گزارش کارآموزی شرکت بین المللی پارس جنوبی

فهرست شماره صفحه
مقدمه
فصل اول:آشنایی با مکان کار آموزی
-1-1شرکت بین المللی توسعه مهندسی پارس جنوبی(پیدکو)…………………………………………4
-2-1 آشنایی با استان بوشهر………………………………………………………………………………………5
-3-1 موقعیت میدان گازی……………………………………………………………………………………………..7
-4-1 بررسی لایه های نفتی میدان گازی پارس جنوبی………………………………………………….8
-5-1 نمودار سازمانی و تشکیلات………………………………………………………………………………….9
فصل دوم: پروژه های محوله به شر کت پیدکو
1-2 – پروژه های انجام شده…………………………………………………………………………………………10
-2-2 پروژه های در حال اجرا………………………………………………………………………………………..15
فصل سوم: مطالعات کتابخانه ای
1-3- توسعه فازهای مختلف پارس جنوبی…………………………………………………………………….21
-2-3 تاسیسات زیربنایی و پشتیبانی……………………………………………………………………………..31
-3-3 خصوصیات کشور قطر از نظر اقتصادی………………………………………………………………33
فصل چهارم: مطالعات میدانی
-1-4بررسی سیاسی و اقتصادی میدان گازی پارس جنوبی………………………………………….44
-2-4 پالایشگاههای ساحلی……………………………………………………………………………………………45.
-3-4 رقابت ایران و قطر در میدان پارس جنوبی……………………………………………………………46.
نتیجه گیری: دستاوردهای توسعه فازهای میدان گازی پارس جنوبی توسط شرکت پیدکو
مقدمه:
ایران بیشترین میزان ذخایر خود را در میدان گازی پارس جنوبی دارد که با کشور کوچک قطر مشترک است . قطر کشوری ایران اگر چه دیر اما اکنون شروع کرده است و دراین باره در آغاز راه است . بسیاری توانایی های قطر را در صادرات گاز به رخ ایران می کشند اما ایران نیز در یک سال اخیر نشان داده که به صورت جدی به دنبال گسترش صادرات گاز است .
اکنون اگر در خلیج فارس کشتی های حاملLNGقطر را مشاهده می کنیم باید در انتظار سالهای پس از 2010 برای ایران باشیم تا کشتی های ایرانی از سکوها بارگیری کنند و به سوی چین و هند رهسپار شوند .
اما در این میدان پر از گاز رقابت تنگاتنگی میان ایران و قطر شکل گرفته است و هر بار تشدید می شود
کمال دانشیار ، رئیس کمیسیون انرژی مجلس شورای اسلامی در این باره می گوید : به نظر ، رقابت ایران و قطر بر سر این میدان گازی باعث متضرر شدن دو طرف می شود .
کمال دانشیار معتقد است : در این حالت تنها کشورهای خارج از منطقه با تشدیدی رقابت میان دو کشور ایران وقطر برای هر چه خرید هر چه ارزان تر گاز تلاش می کنند و در این راه تنها آنها هستند که سود سرشاری را از گاز ارزان می برند .
وی قیمت گاز را بیش از این میزان می داند و پیشنهاد می کند که ایران و قطر یک شرکت مشتر ک برای بهره برداری اشتراکی از میدان پارس جنوبی ایجاد کنند.
دانشیار معتقد است که این شرکت باید با بهره برداری هر چه بیشتر از گاز میدان پارس جنوبی ، گاز به دست آمده را به صرف پتروشیمی برساند.وی می گوید : با تشکیل شرکتی مشترک ایرانی و قطری می توان دخالت دیگر کشورها در این طرح ها جلوگیری کرد و سودی که اکنون آنها به دلیل گاز ارزان قیمت نصیب خود می کنند می تواند نصیب هر دو کشور شود . اما میدان گازی پارس جنوبی چیست که نمایندگان مجلس نیز در این باره به اظهار نظر پرداخته اند ؟
میدان گازی پارس جنوبی با مساحت 700 کیلومتر مربع ، افزون بر 14 تریلیون مترمکعب گاز به همراه 18 میلیارد بشکه میعانات در لایه های مختلف خود جای داده است این میدان در 105 کیلومتری جنوب غربی بندر عسلویه در آبهای خلیج فارس قرار دارد که ادامه میدان گازی گنبد شمالی امیرنشین قطر است .
