Güney Pars/Kuzey Kubbe Gaz-Yoğuşma alanı - South Pars/North Dome Gas-Condensate field

Güney Pars/Kuzey Kubbe Sahası
Güney Pars/Kuzey Kubbe Gaz-Yoğuşma sahası İran'da bulunuyor
Güney Pars/Kuzey Kubbe Gaz-Yoğuşma alanı
Güney Pars/Kuzey Kubbe Alanının Yeri
Ülke İran
Katar
Konum Basra Körfezi
Açıkdeniz kıyı açık deniz
koordinatlar 26°37′08.85″K 52°04′04.67″D / 26.6191250°K 52.0679639°D / 26.6191250; 52.0679639 Koordinatlar: 26°37′08.85″K 52°04′04.67″E / 26.6191250°K 52.0679639°D / 26.6191250; 52.0679639
operatörler NIGC
Katar Petrol
SPGC
Total SA
alan geçmişi
keşif 1971
üretim başlangıcı 1989
Üretme
Üretim zirvesi (gaz) Günde 60,000 milyon feet küp (1.700 × 10 6  m 3 / d)^
Tahmini gaz yerinde 1.800.000 x 10 9  cu ft (51.000 x 10 9  m 3 )^^
geri kazanılabilir gaz 1,260,000 x 10 9  cu ft (36,000 x 10 9  m 3 )^^
Üretim oluşumları Kangan ( Triyas )
Yukarı Dalan ( Permiyen )

Güney Pars / Kuzey Kubbe alan bir olduğunu doğalgaz kondensat bulunan alan Basra Körfezi . İran ve Katar arasında paylaşılan alanın mülkiyeti ile açık ara dünyanın en büyük doğal gaz sahasıdır . Göre Uluslararası Enerji Ajansı (IEA), alan tahminen 1.800 trilyon metreküp yerinde (51 trilyon metreküp) tutan doğal gaz ve yaklaşık 50 milyar varil (7.9 milyar metreküp) doğalgaz kondensatlar . Açık doğalgaz alanları listesinin tüm diğer alanlarda olduğu kadar üretilebilir rezerv kombine neredeyse sahiptir. Önemli jeostratejik etkiye sahiptir.

Bu gaz sahası, 3.700 kilometrekare (1.400 sq mi) (Güney Pars) İran karasularında ve 6.000 kilometrekare (2.300 sq mi) (Kuzey Kubbe) olan 9.700 kilometrekarelik bir alanı kaplamaktadır. Katar karasuları.

saha jeolojisi

Alan, 65 metre (213 ft) su derinliğinde deniz tabanının 3.000 metre (9.800 ft) altındadır ve iki bağımsız gaz taşıyan oluşumdan oluşur: Kangan ( Trias ) ve Yukarı Dalan ( Permiyen ). Her formasyon, geçirimsiz bariyerlerle ayrılmış iki farklı rezervuar katmanına bölünmüştür. Saha, K1, K2, K3 ve K4 olmak üzere dört bağımsız rezervuar katmanından oluşmaktadır.

K1 ve K3 birimleri ağırlıklı olarak dolomit ve anhidritlerden, ana gaz rezervlerini oluşturan K2 ve K4 ise kireçtaşı ve dolomitten oluşmaktadır. Masif bir anhidrit (Nar üyesi), K4'ü zayıf rezervuar niteliklerine sahip olan alttaki K5 biriminden ayırır. Güney Pars sahasındaki brüt ödeme bölgesi yaklaşık 450 m kalınlığında olup, yaklaşık 2750 ila 3200 m arasındaki derinliklere kadar uzanmaktadır. Rezervuar tabakaları yavaşça KD'ye dalar. Rezervuar birimlerinin ortalama kalınlığı Güney Pars'tan (yaklaşık 450 metre (1.480 ft)) Kuzey sahasına (385 metre (1.263 ft)) doğru azalmaktadır. Komşu bölgelerdeki diğer rezervuar yapılarında olduğu gibi, Katar Kemerindeki rezervuar bir dizi KKB-GGD gidişli fay tarafından kesilmektedir. Diyajenez, sahanın rezervuar kalitesi üzerinde önemli bir etkiye sahiptir.

Saha, kuzeyde ve kuzeydoğuda Zagros kıvrımı ve bindirme kuşağı ile sınırlanan N-eğilimli Katar Kemeri yapısal özelliğinin bir parçasıdır .

Sahada gaz birikimi çoğunlukla Permiyen-Triyas stratigrafik birimlerle sınırlıdır. Kangan-Dalan Formasyonları olarak bilinen bu birimler, sahada ve Basra Körfezi bölgesinde, Khuff Formasyonu olarak da bilinen karbonat-evaporit serilerinden oluşan çok geniş doğal gaz rezervuarları oluşturmaktadır.

