بليون دولار سيتم تخصيصهم لقطاع upstream والبقية لقطاع downstream).[34]

بمجرد الانتهاء من تطوير المراحل الثمانية الباقية بحلول 2014، سينتج المرفق إجمالي 320,000 برميل لكل يوم (51,000 م3/ي) من مكثفات الغاز الطبيعي و4 مليون طن من الكبريت فضلاً عن إجمالي سنوي يصل إلى 4.4 مليون طن من الغاز الطبيعي المسال و4 مليون طن من غاز الإيثان.[35] تظهر الدراسات الاقتصادية أن كل مرحلة من تطوير حقل جنوب فارس، ستضيف واحد بالمائة للناتج المحلي الإجمالي، بينما المراحلة 12 ستضيف ما يزيد عن ثلاثة بالمائة للناتج المحلي الإجمالي.[36] بحلول 2015، سيصل العائد السنوي إلى 100 بلوين دولار، مما يرفع من إنتاج الغاز الإيراني إلى 1.1 billion متر مكعبs (39 billion قدم مكعب) يومياً.[37][38]

مراحل التطوير

الرئيس محمد خاتمي يزور حقل جنوب فارس للغاز في 24 يناير، 2002.

في 2012، شاركت حوالي 400 شركة إيرانية في تطوير حقل جنوب فارس للغاز عن طريق توريد المعدات للمشروعات ذات الصلة.[39]

  • المرحلة 1 تم تطويرها بواسطة پتروپارس لإنتاج 1 billion قدم مكعب (28 million متر مكعبs) من الغاز الطبيعي يومياً، 40,000 برميل لكل يوم (6,400 م3/ي) من المكثفات، 1500 طن of من الغاز المسال بالإضافة إلى 200 طن من الكبير يومياً.
  • المرحلة 2 و3 تم تطويرها بواسطة تكتل شركات يضم توال، پتروناس وگازپروم لإنتاج 2 billion قدم مكعب (57 million متر مكعبs) من الغاز الطبيعي يومياً، 80,000 برميل لكل يوم (13,000 م3/ي) من المكثفات، 3000 طن من الغاز المسال بالإضافة إلى 400 طن من الكبير يومياً. بدأ الإنتاج في مارس 2003.
  • المرحلة 4 و5 تم تطويرها بواسطة إني وپتروپارس، لإنتاج 2 billion قدم مكعب (57 million متر مكعبs) يومياً من الغاز الطبيعي الغني، 75 million قدم مكعب (2.1 million متر مكعبs) يومياً من الإيثان، 80,000 برميل لكل يوم (13,000 م3/ي) من المكثفات، 3000 طن من الغاز المسال يومياً بالإضافة إلى 400 طن من الكبريت يومياً.
  • المرحلة 6، 7 وتم تطويرها بواسطة پتروپارس وستيت أويل لإنتاج lean gas لإعادة الحقن في حقل أغاجاري للنفط، والغاز الثقيل والمكثفات للتصدير. تتضمن عملية التطوير إنشاء ثلاث منصات برية بالإضافة إلى منصات بحرية بينما تطور پتروپارس المرافق البرية. سيتم مد أنبوب بقطر 31-بوصة (790 mم) من المنصات إلى الساحل. ستنتج هذه المراحل 3 billion قدم مكعب (85 million متر مكعبs) من الغاز الطبيعي يومياً، 70 million قدم مكعب (2.0 million متر مكعبs) من الإيثان، 120,000 برميل لكل يوم (19,000 م3/ي) من المكثفات، 4500 طن من الغاز المسال بالإضافة إلى 600 طن من الكبريت يومياً.
  • المرحلة 8 و10 قامت بتطويرهما إل جي. سنتج هذه المراحل 2 billion قدم مكعب (57 million متر مكعبs) من الغاز الطبيعي يومياً، 75 million قدم مكعب (2.1 million متر مكعبs) يومياً من الإيثان، 80,000 برميل لكل يوم (13,000 م3/ي) من المكثفات، 3000 طن من الغاز المسال بالإضافة إلى 400 طن من الكبريت يومياً. قام الرئيس أحمدي نجاد بافتتاح المرحلة 9 و10 بإفتتاحهما في مارس 2009.[40]
  • المرحلة 11 ستنتج الغاز المسال عن طريق مشروع فارس للغاز المسال. فاز بالمشروع مؤسسة البترول الوطنية الصينية في 2010 بعدما استثنت إيران توتال الفرنسية من المشروع.[41] وأخيراً في ديسمبر 2016، فاز بتطوير هذه المرحلة تكتل شركات يضم توتال الفرنسية، مؤسسة البترول الوطنية الصينية وپتروپارس الإيرانية.
  • بدأ تطوير المرحلة 12 بواسطة پتروپارس كمشروع للغاز المسال. ستنتج هذه المرحلة 2.5 billion قدم مكعب (71 million متر مكعبs) من الغاز الطبيعي الغني يومياً، 75 million قدم مكعب (2.1 million متر مكعبs) من الإيثان، 80,000 برميل لكل يوم (13,000 م3/ي) من مكثفات الغاز الطبيعي، 300 طن من الغاز المسال يومياً بالإضافة إلى 400 طن من الكبريت يومياً. شركة پتروليوس دى ڤنزويلا- شركة ڤنزويلية مملوكة للدولة- ستقوم بتمويل 10% من المشروع الذي تبلغ قيمته 7.8 بليون دولار. مجموعة سونانگول الأنگولية فازت أيضاً بحصة قيمتها 20% من مشروع المرحلة 12.[40]
  • تطوير المرحلة 13 و14 لإنتاج من أجل الغاز الطبيعي المسال الفارسي. فاز بتطوير المشروع شركة (خاتم-اول-أوسيا) الإيرانية بمبلغ 5 بليون دولار.[42] تكتل خاتم-أول-أوسيا الإيراني مكون من مجموعة من كبرى الشركات الإيرانية، وتشمل خاتم الأنبياء للإنشاءات، هندسة وإنشاء وصناعات النفط، SADRA, ISOICO, IDRO، والشركة الوطنية الإيرانية للنفط.[43] تم توقيع عقد تطوير المرحلة 13 مع تكتل مكون من ماپنا، SADRA وپترو پيدار الإيرانية والمرحلة الرابعة مع تكتل يضم المنظمة الإيرانية للتنمية الصناعية والتجديد، الشركة الوطنية الإيرانية للحفر والشركة الإيرانية الهندسية للهندسة والبناء.[44] في الأصل كانت رويال دتش شل ورپسول قد فازتا بتطوير المرحلة 13 و14 لكن تم استبعادهما من المشروع بواسطة الحكومة الإيرانية بعد التأخيرات المتكررة من جانبهما.[45]