توسعه میدان گازی پارس جنوبی در فازهای مختلف با هدف تامین تقاضای روبه رشد گاز طبیعی مورد نیاز کشور و تزریق آن به میدان های نفتی و همچنین صادرات گاز و میعانات گازی ، در دستور کار شرکت ملی نفت ایران قرار گرفته است و بنادر عسلویه و تمبک به ترتیب در 270 و 220 کیلومتری جنوب شرقی بوشهر نیز به عنوان منطقه ساحلی برای ایجاد تاسیسات خشکی و توسعه مرحله ای این میدان انتخاب شده اند .فازهای مختلف توسعه میدان پارس جنوبی در بخش ایرانی مشتمل بر تاسیسات ساحلی و تاسیسات دریایی هستند ؛ تاسیسات ساحلی به طور عمده مشتمل بر پالایشگاه های گاز ، خطوط لوله انتقال شامل سکوهای دریایی و خطوط لوله زیر دریا هستند . به منظور پشتیبانی از فعالیت های این طرح ، احداث خطوط لوله انتقال گاز ، ساخت فرودگاه بین المللی ، شهرک مسکونی ، جاده های ارتباطی ، مهار سیلاب ، اسکله ، برداشت آب از دریا و غیره نیز انجام شده است . ذخایر غنی گاز پارس جنوبی دارای ترکیب مناسبی است ، زیرا حجم عمده ای از آن را گازهای بوتان و پروپان تشکیل می دهند . که محصولات مرغوبی برای صادرات محسوب می شوند . ارزش تقریبی این محصولات هر تن 200 دلار و هر یک فاز سالانه قادر به تولید 600 هزار تن است . ایران از زمان کشف این میدان به دنبال مشتری مناسبی برای گاز فراوان آن می گردد .
اروپا ، ترکیه ، چین ، هند و… همه و همه از جمله مشتریانی هستند که ایران برای صادرات گاز به آنها در حال مذاکره است بزرگترین قرار دادهای ایران در زمینه با کشورهای چین ، هند و ترکیه منعقد شده است .
ایران اخیرا با هند برای یک معامله 21 میلیارد دلاری گازی توافق کرده است . با چین نیز به توافقی بزرگ دست یافته است و اما در همین حال برخی از مقاملات از تلاش قطر برای جایگزینی در پروژه فرضی صادرات گاز به هند خبر می دهند .
پس از سه سال و اندی از امضای قرارداد دهلی نو با تهران برای خرید سالانه5 میلیون تن گاز که بعدها به 8میلیون تن نیز افزایش یافت ، اکنون به نظر می رسد که هند برای تضمین و تامین امنیت انرژی خود به ویژه در ارتباط با گاز به دنبال بازارهای دیگری نیز می گردد تا پیش از آن که فرصت ها از دست برود ، منابع خود را تغذیه کند . از این رو انعقاد قرار داد تازه هند با قطر به منظور خرید سالانه 5 میلیون تن گاز از این کشور که مدت اجرای آن نیز 25 سال پیش بینی شده است نباید به معنای درویگردانی دهلی نو از تهران برای احرای قرار داد فی مابین تلقی شود ، اما می توان آن را زنگ خطری دانست که در صورت فرصت سوزی بیشتر این فرصت طلایی از دست ایران خارج خواهد شد و تهران بار دیگر امکانی تازه نخواهد یافت که در بازار پر رقابت انرژی هند خودنمایی کند . اهمیت در ک این مطلب بیشتر از این لحاظ مهم است که در منطقه خاورمیانه ، نقشه جغرافیایی توزیع گاز به سرعت در حال دگرگونی است .
در نقشه جدید ترکمنستان ، قرارداد انتقال گاز به اقیانوس هند از طریق خاک افغانستان و پاکستان را نهایی کرده و قطر نیز با استفاده از سفره مشترک گاز با ایران ، به پشتوانه امریکا و اسرائیل در صدد کسب موفقیت ویژه در تجارت جهانی گاز برآمده است . ایران باید موقعیت های تازه را به دقت درک کند .
به این ترتیب به نظر نمی رسد که نظرات کارشناسانه کمال دانشیار و همفکرانش در مجلس در این باره بر سطح فکر امیرنشینان قطری تاثیر بگذارد ، زیرا آنها به هیچ عنوان نمی توانند خود را برای همکاری با ایران برای بهره برداری مشترک از میدان گازی پارس جنوبی متقاعد کنند .