Permiyen-Erken Triyas Faraghan (Erken Permiyen), Dalan (Geç Permiyen) ve Kangan (Erken Triyas) Formasyonlarına ayrılmıştır.

Rezervler

Güney Pars/Kuzey Kubbe Sahası

Uluslararası Enerji Ajansı'na (IEA) göre, birleşik yapı dünyanın en büyük gaz sahasıdır.

Yerinde hacimlerin , yerinde yaklaşık 1.800 trilyon fit küp (51 trilyon metreküp) gaz ve yerinde yaklaşık 50 milyar varil (7.9 milyar metreküp) doğal gaz yoğuşması olduğu tahmin edilmektedir. İle eşdeğer bir yer hacim yağının 360 milyar varil (57 milyar metreküp) (gaz 310.000.000.000 varil ve doğal gaz kondensat 50 milyar varil) alanı dünyanın en büyük geleneksel hidrokarbon birikimi için.

Sahada geri kazanılabilir gaz rezervi yaklaşık 215 milyar varil (34.2 milyar metreküp) petrole eşdeğerdir ve aynı zamanda yaklaşık 230 milyar varil (37 milyar metreküp) petrole karşılık gelen yaklaşık 16 milyar varil (2.5 milyar metreküp) geri kazanılabilir kondensat içerir. petrol eşdeğeri geri kazanılabilir hidrokarbonlar.

Alan gaz geri kazanım faktörü trilyon 1.260 yaklaşık küp feet (36 karşılık gelen, yaklaşık% 70'i olan x 10 12  m 3 dünyanın geri kazanılabilir gaz rezervi 19 ila yaklaşık% açılımı toplam üretilebilir gaz rezervi). ^

İran kesimi için tahminler, 500 trilyon fit küp (14 × 10 12  m 3 ) yerinde doğal gaz ve yaklaşık 360 trilyon kübik fit (10 × 10 12  m 3 ) geri kazanılabilir gazdır; bu, İran'ın kanıtlanmış toplam doğalgaz miktarının %36'sına tekabül etmektedir. gaz rezervleri ve dünyanın kanıtlanmış gaz rezervlerinin %5,6'sı. ^^

Katar bölüm için tahminler 900 trilyon kübik feet (25 vardır x 10 12  m 3 Katar toplam kanıtlanmış gaz rezervlerinin yaklaşık% 99 ve dünyanın kanıtlanmış gaz rezervlerinin% 14 açılımı geri kazanılabilir gaz). ^

Tablo 1 - Güney Pars/Kuzey Sahası gaz rezervleri

Yerinde gaz rezervi Geri kazanılabilir gaz rezervi
cu km (km³) Trilyon cu ft (ft³) cu km (km³) Trilyon cu ft (ft³)
Güney Pars 14.000 500 10.000 360
Kuzey Kubbe 37.000 1300 26.000 900
Toplam 51.000 1800 36.000 1260

Not: 1 km³ = 1.000.000.000 m³ = 1 Milyar m³ = 1 Trilyon Litre

Ancak, saha ortak bir alan olduğundan ve rezervuar oldukça homojen olduğundan, her ülkenin nihai geri kazanılabilir rezervleri, yalnızca statik verileri dikkate alan ve gaz göç oranını içermeyen bu teknik değerlendirmeden farklılık gösterebilir. Dolayısıyla, her ülkenin nihai geri kazanılabilir rezervlerinin, her birinin kümülatif gaz üretiminin bir faktörü olacağını söylemek daha iyidir.

İran bölümünde ayrıca 18 milyar varil (2,9 milyar metreküp) kondensat bulunuyor ve bunun yerine yaklaşık 9 milyar varilin (1.4 milyar metreküp) geri kazanılabileceğine inanılırken, Katar kesiminin yaklaşık 30 milyar varil (4.8 × 10) içerdiğine inanılıyor. 9  m 3 ) kondensat ve en az yaklaşık 10 milyar varil (1.6 milyar metreküp) geri kazanılabilir kondensat.

Alan sıvı ve verimleri zengin olan yaklaşık 40 varil (6.4 m, 3 , 1 milyon feet küp (28 başına kondensatın) x 10 3  m 3 gaz). Aynı zamanda, çok yüksek bir verimlilikle seviyesini 100 milyon feet küp (2.8 ortalama standlarda yer alır x 10 6  m 3 günlük) ile sabitleştirilir. ^^

Rezerv belirsizlikleri

2005 yılında, Qatar Petroleum , Kuzey Kubbesi'nin rezervlerinin çok hızlı bir şekilde geliştirildiğinden ve bunun rezervuar basıncını azaltabileceğinden ve muhtemelen uzun vadeli üretim potansiyeline zarar verebileceğinden endişe duydu. 2005 yılının başlarında, hükümet, sahanın rezervuarları üzerinde bir çalışma yapılıncaya kadar, Kuzey Kubbe'deki ek geliştirme projelerine bir moratoryum koydu. Bu değerlendirmenin 2009'dan sonra sona ermesi beklenmemektedir, yani yeni projelerin 2010'dan önce imzalanması olası değildir. Ancak bu, moratoryumdan önce onaylanan veya devam etmekte olan projeleri etkilemedi.