حتى يونيو 2019، جاري إنشاء منصة تابعة من المرحلة 13 ومنصتين من المرحل 22-24 ، وتبلغ قدرة كل منها 14 مليون متر مكعب من الغاز الطبيعي يومياً.

ومن بين الأهداف المعلنة للمرحلة 14 إنتاج 400 طن من الكبريت، 2.800 طن من الپروپان، و75.000 برميل من مكثفات الغاز يومياً.

في 11 يونيو 2019، تم تحميل المنصة البحرية الثالثة في المرحلة 14 من حقل جنوب فارس في الميناء الجنوبي بمدينة بندر عباس بمحافظة هرمزگان. يبلغ وزن المنصة 2.400 طن وتحمل الرقم 14بي، وكان من المتوقع أن يتم تركيبها بحلول يوليو قبالة ساحل بوشهر، على بعد 550 كمن من نقطة مغادرتها. عند تشغيلها، ستُنتج المنصة 14 مليون متر مكعب من الغاز الطبيعي يومياً من حقل جنوب فارس للغاز المشترك بين إيران وقطر.

قام المهندسون الإيرانيون المنصة بتصميم المنصها وبنائها، وزوّد المصنّعون المحليون 60% من السلع والمعدات اللازمة للهيكل الضخم، حسبما ذكرت فاينانشال تريبيون. يجري تطوير المرحلة لإنتاج 56 مليون متر مكعب من الغاز يومياً. كما ستوفر 2.550 طناً من المواد الخام الپتروكيماوية يومياً لوحدات الپتروكيماويات في منطقة فارس الاقتصادية الخالصة للطاقة في جنوب محافظة بوشهر.

انتهت شركة صدرا (شركة إيران الصناعية البحرية) من إنشاء 91% من المنصة الرابعة والأخيرة في المرحلة، 14 دي، في بوشهر.

تجري عمليات الحفر في الآبار البحرية وستكتمل بحلول شهر أكتوبر 2019، وسيتم تثبيت المنصة 14دي بحلول نهاية هذا يونيو 2019.

بحلول نهاية السنة المالية 2019 في شهر مارس من العام التالي، ستنضم للعمل ثلاث منصات أخرى من مرحلتين أخريين من جنوب فارس وستضيف 50 مليون متر مكعب إلى إنتاج الغاز/يومياً من الحقل.