فصل اول:آشنایی با مکان کار آموزی
-1-1شرکت بین المللی توسعه مهندسی پارس جنوبی(پیدکو)
شرکت بین المللی توسعه و مهندسی پارس ( پیدکو) "سهامی خاص" در عرصه پیمانکاری عمومی صنایع نفت، گاز و پتروشیمی به مدت دو دهه حضور فعال داشته است . شرکت پیدکو دارای گواهینامه استاندارد ISO 9001:2000 و صلاحیت پیمانکاری از سازمان مدیریت و برنامه ریزی کشور است.
پیدکو ضمن توجه خاص به مسائل ایمنی، بهداشتی و زیست محیطی در جهت ارتقاء دانش و توانمندی های ذیل تلاش می کند.
1) سیستم مدیریت منابع انسانی
2) سیستم مدیریت کیفیت
3) بکارگیری روشهای مدرن مهندسی و مساعدت به منظور تامین منابع مالی پروژه ها
5) مشارکت فعالانه در عرصه پروژه های نفت، گاز و پتروشیمی
بر سرمایه انسانی خلاق و توانمند و تجربیات کسب شده از پروژه های قبلی و با توسعه تواناییهای طراحی مهندسی، خود را نسبت به انجام پروژه های نفت و گاز و پتروشیمی به صورت EPC تجهیز کرده و پروژه های بزرگ بین المللی را به مرحله اجرا درآورد. تا جائیکه " جزء 10 پیمانکار برتر در ایران با توجه به سهم بازار کسب شده باشد و در این راه از ابزارهای زیر جهت رشد و ارتقاء بهره گرفته است .
شرکت پی دکو به عنوان یکی از شرکتهای فرعی شرکت ملی نفت ایران در دیماه 1374 تاسیس گردید این شرکت مسئولیت توسعه فازهای 9و10میدان گازی پارس جنوبی و توسعه میدان گازی اروند را دارا می باشد .
اراده محکم و قاطع وزارت نفت در جهت استیفای حقوق حقه جمهوری اسلامی ایران از میدان گازی پارس جنوبی یکی از مهمترین اهداف در ایجاد این شرکت می باشد .
این شرکت با اتکاء به مدیریت نوین ، مدیران کارآمد و با تجربه صنعت نفت و گاز ، متخصصین و کارشناسان آشنا به اجرای پروژه های این صنعت تا کنون گامهای بلندی را در جهت تحقق اهداف شرکت ملی نفت ایران برداشته است.
استفاده حداکثر از توانمندیهای نیروها و شرکتهای داخلی در اجرای پروژه ها و افزایش سهم ایرانی ساخت داخل یکی دیگر از موفقیت های این شرکت است .
با بهره برداری و توسعه فازهای گوناگون میدان گازی پارس جنوبی سهم درآمد ناخالص ملی کشور افزایش یافته و چشم انداز بدیع و قابل ملاحظه ای در رشد و شکوفایی صنایع نفت و گاز ایجاد خواهد شد .
از مهمترین آثار جانبی اجرای پروژه های گوناگون در منطقه ، رفع محرومیت و فقر زدایی ، ایجاد زمینه فعالیتهای صنعتی ، خدماتی و گمرکی ، حمل ونقل ، تعمیرات ، ایجاد صنایع مرتبط با صنعت نفت و گاز ، احداث فرودگاهها ، ایجاد بزرگراههای ، ارتباطات ، گسترش شبکه برق و صنعت توریسم می باشد.
ایجاد اشتغال نیز یکی دیگر از مهمترین دستاوردهای ایجاد و توسعه فازهای مختلف میدان گازی پارس جنوبی است . به صورت میانگین می توان ادعا نمود علاوه بر ایجاد تحرک و پویایی در صنایع داخلی کشور مرتبط با صنایع نفت و گاز در منطقه ویژه اقتصادی انرژی پارس بیش از 60 هزار نفر به صورت مستقیم به کار و فعالیت اشتغال دارند.
در چشم انداز آینده این منطقه می توان بزرگترین قطب صنعتی تولید انرژی در جهان را دید که زمینه ساز ایجاد پایه های توسعه اقتصادی و اجتماعی ایران در سال 1400 خواهد بود.
-2-1آشنایی با استان بوشهر:
استان بوشهر با مساحتی در حدود 23168 کیلومتر مربع در سواحل جنوبی ایران واقع شده است . از شمال به استانهای خوزستان ، کیهکیلویه و بویراحمد از مشرق به استان فارس ، از جنوب شرقی به استان هرمزگان و از جنوب و مغرب به خلیج فارس محدود است . جمعیت این استان طبق سرشماری آبان ماه سال 1375 برابر 743675 نفر می باشد . تقریباً تمام مردم این استان به زبان فارسی و با لهجه های محلی صحبت می کنند . برخی از اهالی جزیره شیف ، بنادر کنگان و عسلویه نیز به زبان عربی سخن می گویند . براساس مطالعات باستان شناسی ، سابقه تاریخی این استان به زمان تمدن عیلام بر می گردد . مقاومت مردم این استان و دلیر مردان دلواری در مقابل نیروهای بیگانه ، خاطره ای به یادماندنی در اذهان مردم ایران بجای گذاشته است .
این استان بیش از 600 کیلومتر مرز دریایی دارد که از بعد سیاسی ، نظامی و اقتصادی بسیار با اهمیت است. مهمترین شهرهای این استان از نظر تاریخی و جاذبه های طبیعی عبارتن از :
-1شهر بوشهر ، با دیدنیهای بسیاری از جمله منطقه باستانی سیراف ، آب انبار قوام ، خانه قدیمی قاضی ، عمارت ملک ، منطقه باستانی ری شهر ، گورستان شغاب ، مسجد شیخ سعدون ، کلیسای مسیح مقدس و …
-2شهر تنگستان ، خانه رئیس علی دلواری ، قلعه کلات ، آب گرم اهرم و …
-3بندر دیر
-4شهر برازجان ، با دیدنیهای بسیاری از جمله چشمه های آب گرم دالکی ، کاخ کورش ، غار چهل خانه و ..
-5شهر خورموج ، با دیدنیهای بسیاری از جمله کلات مند ، عمارت شیرینو و …
-6بندر گناوه
-7بندر دیلم
-8بندر کنگان ، این شهر مرکز شهرستان کنگان می باشد و قدمت تاریخی آن را به 350سال قبل از میلاد منتسب می دانند . از جمله آثار تاریخی و طبیعی آن ، قلعه طاهری ، گوردخمه در بندر طاهری ، چشمه آبگرم میانلو ، مرکبات و نخلستانهای زیبای شهرهای جم و ریز ، سواحل دیدنی بنادر کنگان و طاهری می باشد .
شغل تمامی مردم بومی این شهرستان ماهی گیری و تجارت است و سفال پزی عمده ترین صنعت دستی آنان به شمار می رود .
کشف میدان های گازی نار و کنگان و پارس شمالی و میدان عظیم پارس جنوبی طی دهه های اخیر ، نقش و اهمیت ویژه ای را به این منطقه داده است .