2005'te Katar'ın moratoryumu ve bunun müteakip uzantısı, sahanın Katar tarafındaki gerçek kanıtlanmış rezervler hakkında bazı soruları gündeme getirdi. 2006'da ConocoPhillips'in Kuzey Sahasında beklenmedik bir şekilde kuru delikler açtığına dair bazı haberler vardı ve bu olay, Kuzey saha yapısı ve potansiyeli hakkında yenilenmiş bir perspektif için en azından kısmi bir katalizördü. Katar'ın rezervlerinin gerçek ölçeğiyle ilgili şüphecilik için daha fazla destekleyici kanıt, Khuff öncesi formasyonda gaz aramayı hedeflemek için Katar'daki 2008 keşif turundan geldi. Bloklardan biri bile tam olarak Kuzey Kubbe Alanının altında bulunuyor.

29 Ekim 2007'de Qatargas CEO'su Faisal Al Suwaidi, 2005'te uygulanan yeni Kuzey Sahası gaz geliştirme projelerine ilişkin 5 yıllık moratoryumun 2011 veya 2012'ye kadar uzatılabileceğini belirtti. Arama moratoryumu, Katar tarafından Nisan 2017'de yapılan duyuruyla birlikte kaldırıldı. Alanın güney kesiminde yeni bir gaz projesi.

Güney Pars geliştirme

Güney Pars ve İran petrol ve gaz altyapıları
Güney Pars bölgesinde Basra Körfezi ufku
Asaluyeh yakınlarındaki Güney Pars kara tesisleri

Güney Pars Sahası 1990 yılında Ulusal İran Petrol Şirketi (NIOC) tarafından keşfedildi . NIOC'nin bir yan kuruluşu olan Pars Petrol ve Gaz Şirketi, Güney Pars ile ilgili tüm projeler üzerinde yargı yetkisine sahiptir. Saha geliştirme, teknik (yani yüksek seviyelerde merkaptanlar ve kötü kokulu kükürt bileşikleri), sözleşme sorunları ve son zamanlarda politika gibi çeşitli sorunlar nedeniyle gecikmiştir .

Gaz üretimi, günde 1 milyar fit küp (günde 28 milyon metreküp) ıslak gaz üretmek için Aralık 2002'de 2. aşamayı devreye alarak sahadan başladı. Gaz boru hattı ile kıyıya gönderiliyor ve Assaluyeh'de işleniyor .

Güney Pars Yoğuşma üretimi şu anda günlük 200,000 varil (32,000 m 3 / d), ve 2010 ile, günde 500.000 varil (79.000 m artırabilir 3 / d). Aralık 2010 itibariyle, Güney pars gaz sahasının üretim kapasitesi günde 75 milyon metreküp (2,6 milyar fit küp) doğal gazdır. Güney Pars'ta gaz üretimi Mart 2009 ile Mart 2010 arasında yaklaşık %30 arttı. Sahanın rezervlerinin 14 trilyon metreküp (490 trilyon fit küp) doğal gaz ve 18 milyar varil (2,9 milyar metreküp) doğal gaz kondensatları olduğu tahmin ediliyor. . Güney Pars gaz sahasındaki üretim, 2012 yılında günde 175 milyon metreküpe (6,2 milyar fit küp) yükselecek.

NIOC , günde yaklaşık 25 milyar fit küp (710 milyon metreküp) ila 30 milyar fit küp (850 milyon metreküp) doğal gaz üretebilen alanı 24 ila 30 aşamada geliştirmeyi planlıyor. Her standart faz doğal gaz 1 milyar küp feet (28 milyon metreküp), 40.000 varil (6.400 m günlük üretim için tanımlandığı 3 kondensat), 1500 ton , sıvılaştırılmış petrol gazı (LPG) ve 200 ton kükürt ancak bazı, aşamaların bazı farklı üretim planları vardır. Aşamaların her birinin ortalama 1,5 milyar ABD Doları civarında bir sermaye harcamasına sahip olduğu tahmin edilmektedir ve çoğu, yerel şirketlerle ortaklaşa çalışan yabancı petrol firmaları tarafından yönetilecektir.