  • المرحلة 15 و16 فازت بعقد تطويرهما خاتم الأنبياء الإيرانية.[46] ستنتج المرحلتان 2 billion قدم مكعب (57 million متر مكعبs) من الغاز الطبيعي يومياً، و75 million قدم مكعب (2.1 million متر مكعبs) من الإيثان، 80,000 برميل لكل يوم (13,000 م3/ي) من مكثفات الغاز، إلى 3,000 طن من الغاز المسال بالإضافة إلى 400 طن من الكبريت يومياً. في يوليو 2010، تم نقل المشروع إلى المجمع الإيراني لبناء السفن والصناعات البحرية. في ذلك الوقت، المشروع الذي تبلغ تكلفته 2 بليون دولار كان قد اكتمل 50% منه بالفعل.[47] ستكتمل المرحلة 15 بحلول مارس 2012.[48]
  • أسندت المرحلة 18 و18 لتكتل يضم شركة الإنشاءات والهندسة الصناعية للنفط، الإنشاءات والهندسة البحرية الإيرانية، وپتروپارس. ستنتج هذه المرحلة 2 billion قدم مكعب (57 million متر مكعبs) من الغاز الطبيعي يومياً، 75 million قدم مكعب (2.1 million متر مكعبs) من الإيثان،80,000 برميل لكل يوم (13,000 م3/ي) من مكثفات الغاز، 300 طن من الغاز المسال بالإضافة إلى 400 طن من الكبريت يومياً. ستكتمل المرحلة 17 و18 في مارس 2012.[48]
  • المرحلة 19 فازت بها OIEC وپتروپارس.[44] ستنتج 2 billion قدم مكعب (57 million متر مكعبs) من الغاز الطبيعي يومياً، 75 million قدم مكعب (2.1 million متر مكعبs) من الإيثان، 80,000 برميل لكل يوم (13,000 م3/ي) من مكثفات الغاز، 300 طن من الغاز المسال يومياً بالإضافة إلى 400 طن من الكبريت يومياً. كما هو واضح فإن هذه المرحلة مرتبطة بالمرحلة 1 لذلك يطلق عليها أنها امتداد للمرحلة 1.[49]
  • فاز بتطوير المرحلة 20 و21 OIEC.[50] ستنتج المرحلتان 2 billion قدم مكعب (57 million متر مكعبs) من الغاز الطبيعي يومياً، 75 million قدم مكعب (2.1 million متر مكعبs) من الإيثان، 80,000 برميل لكل يوم (13,000 م3/ي) من الغاز الطبيعي، 3000 طن من الغاز المسال يومياً بالإضافة إلى 400 طن من الكبريت يومياً. في مايو 2008، وافقت رپسول ورويال دتش شل على تبديل البلوك 13 مع البلوك 20 أو 21[51]
  • المرحلة 22، 23 و24 فازت بهما خاتم الأنبياء، پترو سينا أريان وSADRA وتقع المرحلتان على الحدود الشمالية الشرقية للحقل.[44][52] الهدف من تطوير المرحلة 22، 23 و24 إنتاج 42.5 million متر مكعبs (1.50 billion قدم مكعب) من الغاز الطبيعي يومياً،57,000 برميل لكل يوم (9,100 م3/ي) من مكثفات الغاز، و300 طن من الكبريت يومياً. تم تخصيص المراحل الثلاثة أيضاً لإنتاج 800.000 طن من الغاز المسال و750.000 طن من الإيثان سنوياً.[44]
  • تم طرح تطوير المرحلة 25 و26 في مناقصة.
  • المرحلة 27 و28 تم إسناد تطويرهما إلى پتروپارس on an EPC scheme.[50] ستنتج هذه المراحل الثلاثة 2 billion قدم مكعب (57 million متر مكعبs) من الغاز الطبيعي يومياً، 75 million قدم مكعب (2.1 million متر مكعبs) من الإيثان، 75,000 برميل لكل يوم (11,900 م3/ي) من مكثفات الغاز الطبيعي، 3.000 طن من الغاز المسال يومياً بالإضافة إلى 400 طن من الكبريت يومياً.


. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

خطة إنتاج الغاز ومتكثف الغاز

جدول 2-خطة انتاج متكثف الغاز في حقل فارس الجنوبي [16]

المرحلة المقاول العام 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
1 پتروپارس 500 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750
2&3 توتال 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000
4&5 إني 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000
6,7&8 پتروپارس/ستات أويل 1000 2500 3700 3700 3700 3700 3700 3700 3700
9&10 ‎Consortium of LG Korea, OIEC and IOEC 1000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000
11 مؤسسة البترول الوطنية الصينية[53] 1000 2000 2000
12 پتروپارس 1000 2000 3000 3000 3000 3000
13 Khatam-ol-Osea[42] 1000 2000 2000
14 Khatam-ol-Osea[42] 500 1000 1000
15&16 خاتم الأنبياء، replaced with OSOICO in 2010. 1000 2000 2000
17&18 Consortium of IDRO, IOEC and OIEC 1000 2000 2000
19 IOEC & پتروپارس[44] 500 1500
20&21 IOEC[54] 1000 2000
22,23&24 خاتم الأنبياء[52] 1000 3000
25&26 TBD 1000 2000
27&28 پتروپارس 1000 2000
إجمالي انتاج الغاز ft/d 2,000 2,500 4,750 4,750 4,750 9,250 10,450 10,450 11,450 12,450 13,450 17,950 24,950 29,450
إجمالي انتاج المكثفات kbbl/d 80 100 190 190 190 370 420 420 460 500 540 720 1,000 1,200

المصادر: NIOC, Pars Oil & Gas Company, Shana and Media

تأخير التطوير

بينما هناك عدة مراحل من تطوير حقل جنوب فارس للغاز قيد الانتظار ويواجه تطوير بعض المراحل التأخير، يعقد المسئولين عن الشركة الوطنية الإيرانية للنفط مناقشات لتطوير حقول غاز بحرية إيرانية أخرى مثل شمال فارس، كيش، گوشلان، الفردوس ولاڤان.