-3-1موقعیت میدان گازی پارس جنوبی:
میدان گازی پارس جنوبی یکی از بزرگترین منابع گازی مستقل جهان است که برروی خط مرزی مشترک ایران و قطر درخلیج فارس قرار دارد و یکی از اصلی ترین منابع انرژی کشور بشمار می رود .
مساحت این میدان 9700 کیلومتر مربع است که سهم متعلق به ایران 3700 کیلومتر مربع وسعت دارد . ذخیره گاز این بخش از میدان 14 تریلیون متر مکعب گاز به همراه 18 میلیارد بشکه میعانات گازی است که حدود 9% از کل گاز دنیا و نزدیک به نیمی از ذخایر گاز کشور را شامل می شود . هم اکنون برنامه ریزی های دقیق و کار شناسانه ای به منظور توسعه 22 فاز به میزان 625 میلیون متر مکعب در روز از این میدان صورت گرفته است . توسعه میدان گازی پارس جنوبی به منظور تامین تقاضای رو به رشد گاز طبیعی در ارتباط با مصارف خانگی و صنایع ، تزریق به میادین نفتی ، صاردات گاز و میعانات گازی ، خوراک پالایشگاه و پتروشیمی صورت می پذیرد . بدین ترتیب بنادر عسلویه و تمبک در 270 و 220 کیلومتری جنوب شرقی بوشهر به عنوان منطقه ساحلی برای ایجاد تاسیسات خشکی و توسعه مرحله ای این میدان انتخاب شده اند . با توجه به اینکه این منطقه در مرز استان هرمزگان و بوشهر و در مرکز سواحل خلیج فارس نزدیکترین نقطه به میدان گازی پارس جنوبی می باشد دارای وضعیت سوق الجیشی خاصی است که می تواند مبنای جذب و نگهداشت سرمایه در منطقه باشد .
منطقه ویژه اقتصادی انرژی پارس در سال 1377 به منظور ایجاد تاسیسات پالایشگاهی و انجام فعالیتهای گوناگون پایین دستی و بالادستی صنعت نفت و گاز و پتروشیمی و همچنین انجام عملیات پشتیبانی و خدماتی به موجب مصوبه هیئت وزیران تاسیس گردید . این منطقه از غرب به روستای شیرینو ، از جنوب به خلیج فارس ، از شمال به دامنه سلسله جبال زاگرس و از شرق به روستای چاه مبارک محدود می شود . درجه حرارت این منطقه بین 5 تا 50 درجه و رطوبت نسبی هوا بین 59 تا 88 درصد متغیر است .