Norveçli Statoil şirketi tarafından bir Güney Pars aşamasının geliştirilmesi, eski İran Cumhurbaşkanı Haşimi Rafsanjani'nin oğlu Mehdi Haşimi Rafsanjani'nin sahibi olduğu İranlı bir danışmanlık firması olan Horton Investments'a yapılan kapsamlı suiistimal ve rüşvet raporunun ardından rezil oldu. Statoil, üç üretim platformu ve bir boru hattı inşa etmek için 300 milyon ABD doları harcamayı taahhüt etti. 2005 yılında iktidara gelen Ahmedinejad hükümeti , enerji ve diğer sektörlerde yerli firmaları yabancı firmalara tercih etti .

2008 yılı başında 1, 2, 3, 4 ve 5. etaplar üretime alınmış olup, 2008 yılı sonunda 6, 7, 8, 9 ve 10. etaplar devreye alınacaktır. 12, 15, 16, 17, 18, 19, 27 ve 28. Aşamalar farklı geliştirme aşamalarındadır.

proje finansmanı

Aralık 2010 itibariyle, Güney Pars gaz sahalarının kalkınma planına yaklaşık 30 milyar $ yatırım yapılmıştır. Miktarın 2015 yılına kadar 40 milyar doları aşacağı tahmin ediliyor. İran Petrol Bakanlığı, 2011 yılında gözden geçirilmiş bir bildiride, İran'ın 2011 ile 2015 yılları arasında yaklaşık 90 milyar dolar yatırım yapacağını söyledi (60 milyar dolar yukarı akış sektörüne ve petrol endüstrisine tahsis edilecek). aşağı sektöre geri kalanı).

Ekonomik araştırmalar, her Güney Pars aşamasının işletilmesiyle ülkenin gayri safi yurtiçi hasılasına (GSYİH) yüzde bir eklendiğini, 12. aşama ise GSYİH'nın yüzde üçünden fazlasını ekleyeceğini gösteriyor.

Güney Pars evreleri

Başkan Muhammed Hatemi , 25 Ocak 2002'de Güney Pars Gaz sahasını ziyaret etti.

2012 itibariyle, yaklaşık 400 İranlı şirket , ilgili projelere ekipman tedarik ederek Güney Pars gaz sahasının geliştirilmesinde yer alıyordu.