يعتقد الكثير من محللي الطاقة الإيرانيين أنه يجب على مسئولي الشركة الوطنية الإيرانية للنفط التركيز على تطوير حقل جنوب فارس بشكل كامل قبل عقد أي مشروعات جديدة لتطوير حقول الغاز البحرية الإيرانية الأخرى التي لم يتم تطويرها.

أولوية تطوير حقل جنوب فارس بشكل كامل ليس فقط بسبب مشاركتها مع قطر، لكن أيضاً بسبب القدرة الضخمة للحقل في إضافة إنتاج كبير من الغاز المسال والذي ينعكس على القدرة التصديرية لإيران في تصدير الغاز المسال.

في 27 فبراير 2009، انتقد أحد أعضاء البرلمان الإيراني عدم الوعي بأهمية التسريع بتطوير حقل جنوب فارس والتأخير في تطوير الحقل.[55]

في 25 يوليو 2012 أعلنت وسائل الإعلام الإيرانية، انسحاب شركة النفط الوطنية الصينية من المرحلة الثانية من تطوير حقل فارس الجنوبي.[56]، وحملت الشركة مسئولية التأجيل المستمر لمشروع التطوير. كانت إيران قد وقعت عقد بقيمة 4.7 مليار دولار مع شركة النفط الوطنية الصينية في 2009 للمساعدة في تطوير المرحلة الثانية من الحقل لتحل محل توتال الفرنسية التي إتهمتها إيران أيضا بتأخير المشروع، ونقلا عن معلومات من وزارة النفط ذكرت وكالة أنباء مهر إن الشركة سحبت عمالها. وقال التقرير إن الشركة الصينية أرجأت المشروع لأكثر من 1130 يوما ولم تبدأ بعد الخطوات المبدئية مثل تسوية الأرض وإقامة الأسوار.[57]

تأثيرات تأخير التطوير

بحلول نهاية 2008، كان الإنتاج التراكمي لقطر من الحقل أكبر مرتين من الإنتاج التراكمي لإيران. أنتجت إيران حوالي 20 trillion قدم مكعب (570 billion متر مكعبs) من الغاز الطببيعي في الفترة من 1997 حتى 2008، بينما أنتجت إيران حوالي 10 trillion قدم مكعب (280 billion متر مكعبs) من الغاز الطبيعي في الفترة من 2003 حتى 2008. نسبة 2: 1 لإنتاج قطر التراكمي مقابل الإنتاج الإيراني من حقل جنوب فارس من المتوقع أن تستمر على المدى القصير: بحلول نهاية 2011، سيصل الإنتاج التراكمي الإجمالي لقطر من الحقل إلى 41 trillion قدم مكعب (1.2 trillion متر مكعبs) من الغاز الطبيعي، بينما ستنتج إيران 21 trillion قدم مكعب (590 billion متر مكعبs) من الغاز الطبيعي في العام نفسه. وستظل النسبة ثابتة بشكل رئيسي بسبب أن الإنتاج السنوي القطري يبلغ ضعف مستوى الإنتاج الإيراني.

في 2011، ستصل قطر إلى سعة إنتاج سنوية قدرها 8 trillion قدم مكعب (230 billion متر مكعبs) من الغاز الطبيعي سنوياً، بينما سيصل الإنتاج الإيراني في العام نفسه إلى 4 trillion قدم مكعب (110 billion متر مكعبs) سنوياً. إذا ما أنجزت إيران مشروعات التطوير المخططة لحقل جنوب فارس بشكل كامل، ستصل إلى سعة إنتاجية قدرها 8 trillion قدم مكعب (230 billion متر مكعبs) من الغاز الطبيعي سنوياً، ولن يحدث هذا قبل 2015.

التأثير الأكثر أهمية للتأخير والإنتاج المتدني على الجانب الإيراني يتمثل في هجرة الغاز إلى الجانب القطري وفقدان عائد المكثفات بسبب تناقص ضغط الحقل.

مواصلة التطوير

في 30 يوليو 2012 أعلن المدير التنفيذي لشركة بترو إيران للتنمية، أن إيران ستنصب برج حفر جديد في الطبقات النفطية لحقل بارس الجنوبي، موضحاً أن البرج الجديد الذي يحمل اسم مارين 1 يعتبر أكثر أبراج الحفر الإيرانية تطوراً وتقدماً. ويتيح البرج الجديد إمكانية حفر 15 بئر نفط دون الحاجة للتنقل ونصبه على عمق 300 قدم تحت سطح البحر، وإمكانية التنقيب عن النفط والغاز على عمق 700 متر تحت سطح البحر. ويزن البرج 9 آلاف طن ويتسع ل110 شخص ويعمل ب5 مولدات بسعة 8 ميگاواط.[58]