-4-1بررسی لایه های نفتی میدان گازی پارس جنوبی:
طرح توسعه و بهره برداری از نفت لایه های نفتی میدان گازی پارس جنوبی که مشترک با کشور قطر می باشد به منظور بهره برداری از نفت این میدان در دو مرحله صورت می گیرد .
در مرحله اول این طرح که پیش بینی می گردد در مدت 19 ماه اجرا شود ، روزانه 35000 بشکه نفت تولید خواهد شد . پس از اجرای مرحله اول طرح و بررسی رفتار میدان ، در صورت اقتصادی بودن ، مرحله دوم توسعه میدان به منظور تولید روزانه 54000 بشکه نفت اجرا خواهد گردید .
طرح توسعه لایه های نفتی میدان گازی پارس جنوبی در تاریخ 27/12/83به شرکت پترو ایران واگذار گردید .

1-1شماتیکی از موقعیت میدان گازی پارس جنوبی

-5-1نمودار سازمانی و تشکیلات:

1 -2 نمای کلی از ساختار درونی شرکت پیدکو

فصل دوم:پروژه های محوله به شرکت پیدکو
-1-2پروژه های انجام شده :
1- پالایشگاه فاز یک پارس جنوبی
2- ساخت سازه های فلزی، پالایشگاه فازه های 6، 7 و 8 پارس چنوبی
3- ساخت کمپ مسکونی موقت پالایشگاه گاز فازهای 6، 7 و 8 پارس جنوبی
4- ساخت سازه های فلزی پالایشگاه گاز فازهای 4 و 5 پارس جنوبی
5- لوله کشی بخشی از پالایشگاه گاز فازهای 4 و 5 پارس جنوبی
پارس جنوبی: پا لایشگاه فاز یک – 1
کارفرما : شرکت نفت و گاز پارس، شرکت پتروپارس
پیمانکار اصلی : مشارکت سازمان گسترش و نوسازی صنایع ایران و شرکت دایلم از کشور کره جنوبی
پیمانکار : شرکت پیدکو
محل اجرا : عسلویه
ظرفیت : (روزانه) – گاز تصفیه شده : 921 میلیون فوت مکعب
– میعانات گازی : 40 هزار بشکه
– گوگرد جامد : 200 تن
وضعیت پروژه : تکمیل شده
2-1-نمای کلی از فاز یک پارس جنوبی
شرح کار :
– خدمات مهندسی
– مدیریت پروژه
– خرید
– ساخت و نظارت
– پیش راه اندازی
– راه اندازی و شروع بکار پالایشگاه
2- ساخت سازه های فلزی، پالایشگاه فازه های 6، 7 و 8 پارس چنوبی:
کارفرما : شرکت نفت و گاز پارس، شرکت پتروپارس
پیمانکار اصلی : مشارکت TIJD شامل شرکتهای (TOYO, IDRO, JGC, Daelim)
پیمانکار : شرکت پیدکو
محل اجرا : عسلویه
حجم پروژه : 5500 تن سازه فلزی
وضعیت پروژه : تکمیل شده
شرح کار :
– تهیه نقشه های کارگاهی 2-2-سازه های فلزی فازهای6و7و8
– بازرسی مواد
– برش کاری، سنگ زنی و سوارخکاری
– ساخت ( اتصال ) سازه های فلزی
– جوشکاری سازه های فلزی
– سند بلاست و رنگ کاری سازه های فلزی
3- ساخت کمپ مسکونی موقت پالایشگاه گاز فازهای 6، 7 و 8 پارس جنوبی
کارفرما : شرکت نفت و گاز پارس، شرکت پتروپارس
پیمانکار اصلی : مشارکت TIJD شامل شرکتهای (TOYO, IDRO, JGC, Daelim)
پیمانکار : شرکت پیدکو
محل اجرا : عسلویه
وضعیت پروژه : تکمیل شده 2-3-منطقه مسکونی کارکنا ن خارجی
گنجایش : 6000نفر در دو کمپ مسکونی جداگانه جهت کارکنان خارجی (کمپ شماره 2) و کارکنان داخلی (کمپ شماره 3)
شرح کار :
فازهای6و7و8 میدان گازی پارس جنوبی عموماً شامل تاسیسات دریایی و تاسیسات ساحلی میباشند .
تاسیسات دریایی شامل : سکوهای دریایی و خطوط لوله زیر دریا
تاسیسات ساحلی شامل : پالایشگاههای گاز ، خطوط انتقال گاز و تاسیسات جانبی و زیر بنایی .
به منظور پشتیبانی از فعالیتهای این طرح ساخت فرودگاه بین المللی ، پروژه های شهرک مسکونی ، احداث خطوط انتقال گاز ، ایجاد جاده های ارتباطی ، ایجاد سدهای مهار سیلاب ، ساخت اسکله و ساخت آبگیر نیز توسط شرکت نفت و گاز پارس انجام گرفته است . از جمله فعالیتهای دیگر: خدمات مهندسی ، خرید، ساخت و نصب
4- ساخت سازه های فلزی پالایشگاه گاز فازهای 4 و 5 پارس جنوبی
کارفرما : شرکت ملی نفت ایران ( شرکت نفت و گاز پارس ) ، آجیپ ایران
پیمانکار اصلی : شرکت هیوندای
پیمانکار : شرکت پیدکو
محل اجرا : عسلویه
حجم پروژه : 3500 تن سازه های فلزی
وضعیت پروژه : تکمیل شده
شرح کار :
– تهیه نقشه های کارگاهی 2-4-لوله های انتقال گاز فاز 4و5
– بازرسی مواد
– برش کاری، سنگ زنی و سوراخکاری
– ساخت (اتصال) سازه های فلزی
– جوشکاری سازه های فلزی
– سند بلاست و رنگ کاری سازه های فلزی
5- لوله کشی بخشی از پالایشگاه گاز فازهای 4 و 5 پارس جنوبی
کارفرما : شرکت ملی نفت ایران، آجیپ ایران
پیمانکار اصلی : شرکت فنی و ساختمانی تهران جنوب (شرکت هیوندای)
پیمانکار : شرکت پیدکو
محل اجرا : عسلویه
حجم پروژه : 100000اینچ قطر
وضعیت پروژه : تکمیل شده
شرح کار :