  • Aşama 1 tarafından geliştirilen Petropars 1 milyar küp feet (28 milyon metreküp) doğal gaz, günde, günlük 40.000 varil (6.400 m üretmek üzere 3 / d) kondensat, günde LPG 1500 ton artı kükürt 200 ton başına gün.
  • Aşama 2 ve 3, bir konsorsiyum tarafından geliştirilen Toplam SA , Petronas ve Gazprom 2 milyar küp feet (57 milyon metreküp) doğal gaz, günde, günlük 80.000 varil (13,000 m üretmek üzere 3 / d) kondensat, 3000 ton günde LPG artı günde 400 ton kükürt. Mart 2003'te çevrimiçi oldu.
  • Aşama 4 ve 5, Eni ve Petropars tarafından günde 2 milyar fit küp (57 milyon metreküp) zengin doğal gaz, günde 75 milyon fit küp (2,1 milyon metreküp) etan, günde 80.000 varil üretmek için geliştirildi. 13.000 m 3 /d) kondens, günde 3000 ton LPG artı günde 400 ton kükürt.
  • Aghajari petrol sahasına yeniden enjeksiyon için yağsız gaz ve ihracat için ağır gaz ve kondensat üretmek üzere Petropars ve Statoil tarafından 6., 7. ve 8. Aşamalar geliştiriliyor . Karadaki tesislere ek olarak üç açık deniz platformunun inşasını içerir. Statoil açık deniz platformlarını geliştirirken Petropars karadaki tesisleri geliştiriyor. Her platformdan sahile 31 inç (790 mm) boru döşenecektir. Bu fazlar 3 milyar küp feet (85 milyon metreküp) doğal gaz, günde, etan 70 milyon feet küp (2.0 milyon metreküp), günlük 120,000 varil (19,000 m üretecek 3 / d) kondensat, 4500 ton Günde LPG artı günde 600 ton kükürt.
  • 9. ve 10. Aşamalar, Güney Koreli GS, Petrol Endüstrileri Mühendislik ve İnşaat Şirketi ( OIEC Grubu ) ve İran Açık Deniz Mühendislik ve İnşaat Şirketi ( IOEC ) ortak girişimi tarafından Eylül 2002'de geliştirilmektedir. %60. Bu fazlar, doğal gaz, günde 2 milyar küp feet (57 milyon metreküp), etan, günde 75 milyon feet küp (2,1 milyon metreküp), günlük 80.000 varil (13,000 m üretmek 3 / d) kondensat, 3000 ton Günde LPG artı günde 400 ton kükürt. Aşama 9 ve 10, Mart 2009'da Cumhurbaşkanı Ahmedinejad tarafından açıldı.
  • Aşama 11, Pars LNG projesi ile LNG üretecek . Proje, Fransa'nın Total SA şirketinin İran tarafından projeden çıkarılmasının ardından 2010 yılında China National Petroleum Corporation'a verildi . Son olarak Aralık 2016'da, bu aşamanın geliştirilmesi için mutabakat zaptı, Fransa'dan Total, Çin'den CNPC ve İran'dan Petropars konsorsiyumuna verildi.
  • Petropars tarafından bir LNG projesi olarak yürütülen 12. Etap geliştirme çalışmaları başladı . Bu aşama, zengin doğal gaz günde 2,5 milyar küp feet (yaklaşık 71 milyon metreküp), etan 75 milyon feet küp (2,1 milyon metreküp), günlük 80.000 varil (13,000 m üretecek 3 , doğal gaz kondensat / gün) Günde 3000 ton LPG artı günde 400 ton kükürt. Venezuela'nın devlete ait petrol şirketi Petroleos de Venezuela SA (PDVSA), 7,8 milyar dolarlık projenin %10'unu finanse edecek. Angola bireyin Sonangol Grubu da faz 12 projesinde% 20 hissesini satın aldı.
  • 13. ve 14. Aşama geliştirme, İran LNG üretimi için olacaktır . Geliştirme, 5 milyar dolara İranlı bir şirkete (Khatam-ol-Osea) verildi. İran Khatam-ol-Osea Konsorsiyumu birkaç büyük İranlı şirketlerin, yani oluşur Khatam el-Anbia İnşaat Genel Merkezi, Petrol Sanayi Mühendislik ve İnşaat (OIEC) , sadra , ISOICO , IDRO ve NİDK'li . Faz 13 geliştirmek için sözleşme oluşan bir konsorsiyum ile imzalanan Mapna , sadra ve Petro Pidar İran şirketleri ve oluşan başka konsorsiyumlarıyla faz 14 Sanayi Geliştirme ve Yenileme Organizasyonu (IDRO), National Iranian Sondaj Şirketi (NİDK'li), Machine Sazi Arak ( MSA) ve İran Offshore Mühendislik ve İnşaat Şirketi (IOEC).
  • 15. ve 16. etap geliştirmeleri Khatam al-Anbia'ya verildi . Bu fazlar 2 milyar küp feet (57 milyon metreküp) doğal gaz, günde, etan 75 milyon feet küp (2,1 milyon metreküp), günlük 80.000 varil (13,000 m üretecek 3 doğal gaz kondensat / gün), 3000 günde ton LPG artı günde 400 ton kükürt. Temmuz 2010'da proje, Iran Shipbuilding & Offshore Industries Complex'e devredildi . O zaman, 2 milyar dolarlık proje zaten %50 tamamlanmıştı. Faz 15 ve 16 Mart 2012'ye kadar tamamlanacak.
  • Aşama 17 ve 18 geliştirme, Petrol Endüstrileri Mühendislik ve İnşaat Şirketi ( OIEC Grubu ), İran Açık Deniz Mühendisliği ve İnşaatı (IOEC) ve İran Endüstriyel Geliştirme ve Yenileme Örgütü (IDRO) konsorsiyumuna atandı. Bu fazlar, doğal gaz, günde 2 milyar küp feet (57 milyon metreküp), etan 75 milyon feet küp (2,1 milyon metreküp), günlük 80.000 varil (13,000 m üretmek 3 doğal gaz kondensat / gün), 3.000 ton günde LPG artı günde 400 ton kükürt. 17. ve 18. Etaplar, Nisan 2017'de Cumhurbaşkanı Hassan Rouhani tarafından açıldı.
  • Faz 19 geliştirmesi Petropars'a verildi. Bu fazlar 2 milyar küp feet (57 milyon metreküp) doğal gaz, günde, etan 75 milyon feet küp (2,1 milyon metreküp), günlük 80.000 varil (13,000 m üretecek 3 doğal gaz kondensat / gün), 3000 günde ton LPG artı günde 400 ton kükürt. Anlaşılacağı üzere bu aşama 1. aşama içinde tanımlanmıştır, dolayısıyla 1. aşama için bir tür genişleme olarak kabul edilebilir.
  • Aşama 20 ve 21 geliştirme, OIEC Group'a verildi. Doğal gaz, günde 2 milyar küp ayak (57 milyon metreküp), etan 75 milyon feet küp (2,1 milyon metreküp), günlük 80.000 varil (13,000 m 3 , doğal gaz kondensat / gün), LPG 3000 ton başına günlük artı 400 ton kükürt. 20 ve 21. Aşamalar, Nisan 2017'de Cumhurbaşkanı Hassan Rouhani tarafından açıldı.
  • 22, 23 ve 24. Etaplar Khatam al-Anbia , Petro Sina Arian ve SADRA'ya verildi ve sahanın kuzeydoğu sınırında yer alıyor. Fazlar amacı 22, 23 ve 24 geliştirme doğal gaz günde 42,5 milyon metreküp (1.50 milyar kübik feet), günlük 57.000 varil (9,100 m, üretmektir 3 doğal gaz kondensat / g), ve kükürtten 300 ton günde. Üç faz ayrıca yılda 800.000 ton LNG ve 750.000 ton etan üretecek şekilde tasarlanmıştır.
  • 25. ve 26. etaplar ihaleye çıkıyor.
  • 27. ve 28. Aşama geliştirme, bir EPC planı üzerinde Petropars'a verildi . Bu fazlar 2 milyar küp feet (57 milyon metreküp) doğal gaz, günde, etan 75 milyon feet küp (2,1 milyon metreküp), günlük 75.000 varil (11,900 m üretecek 3 doğal gaz kondensat / gün), 3000 günde ton LPG artı günde 400 ton kükürt.