في 3 يوليو 2017، إيران توقع عقد تطوير حقل جنوب پارس بـ5 مليار$ مع ائتلاف 50.1% توتال الفرنسية و30% CNPC الصينية و 19.9% پتروپارس الإيرانية، وذلك لانتاج 2 بليون قدم مكتب من الغاز يومياً (أي ما يعادل 0.4 مليون برميل نفط مكافئ) في 2021. الحقل تتقاسمه مع قطر، وهو مصدر ثراء قطر. إيران تطمح لزيادة انتاجها من النفط والغاز من 3.6 مليون برميل في اليوم إلى 6 مليون برميل في غضون خمس سنوات. الاتفاق هو الأول مع شركة نفط أجنبية منذ توقيع إيران على اتفاقية البرنامج النووي مع أمريكا في 2016. وكانت توتال قد انسحبت من إيران عام 2006 ضمن العقوبات الاقتصادية التي فُرضت على إيران. حصة الصين تحمي المشروع من غضب ترمب.[59]

تطوير القبة الشمالية

القبة الشمالية، تعرف أيضاً باسم الحقل الشمالي، أكتشفت في 1971،[10] مع انتهاء شل من بئر-1، القبة الغربية الشمالية.

مع انخفاض النفط وإنتاج الغاز المرتبط به، ونفاذ احتياطيات الخف، أصبح تطوير حقل الشمال ملحاً. في 1984 أتخذ القرار بأن التطوير سيتم على مراحل. المرحلة 1 الخاصة ببناء مرافق الإنتاج، المعالجة، والنقل لمقدار 800 million قدم مكعب (23 million متر مكعبs) من الغاز الطبيعي يومياً لخدمة المرافق المحلية وإنتاج 5.000 طن يومياً من الپروپان والبيوتان، الگازولين، والنافثا. في 1989 أضيفت محطة لتحلية الغاز ووحدة لمعالجة الكبريت. بدأت المرحلة العمل في أوائل 1991. كان من المتوقع أن تختص المرحلة الثانية ببيع غاز الحقل الشمالي لدول الجوار، ربما عن طريق شبكة غاز مجلس التعاون الخليجي. تختص المرحلة الثالثة بتصدير الغاز إلى أوروپا وآسيا. حتى قبل حرب الخليج، واجهت هذه المرحلة الصعوبات. لتسويغ الاستثمار، احتاجت قطر للبترول عقدي إمداد طويل المدى واسعي النطاق. بالرغم من الجهود التي بذلها جابر المعري مدير قطر للبترول، لم يتم الحصول على العقدين. دفع هذا الأمر بتحويل التركيز إلى منافذ البيع المحلية. في 1988، قدمت شركة استشارات دولية خطة لقطر للبترول تختص بتطوير المشروعات المحلية من أجل استخدام الغاز القطري. تضمنت الاقتراحات مصهر ألومنيوم، وحدة إنتاج سبائك حديد، مرافق إنتاج الميثانول، وتوسيع عمليات إنتاج الپتروكيماويات والأسمدة.

سرعان ما وسعت قطر إنتاجها وزادت صادرتها من حقل القبة الشمالية، كما يتضح من الأرقام التالية:

  • 1989: بدأت قطر الإنتاج من المرحلة الأولى من الحقل الشمالي بمقدار 800 million قدم مكعب (23 million متر مكعبs) من الغاز الطبيعي يومياً..
  • 1997: بدأت قطر في التصدير بإرسال 5.7 billion قدم مكعب (160 million متر مكعبs) (0.16 مليون طن متري) من الغاز المسال إلى إسپانيا.
  • 2005: صدرت قطر إجمالي 987 billion قدم مكعب (27.9 billion متر مكعبs) (27.9 مليون طن) من الغاز المسال. منها 316 billion قدم مكعب (8.9 billion متر مكعبs) إلى اليابان، 293 billion قدم مكعب (8.3 billion متر مكعبs) إلى كوريا الجنوبية، 213 billion قدم مكعب (6.0 billion متر مكعبs) إلى الهند، 161 billion قدم مكعب (4.6 billion متر مكعبs) إلى إسپانيا، 3 billion قدم مكعب (85 million متر مكعبs) إلى الولايات المحدة.
  • 2006: تفوقت قطر على إندونسيا كأكبر مصدر للغاز المسال في العالم.
  • 2007: في مارس عززت قطر للبترول دورها القيادي عندما تنافست راس گاز مع خامس قطار لإنتاج الغاز المسال، موفرة للبلاد 1.5 trillion قدم مكعب (42 billion متر مكعبs)

من سعة التسييل السنوية، الأكبر في العالم.[60]

أعطت المراحل التالية لتطوير الحقل الشمالي تغذية لوحدات الغاز المسال عند مدينة رأس لافان الصناعية.

اعتماداً على المشروعات القطرية المزمعة حالياً، سيصل الإنتاج من الغاز المسال من حقل القبة الشمالية إلى 23 billion قدم مكعب (650 million متر مكعبs) إلى 27 billion قدم مكعب (760 million متر مكعبs) يومياً بحلول 2012، أي زيادة أخرى في مستوى الإنتاج من الجانب القطري في الحقل سيكون نتيجة للدراسة المستمرة التي تعقدها قطر للبترول والتي من المفترض إعلانها في 2012.