2-5-شیرهای دروازهای لوله های انتقال گاز
– تهیه نقشه های کارگاهی
– تهیه و مدیریت مواد
– جوشکاری لوله ها
– انجام آزمایشهای غیر مخری جوشکاری
– نصب پایه ها و شیرها
-2-2پروژه های در حال اجرا:
LNG واحدهای مایع سازی گازایران -1
LNG تاسیسات عمومی و جانبی پروژه ایران -2
ایستگاه های تقویت فشار گاز خط شمال، شمال شرق -3
900 احداث واحد پیش تراکم کارخانه گازوگازمایع-_4
5- پروژه توسعه واحد نمکزدایی مارون3

6-مخازن ذخیره قیر پاسارگاد

7- مدیریت مهندسی پروژه، پالایشگاه گاز فازهای 17,18 پارس جنوبی
8- ساخت ونصب(ناحیه سه)واحدپی وی سی(پلی ونیل کلراید)پتروشیمی اروند

9- واحد گاز مایع پالایشگاه فجر جم ( LPG )

LNG واحدهای مایع سازی گازایران -1
کارفرما : شرکت ایران LNG
پیمانکار اصلی : شرکت پیدکو با مشارکت Worley Parsons
حل اجرا : تمبک در استان بوشهر
ظرفیت : 10/8 میلیون تن گاز طبیعی مایع در سال
وضعیت پروژه : در حال انجام
شرح کار : – خدمات مهندسی