Güney Pars gaz ve kondensat üretim planı

Faz Genel yüklenici 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
1 Petroparlar 500 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750
2 & 3 Total , Gazprom ve Petronas Konsorsiyumu 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000
4 & 5 Eni , Petronas ve NIOC Konsorsiyumu 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000
6, 7 ve 8 Petroparlar ve Statoil 1000 2500 3700 3700 3700 3700 3700 3700 3700
9 & 10 Konsorsiyumu GS Grubu , OIEC Grubu ve IOEC 1000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000
11 Petroparlar 1000 2000 2000
12 Petroparlar 1000 2000 3000 3000 3000 3000
13 Khatam-ol-Osea 1000 2000 2000
14 Khatam-ol-Osea 500 1000 1000
15 ve 16 Khatam al-Anbia , 2010 yılında OSOICO ile değiştirildi . 1000 2000 2000
17 & 18 OIEC Grubu Konsorsiyumu IDRO ve IOEC 1000 2000 2000
19 IOEC ve Petroparlar 500 1500
20 ve 21 OIEC Grubu 1000 2000
22, 23 ve 24 Hatem el Enbiya 1000 3000
TBD 1000 2000
Petroparlar 1000 2000
Toplam Gaz Üretimi milyon cu 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
Toplam Kondensat Üretimi kbbl/d 80 100 190 190 190 370 420 420 460 500 540 720 1.000 1.200

Tablo Kaynakları: NIOC, Pars Oil & Gas Company, Shana and Media

Geliştirme gecikmeleri ve eleştiriler

Güney Pars gaz sahasının birkaç aşaması hala geliştirmeyi beklerken ve devam eden geliştirme aşamaları gecikmelerle karşı karşıya kalırken, NIOC yetkilileri Kuzey Pars, Kish, Golshan, Ferdows ve Lavan gibi diğer İran açık deniz gaz sahalarının geliştirilmesi için müzakereler yürütüyor .

Birçok İranlı enerji analisti, NIOC yetkililerinin, İran'ın diğer gelişmemiş açık deniz gaz sahalarının geliştirilmesi için herhangi bir yeni proje yürütmeden önce Güney Pars sahasının tam gelişimine odaklanması gerektiğine inanıyor.

Güney Pars'ın tam gelişiminin önceliği, yalnızca Katar ile ortak doğasından değil, aynı zamanda alanın İran'ın sıvı ihracat kapasitesine önemli miktarda sıvı üretimi ekleme kabiliyetinden kaynaklanmaktadır.

27 Şubat 2009'da İran Parlamento üyelerinden biri, Güney Pars saha geliştirmesinin hızlandırılmasının önemine ve saha geliştirme gecikmelerine dikkat edilmemesini eleştirdi.

Gecikmelerin ölçeği ve etkileri

2008 yılı sonu itibariyle Katar'ın sahadaki kümülatif üretimi, İran'ın sahadaki kümülatif üretiminden iki kat daha fazlaydı. Katar 1997-2008 döneminde yaklaşık 20 trilyon fit küp (570 milyar metreküp) doğal gaz üretirken, İran 2003-2008 döneminde yaklaşık 10 trilyon fit küp (280 milyar metreküp) doğal gaz üretti. Katar'ın sahadan kümülatif gaz üretiminin İran'ınkine oranının 2:1'lik oranının en azından kısa vadede devam edeceği tahmin ediliyor: 2011'in sonunda Katar'ın sahadan toplam kümülatif üretimi 41 trilyon fit küp (1.2 trilyon metreküpe) ulaşacak. Aynı yıl İran'ınki ise 21 trilyon fit küp (590 milyar metreküp) doğal gaza sahip olacak. Oran, esas olarak Katar'ın yıllık üretiminin İran üretim seviyesinin neredeyse iki katı olduğu için korunuyor.