آفاق النمو المتزايد في إنتاج الغاز القطري ما بعد 2012 تتضاءل بسبب الشكوك الناجمة عن وقف مشروعات التصدير الجديدة، والتي فرضت في 2005 بينما تأثير المشروعات القائمة في خزانات الحقل الشمالي قد تم دراستها.[11]

من أجل تحقيق دخل كبير من الغاز والغاز المسال الناتج من القبة الشمالية، بدأت قطر خططاً طموح لتأسيس أكبر صناعة للغاز المسال ولتسييل الغاز في العالم.


قطر للغاز

تمتلك قطر شركتين للغاز الطبيعي المسال؛ قطرگاز وراسگاز وتقع الشركتان في ميناء رأس لافان الصناعي على ساحل الخليج العربي.[61]

منذ 1997، قامت قطر بتصدير الغاز المسال من الحقل الشمالي. في 2006، تفوقت قطر على إندونسيا كأكبر مصدر للغاز المسال في العالم. اعتماداً على المصادر الضخمة للغاز بالحقل، تطور قدر أكبر مرافق لتصدير الغاز المسال في العالم بهدف الوصول لقدرة 77 مليون طن متري سنوياً بحلول 2012 (انظر الجدول أدناه).[62]

Qatar-lng infrastructure.gif

قطرگاز وراسگاز هما الشركتان الرئيسيتان المسئولتان عن مشروعات الغاز الطبيعي المسال في قطر.

صناعة تسييل الغاز القطرية

اوريكس جي تي إل (ساسول)

مقال رئيسي: اوريكس جي تي إل

بدأت محطة اوريكس جي تي إل في العمل أوائل 2007، كأول محطة عاملة لتسييل الغاز في قطر. تبلغ القدرة الاسمية للمحطة 34,000 برميل لكل يوم (5,400 م3/ي)، إلا أن المحطة تواجه تحديات تقنية ولم تصل إلى القدرة الكاملة في السنة الأولى من التشغيل. أوصت ساسول بتعديدلات للمساعدة في تعويض النقص ووصلت/حافظت على قدرتها الإنتاجية من 2009 وصاعداً. تستخدم المحطة 330 million قدم مكعب لكل يوم (9.3×10^6 م3/ي) من الغاز الطبيعي القادم من مشروع الخليج. يستخدم مشروع اوريكس جي تي إل معالجة Sasol's Slurry Phase Distillate (SPD) process.[63]

پيرل جي تي إل (شل)

مقال رئيسي: پيرل جي تي إل

المشروع تحت الإنشاء وسوف يكون أكبر محطة لتسييل الغاز في العالم والذي ستصل قدرته إلى 140,000 برميل لكل يوم (22,000 م3/ي) المقطرات المتوسطة وكميات ضخمة من الغاز الطبيعي المسال والمكثفات. من المخطط أن يبدأ أول قطارين لتسسيل 70,000 برميل لكل يوم (11,000 م3/ي) من الغاز في الإنتاج عام 2011. سيتم تزويد المشروع بحوالي 1.6 billion قدم مكعب لكل يوم (45×10^6 م3/ي) الغاز الطبيعي يتم جلبهم من الحقل الشمالي. تمتلك شل 100% من الأسهم في the integrated upstream and plant project.[64]


جدول-3: خطة الانتاج في حقل القبة الشمالية (مليون قدم مكعب في اليوم).[65]

المشروع البدء 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
قطر للغاز 1997 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860
قطر للغاز 1998 430 430 430 430 430 430 430 430 430 430 430 430 430 430
قطر للغاز 2003 700 700 700 700 700 700 700 700 700
قطر للغاز 2008 1700 1700 1700 1700
قطر للغاز 2009 1700 1700 1700
قطر للغاز 2009 1700 1700
قطر للغاز 2009 1700
راسگاز 1999 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400
راسگاز 2004 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000
راسگاز 2005 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000
راسگاز 2007 1000 1000 1000 1000 1000
راسگاز 2008 1700 1700 1700 1700
راسگاز 2010 1700 1700 1700
الخليج 2005 650 650 650 650 650 650 650
دولفين 2007 2800 2800 2800 2800 4000
Pearl GTL 2009 1700 1700 1700
إجمالي الانتاج 860 1300 2700 2700 2700 2700 3400 4400 6000 6000 9840 13240 18340 20000 23000

المصدر: قطرگاز، راسگاز، قطر للنفط

حوادث

منصة حفر حقل جنوب پارس الجديدة.