2-6-کشتی تهیه گاز مایع

LNG تاسیسات عمومی و جانبی پروژه ایران -2
کارفرما : شرکت ایران LNG
پیمانکار اصلی : شرکت پیدکو با مشارکت شرکت ایتوک ایران
محل اجرا : تمبک در استان بوشهر
ظرفیت : 10/8 میلیون تن گاز طبیعی مایع در سال
2-7- نمای کلی دستگاه مایع کننده
وضعیت پروژه : در حال انجام
شرح کار : – خدمات مهندسی
– خرید
– ساخت
ایستگاه های تقویت فشار گاز خط شمال، شمال شرق -3
کارفرما : شرکت مهندسی و توسعه گاز ایران
پیمانکار اصلی : شرکت پیدکو با مشارکت شرکتهای مهندسی تبدیل انرژی پایا و پتروهایتک کیش
محل اجرا : ایستگاه های پارچین، سمنان و دشت
2-8- نمای کلی دستگاه های تقویت فشار
ظرفیت :
– ایستگاه پارچین 2050 میلیون فوت مکعب استاندارد در روز
– ایستگاه سمنان 1932 میلیون فوت مکعب استاندارد در روز
– ایستگاه دشت 1059 میلیون فوت مکعب استاندارد در روز
وضعیت پروژه : در حال انجام
شرح کار :- خدمات مهندسی
– خریدوساخت
900 احداث واحد پیش تراکم کارخانه گازوگازمایع-_4
کارفرما : شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب ایران
پیمانکار اصلی : شرکت پیدکو با مشارکت شرکت نارگان
محل اجرا : گچساران
ظرفیت : 950 میلیون فوت مکعب استاندارد در روز
وضعیت پروژه : در حال انجام
شرح کار : – خدمات مهندسی
2-9-تجهیزات متراکم کننده گاز
– خرید
– ساخت
3- پروژه توسعه واحد نمکزدایی مارون 5
کارفرما : شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب ایران
پیمانکار اصلی : شرکت پیدکو با مشارکت شرکت های مهندسی تبدیل انرژی پایا و پرآور انرژی
محل اجرا : مارون
ظرفیت : 55000بشکه در روز
محل اجرا : مارون
ظرفیت : 55000 بشکه در روز
وضعیت پروژه : در حال انجام
شرح کار :
– خدمات مهندسی
– خریدو ساخت
2-10-مخازن نمکزدایی مارون3
6-مخازن ذخیره قیر پاسارگاد
کارفرما : شرکت نفت پاسارگاد
پیمانکار اصلی : شرکت پیدکو
محل اجرا : آبادان
ظرفیت : چهار مخزن ذخیره قیر هر یک با ظرفیت 3000 تن
وضعیت پروژه : در حال انجام
شرح کار : – خدمات مهندسی
– خریدوساخت
17,18 – مدیریت مهندسی پروژه، پالایشگاه گاز فازهای
کارفرما : شرکت نفت و گاز پارس
پیمانکار اصلی : شرکت پترونگین جنوب ( کنسرسیوم سازمان گسترش و نوسازی صنایع ایران،
شرکت مهندسی و ساختمان صنایع نفت و شرکت تاسیسات دریایی )
پیمانکار : شرکت پیدکو
محل اجرا : دفتر کنسرسیوم ( به نیابت سازمان گسترش و نوسازی صنایع ایران )
وضعیت پروژه : در حال انجام
شرح کار : خدمات مدیریت مهندسی
– ساخت ونصب(ناحیه سه)واحدپی وی سی(پلی ونیل کلراید)پتروشیمی اروند 8 کارفرما : شرکت پتروشیمی اروند
پیمانکار اصلی : شرکت پیدکو
محل اجرا : ماهشهر، مجتمع پتروشیمی اروند
ظرفیت : سالیانه حدود 2 میلیون تن پلی ونیل کلراید و مشتقات آن
وضعیت پروژه : در حال انجام
شرح کار : – ساخت و نصب
9- واحد گاز مایع پالایشگاه فجر جم ( LPG )
کارفرما : پالایشگاه گاز فجر جم (شرکت ملی گاز ایران)
پیمانکار اصلی : شرکت پیدکو با مشارکت شرکت ایتوک ایران
محل اجرا : شهرستان جم، استان بوشهر
ظرفیت : روزانه 202 تن گاز مایع
وضعیت پروژه : در حال انجام
شرح کار : – خدمات مهندسی، پایه و تفصیلی 2-11-پالایشگاه فجر جام
– خرید
– ساخت و نصب.