2011 yılında Katar, yılda 8 trilyon fit küp (230 milyar metreküp) doğal gaz üretim kapasitesine ulaşacak, o yıl İran'ın üretim kapasitesi ise yılda 4 trilyon fit küp (110 milyar metreküp) olacak. İran, tüm Güney Pars planlı kalkınma projelerini zamanında uygulayabilseydi, 2015'ten önce değil, yılda 8 trilyon fit küp (230 milyar metreküp) doğal gaz üretim kapasitesine ulaşacaktı.

İran tarafındaki gecikmelerin ve düşük üretimin en önemli etkisi, gazın Katar tarafına göç etmesi ve saha basıncının azalması nedeniyle kondensat verimi kaybı olacaktır.

Kuzey Kubbe geliştirme

North Field olarak da bilinen North Dome, 1971 yılında Shell'in North West Dome-1 kuyusunun tamamlanmasıyla keşfedilmiştir.

Düşen petrol ve ilgili gaz üretimi ve Khuff rezervlerinin tükenmesi ile Kuzey sahasının geliştirilmesi zorunlu hale geldi. 1984 yılında geliştirmenin aşamalar halinde gerçekleşmesine karar verildi. Aşama 1, yerel tesislere hizmet etmek ve günde 5.000 ton propan , bütan , benzin ve nafta üretmek için günde 800 milyon fit küp (23 milyon metreküp) doğal gaz için üretim, işleme ve taşıma tesislerinin kurulmasını içeriyordu . 1989'da bir gaz tatlandırma tesisi ve kükürt işleme ünitesi eklendi. Birinci aşama 1991'in başlarında çevrim içiydi. Kuzey Sahası'ndan gelen gaz birinci aşama öncelikle yerel talep ve Dukhan sahasına enjeksiyon için kullanıldı. İkinci aşamanın, muhtemelen bir Körfez İşbirliği Konseyi (GCC) gaz şebekesi aracılığıyla komşularına North Field gazı satmayı içermesi bekleniyordu . Üçüncü aşama, Avrupa ve Asya'ya ihracat yapmayı içeriyordu. Basra Körfezi Savaşı'ndan önce bile , bu aşama sorunluydu. Yatırımı haklı çıkarmak için Qatar Petroleum'un (QP) iki büyük ölçekli uzun vadeli tedarik sözleşmesine ihtiyacı vardı. QP genel müdürü Jaber al-Marri'nin çabalarına rağmen, sözleşmeler yapılmadı. Bu, vurguyu yerel satış noktalarına kaydırdı. 1988 yılında, uluslararası danışmanlardan oluşan bir firma, Katar gazını kullanmak için yerel projeler geliştirmek için QP'ye bir plan sundu. Öneriler arasında bir alüminyum izabe tesisi, bir ferro-alaşım üretim tesisi, metanol üretim tesisleri ve petrokimya ve gübre operasyonlarının genişletilmesi yer aldı.

Katar, üretimini ve ihracatını North Dome Field'dan hızla genişletti. İşte birkaç kilometre taşı:

  • 1989: Katar, günde 800 milyon fit küp (23 milyon metreküp) doğal gaz oranında North Field birinci aşamadan (Alfa) üretime başladı.
  • 1997: Katar , İspanya'ya 5,7 milyar fit küp (160 milyon metreküp) (0,16 milyon ton ) LNG göndererek ihracata başladı .
  • 2005: Katar toplam 987 milyar fit küp (27.9 milyar metreküp) (27.9 milyon ton) LNG ihraç etti. Bunun 316 milyar fit küpü (8,9 milyar metreküp) Japonya'ya, 293 milyar fit küp (8,3 milyar metreküp) Güney Kore'ye , 213 milyar fit küp (6,0 milyar metreküp) Hindistan'a, 161 milyar fit küp (4,6 milyar fit küp) milyar metreküp) İspanya'ya ve 3 milyar fit küp (85 milyon metreküp) Amerika Birleşik Devletleri'ne .
  • 2006: Katar, Endonezya'yı geçerek dünyanın en büyük LNG ihracatçısı oldu.
  • 2007: Mart ayında, RasGas beşinci LNG üretim trenini tamamlayarak, ülkeye dünyanın en fazla yıllık sıvılaştırma kapasitesi olan 1,5 trilyon fit küp (42 milyar metreküp) sıvılaştırma kapasitesini verdiğinde QP öncü rolünü sağlamlaştırıyor .