في 30 يناير 2013، غرقت منصة حفر بحرية في حقل فارسي الجنوبي بمياه الخليج بعد بدء تشغيلها بدقائق، وحسب مصدر خليجي في قطاع الطاقة فأن غرق المنصة قد يعود إلى غياب الجودة في صناعتها، والافتقار إلى التكنولوجيا النفطية بسبب العقوبات الدولية المفروضة على إيران، فيما تقدر قيمة المنصة بـ40 مليون دولار واستغرق إنشاؤها عامان ونصف العام، وهي جزء من مشروع بقيمة خمسة مليارات دولار موكلة إلى مجموعة خاتم الأنبياء الصناعية التابعة للحرس الثوري الإيراني، في حين لم يجر التأكد فيما إذا كان غرق المنصة قد تسبب في تلوث في منطقة الحادث.[66]

وأشارت مصادر إلى أن لجنة أزمة تشكلت في محاولة لتعويم هذه المنصة المعدنية التي تزن 1850 طناً، وغرقت تحت ثمانين متراً في قعر البحر وكان يفترض تشغيل المنصة التي استغرق بناؤها ثلاثون شهرا في المرحلة الثالثة عشرة من حقل الغاز. وأوكل تحقيق هذه المرحلة من المشروع بقيمة خمسة مليارات دولار إلى مجموعة «خاتم الأنبياء» الصناعية لحرس الثورة الإيرانية بعد أن انسحبت في 2010 شركتا شل البريطانية الهولندية والإسبانية ربسول إثر فرض الغرب عقوبات على إيران، وبنت المنصة شركة صدرا التابعة لـ«البسدران»، والتي تخضع على غرار كل قطاع النفط والغاز الإيرانيين إلى عقوبات أميركية وأوروبية. وتعتبر طهران تطوير الجزء الإيراني في فارس الجنوبي أولوية استراتيجية، لكنها سجلت تأخيرا كبيرا مقارنة بجارتها قطر في استغلال هذا الحقل العملاق؛ حيث تنتج إيران حاليا نحو 650 مليون متر مكعب يوميا منها 280 مليون من «ساوث بارس»، يستوعبه الاستهلاك الداخلي تقريبا بالكامل. ولم يجر التأكد فيما إذا كان غرق المنصة قد تسبب في تلوث في منطقة الحادث.

إيران تحتفل بانتاج ثالث منصة انتاج غاز بحرية بقدرة 14 مليون متر مكعب في اليوم وإبحارها 550 كيلومتر لتصل لموقعها النهائي في حقل جنوب پارس (أكبر حقل غاز في العالم وهو مشترك مع قطر). وفي اليوم التالي، الأربعاء 12 يونيو، اشتعال حريق في المنصة، تم اطفاؤه بعد 3 ساعات. واليوم، الخميس 13 يونيو قصف ناقلتي نفط، جنوب مضيق هرمز متجهتين إلى اليابان.[67]