Kuzey sahası geliştirmesinin sonraki aşamaları, Ras Laffan Sanayi Şehri'ndeki LNG tesislerine hammadde sağladı .

Mevcut Katar planlı projelerine göre, Kuzey Kubbe Alanından LNG üretimi 2012 yılına kadar günde 23 milyar fit küp (650 milyon metreküp) ila 27 milyar fit küp (760 milyon metreküp)'e ulaşabilir, üretimde daha fazla artış olursa. Alanın Katar tarafının seviyesi, 2012 yılında piyasaya sürülmesi beklenen Qatar Petroleum tarafından devam eden çalışmanın sonucuna tabidir .

2012'den sonra Katar gaz üretiminde daha fazla büyüme beklentileri, North Field rezervuarları üzerindeki mevcut projelerin etkisi incelenirken 2005 yılında dayatılan yeni ihracat projelerine yönelik bir moratoryumun yarattığı belirsizlik tarafından gölgeleniyor.

North Dome'un geniş gaz ve sıvı kaynaklarını paraya dönüştürmek için Katar, dünyanın en büyük LNG ve GTL endüstrisini kurmak için iddialı planlar yaptı .

Katar'ın LNG endüstrisi

Katar adlandırılan iki LNG şirketleri vardır Qatargas ve Rasgas ve her iki Basra Körfezi kıyısında Ras Laffan Sanayi Limanı bulunmaktadır.

1997'den beri Katar, Kuzey Sahasından LNG ihraç ediyor. 2006'da Katar, Endonezya'yı geçerek dünyanın en büyük LNG ihracatçısı oldu. Katar, sahadaki devasa gaz kaynaklarına dayanarak 2012 yılına kadar yıllık 77 milyon mt kapasiteye ulaşmak için dünyanın en büyük LNG ihracat tesislerini geliştiriyor  (aşağıdaki tabloya bakınız).

Qatargas ve Rasgas Katar'ın LNG projeleri için sorumlu iki ana şirketlerdir.

Katar'ın GTL endüstrisi

Oryx GTL (Sasol)

ORYX GTL tesisi Katar'da ilk operasyonel GTL tesisi olarak 2007 yılının başında devreye alındı. Bitki tabela kapasitesi günlük 34.000 varil (5.400 m 3 / d), ancak, bitki teknik sorunlarla karşılaştı ve operasyonun ilk yılında tam kapasiteye ulaşmadı. Sasol tarafından önerilen modifikasyonlar bu eksikliğin giderilmesine yardımcı oluyor ve 2009'dan itibaren üretim kapasitesine ulaşıldı/ sürdürüldü. Bitki günde 330 milyon feet küp (9.3 kullanan x 10 6  m 3 Al Khaleej gaz projesinin doğal gaz / g). ORYX GTL projesi, Sasol'un Slurry Phase Distillate (SPD) sürecini kullanır. ^

İnci GTL (Kabuk)

Proje yapım aşamasındadır ve günde 140.000 varil (22.000 m 3 /d) orta distilat ve önemli miktarlarda LPG ve kondensat kapasitesine sahip olacak dünyanın en büyük GTL tesisi olacaktır . Günde iki 70.000 varil ilk (11,000 m 3 / d) GTL trenler günde 2011. milyar 1.6 civarında kübik feet (45 üretimini başlatmak için planlanan x 10 6  m 3 temin edilecek doğal gaz / gün) Kuzey alanı projeye. Shell, entegre yukarı akış ve tesis projesinde özsermayenin %100'üne sahiptir. ^

Tablo 3. Kuzey Saha üretim planı (günde milyon fit küp).

Proje Başlamak 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
KatarGaz 1997 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860
KatarGaz 1998 430 430 430 430 430 430 430 430 430 430 430 430 430 430
KatarGaz 2003 700 700 700 700 700 700 700 700 700
KatarGaz II 2008 1700 1700 1700 1700
KatarGaz II 2009 1700 1700 1700
KatarGazIII 2009 1700 1700
KatarGazIV 2009 1700
RasGaz 1999 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400
RasGaz 2004 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000
RasGaz 2005 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000
RasGaz 2007 1000 1000 1000 1000 1000
RasGaz 2008 1700 1700 1700 1700
RasGaz 2010 1700 1700 1700
El Halic 2005 650 650 650 650 650 650 650
Yunus 2007 2800 2800 2800 2800 4000
İnci GTL 2009 1700 1700 1700
Toplam milyon cu ft/d 860 1300 2700 2700 2700 2700 3400 4400 6000 6000 9840 13240 18340 20000 23000

Tablo kaynakları: QatarGas, RasGas, Qatar Petroleum ve internet

Ayrıca bakınız

Notlar

Referanslar

Dış bağlantılar

İlgili medya Güney Pars doğalgaz sahasından Wikimedia Commons