انظر أيضاً

معرض الصور


المصادر

  1. ^ Haaretz; Reuters (5 June 2017). "The Qatar-Iran Gas Field Behind the Diplomatic War in the Middle East". Retrieved 6 June 2017 – via Haaretz.
  2. ^ Champion, Marc (6 June 2017). "Saudi Arabia's feud with Qatar has 22-year history rooted in gas". livemint.com. Retrieved 6 June 2017.
  3. ^ http://www.payvand.com/news/10/jun/1138.html
  4. ^ Robert F. Kennedy, Jr., "Why the Arabs Don’t Want Us in Syria", politico.com, February 22, 2016
  5. ^ CEDIGAZ:Current status of status of the World's gas giants
  6. ^ أ ب "South Pars". Offshore Technology.
  7. ^ "Gas Prospective Areas in the Zagros Domain of Iran and in Persian Gulf Iranian Waters". • Search and Discovery. • (PDF)
  8. ^ أ ب H. Rahimpour-Bonab, B. Esrafili-Dizaji, V. Tavakoli (2010) DOLOMITIZATION AND ANHYDRITE PRECIPITATION IN PERMO-TRIASSIC CARBONATES AT THE SOUTH PARS GASFIELD, OFFSHORE IRAN: CONTROLS ON RESERVOIR QUALITY. http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1111/j.1747-5457.2010.00463.x/abstract
  9. ^ Tavakoli, V.; Rahimpour-Bonab, H.; Esrafili-Dizaji, B. (2011). "Diagenetic controlled reservoir quality of Southnext termprevious termParsnext term gas field, an integrated approach". Comptes Rendus Geoscience. 343: 55–71. doi:10.1016/j.crte.2010.10.004.
  10. ^ أ ب ت ث ج Jafar Aalia, Jafar; Rahimpour-Bonaba, Hossain; Reza Kamali, Mohammad. "Geochemistry and origin of the world's largest gas field from Persian Gulf, Iran". Journal of Petroleum Science and Engineering. 50 (3–4): 161–175. doi:10.1016/j.petrol.2005.12.004.
  11. ^ أ ب خطأ استشهاد: وسم <ref> غير صحيح؛ لا نص تم توفيره للمراجع المسماة iea2008
  12. ^ أ ب IRAN - The Geology. • APS Review Gas Market Trends. • April 2, 2007
  13. ^ 1 Barrel of crude oil = 5.8 × 106 BTU
  14. ^ Eni World Oil and Gas Review 2006. • ENI.
  15. ^ "Qatar Petroleum Annual Report 2005, Page 25" (PDF).
  16. ^ أ ب ت Pars Oil & Gas Company
  17. ^ Qatar Petroleum, Speech by Qatar’s Minister of Energy and Industry, Doha, Qatar, May 5, 2003 [1]
  18. ^ پارس, شرکت نفت و گاز. "نفت و گاز پارس". www.pogc.ir.
  19. ^ أ ب "IHS Energy".
  20. ^ "Moratorium on North Field development". • The Peninsula Qatar. • May 10, 2006
  21. ^ Cohen, Dave. "Questions About the World's Biggest Natural Gas Field". The Oil Drum. June 9, 2006
  22. ^ World Gas Intelligence Vol.XIX, No.51, December 17, 2008 - Page 4
  23. ^ "Qatar lifts North field moratorium to increase output by 10%". www.offshore-mag.com. Retrieved 2017-04-25.
  24. ^ أ ب ت "Iran's total investment in South Pars hits $30B". www.payvand.com.
  25. ^ "PressTV". www.presstv.com.
  26. ^ Iran Oil Ministry Annual Bulletin, 5th Edition, (available in Persian)(كتاب نفت و توسعه).[2]
  27. ^ أ ب "Market Profile for Iran", Energy and Electricity Forecast, Economist Intelligence Unit, 18 June 2008 
  28. ^ ^ http://regimechangeiran.blogspot.com/2005/03/rafsanjani-statoil-bribery-covered-in.html
  29. ^ http://www.turquoisepartners.com/iraninvestment/IIM-Jul10.pdf
  30. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=137837&sectionid=351020103
  31. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=96060&sectionid=351020103
  32. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=124545&sectionid=351020103
  33. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=136283&sectionid=351020103
  34. ^ http://shana.ir/167834-en.html
  35. ^ "PressTV". www.presstv.com.
  36. ^ "Rouhani inaugurates South Pars phase 12". 18 March 2015.
  37. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=138732&sectionid=351020103
  38. ^ "PressTV". www.presstv.com.
  39. ^ http://tehrantimes.com/economy-and-business/103845-over-400-iranian-firms-supplying-equipment-to-south-pars-projects
  40. ^ أ ب "Venezuela to invest $780m in SP phase 12". 24 October 2010.
  41. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=118321&sectionid=351020103
  42. ^ أ ب ت Nasseri, Ladane (6 June 2010). "Iran Ends Talks With Shell, Repsol to Develop South Pars Natural-Gas Field". Bloomberg.
  43. ^ "Iranian consortium to replace Shell, Repsol in South Pars". 5 June 2010.
  44. ^ أ ب ت ث ج http://www.shana.ir/154657-en.html
  45. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=130529&sectionid=351020103
  46. ^ http://rand.org/pubs/monographs/2008/RAND_MG821.pdf
  47. ^ "Iran: Khatam-ol-Anbia withdraws from SP phases 15, 16". www.payvand.com.
  48. ^ أ ب "Iran: Four phases of South Pars gas field to come on stream by March 2012". www.payvand.com.
  49. ^ "Shana.ir, NIOC Official News Agency".
  50. ^ أ ب "Shana.ir, NIOC Official News Agency".
  51. ^ "Repsol, Shell renegotiating Iran gas deal: Repsol company source". • AFP. • May 12, 2008
  52. ^ أ ب https://www.google.com/hostednews/afp/article/ALeqM5hO8-2zc6BnKaP-2LaqMckSMDa1dg
  53. ^ http://previous.presstv.com/detail.aspx?id=118321&sectionid=351020103
  54. ^ http://www.presstv.com/detail.aspx?id=96548&sectionid=351020103
  55. ^ "Fars News Agency, 27 February 2009".
  56. ^ "China pulls out of South Pars project: report". رويترز. 2012-07-29. Retrieved 2012-07-30.
  57. ^ "تقرير: الصين تنسحب من مشروع بارس الجنوبى". جريدة اليوم السابع. 2012-07-25. Retrieved 2012-07-30.
  58. ^ "إيران تنصب أكثر أبراج حفرها تطورا في حقل "بارس الجنوبي" اليوم". وكالة الأنباء الإيرانية. 2012-07-30. Retrieved 2012-07-30.
  59. ^ NASSER KARIMI (2017-07-03). "Iran signs $5B gas deal with France's Total, Chinese firm". AP.
  60. ^ EIA Qatar (2007)
  61. ^ Qatar Petroleum [www.qp.com.qa]
  62. ^ "Qatar: Natural Gas". Energy Information Administration (EIA), United States Department of Energy.
  63. ^ "OryxGTL.com.qa".
  64. ^ "Shell.com".
  65. ^ قطر للغاز، راسگاز، قطر للنفط والإنترنت
  66. ^ "غرق منصة غاز إيرانية في مياه الخليج تكلفتها 40 مليون دولا". جريدة الشرق الأوسط. 2013-01-30. Retrieved 2013-01-31.
  67. ^ "New South Pars Platform to Raise Output by 14 mcm/d". فينانشيال تريبيون. 2019-06-11. Retrieved 2019-06-13.

مراجع أخرى