فصل سوم : مطالعات کتابخانه ای

3-1- طرح توسعه فازهای گوناگون پارس جنوبی:
طرح توسعه فاز 1 میدان گازی پارس جنوبی
طرح توسعه فاز یک به منظور تولید روزانه 28 میلیون متر مکعب گاز از مخزن طراحی و اجرا گردیده است .
اهداف این طرح عبارتند از :
الف ) تولید روزانه 25 میلیون متر مکعب گاز طبیعی
ب ) تولید روزانه 40 هزار بشکه میعانات گازی
ج ) تولید روزانه 200 تن گوگرد .
تاسیسات دریایی :
این فاز در فاصله حدود 105کیلومتر ی از سا حل بندر عسلویه قرار دارد و شامل : دو سکوی تولید با 12 حلقه چاه ، یک سکوی فرآورش ، یک سکوی مسکونی برای اسکان 92 نفر ، مشعل ، خط لوله زیر دریایی 18 اینچ به طول تقریبی 5/5 کیلومتر جهت انتقال گاز از سکوی تولید به سکوی فرآورش ، خط لوله 32 اینچ زیر دریایی به طول 105 کیلومتر جهت انتقال گاز و مایعات گازی به پالایشگاه ساحلی و خط لوله 30 اینچ برای صادرات میعانات گازی به طول 3 کیلومتر و ترمینال گوی شناور ( SBM ) می باشد . نحوه انتقال گاز و میعانات گازی بصورت2 فازه است .
تاسیسات ساحلی :
این فاز شامل : واحدهای دریافت و جداسازی گاز و میعانات گازی ، تثبیت میعانات گازی ، شیرین سازی ، نم زدایی ، مرکپتان زدایی ، تنظیم نقطه شبنم ، تراکم گاز جهت انتقال ، بازیافت وهمچنین دانه بندی گوگرد می باشد . طرح توسعه فاز یک میدان گازی پارس جنوبی در بهمن 1376 به شرکت پتروپارس واگذار گردید و در آبان ماه 1383 با حضور ریاست محترم جمهور رسماً مورد بهره برداری قرار گرفت .
طرح توسعه فازهای 2و 3 میدان گازی پارس جنوبی :
طرح توسعه فازهای 2 و 3 به منظور تولید روزانه 56 میلیون مترمکعب گاز از مخزن طراحی و اجرا گردیده است .
هدف از توسعه این فازها عبارت است از:
1- تولید روزانه 50 میلیون متر مکعب گاز طبیعی
2- تولید روزانه 80 هزار بشکه میعانات گازی
3- تولید روزانه 400 تن گوگرد .
نحوه انتقال گاز و میعانات گازی از سکوهای دریایی به پالایشگاه ساحلی به صورت سه فازه می باشد .
تاسیسات دریایی :
– دو سکوی تولید و برداشت گاز از 20 حلقه چاه
– دو رشته خط لوله زیر دریایی 32 اینچ انتقال گاز به پالایشگاه خشکی
– دو رشته خط لوله 5/4 اینچی تزریق MEG
تاسیسات ساحلی :
پالایشگاه فازهای 2و3 در زمینی به مساحت 150 هکتار احداث گردیده است و شامل موارد ذیل می باشد :
– چهار واحد دریافت و جداسازی گاز و میعانات گازی
– تثبیت میعانات گازی
– شیرین سازی
– نم زدایی
– تنظیم نقطه شبنم – مرکپتان زدایی و تراکم گاز جهت انتقال
– بازیافت و دانه بندی گوگرد .
– واحد احیای منواتیلن گلایکال ( MEG )
عملیات توسعه فازهای 2 و 3 در مهر ماه 1376 به مشارکت شرکت توتال پارس جنوبی با سهم 40% و به عنوان متصدی اصلی توسعه و شرکتهای گاز پروم روسیه و پتروناس مالزی هر یک با 30% سهم واگذار گردید .
بهره برداری از این پالایشگاه در بهمن ماه 1381 و با حضور ریاست محترم جمهوری اسلامی ا یران رسماً آغاز گردید .
طرح توسعه فازهای 4 و 5 میدان گازی پارس جنوبی
طرح توسعه فازهای 4و5 به منظور تولید روزانه 56 میلیون متر مکعب گاز از مخزن طراحی و اجرا گردیده است .
هدف از توسعه فازهای 4و5 عبارت است از :
– تولید روزانه 50 میلیون متر مکعب گاز طبیعی
– تولید روزانه 80 هزار بشکه میعانات گازی
– تولید سالیانه یک میلیون تن اتان ( به عنوان خوراک پتروشیمی )
– تولید سالیانه یک میلیون و پنجاه هزار تن گاز مایع ( پروپان و بوتان ) LPG به منظور صادرات
– تولید روزانه چهارصد تن گوگرد
تاسیسات دریایی فازهای 4 و 5 عبارت است از :
– دو سکوی تولید در فاصله حدود یکصد کیلومتری از ساحل دارای 24 حلقه چاه
– دو رشته خط لوله 32 اینچ دریایی به منظور انتقال گاز به پالایشگاه ساحلی
– دو رشته خط لوله 4/5اینچی انتقال محلول گلایکال
تاسیسات ساحلی فازهای 4 و 5 عبارت است از :
– یک رشته خط لوله 56 اینچ به طول 67 کیلومتر بین عسلویه – کنگان جهت انتقال گاز به خط لوله سراسری گاز کشور
– یک رشته خط لوله 30 اینچ ارسال میعانات گازی از مخازن به ایستگاه اندازه گیری میعانات
– واحدهای دریافت و جداسازی گاز و میعانات گازی ، تثبیت میعانات گازی ، شیرین سازی و نم زدایی گاز
– تبرید گاز و جداسازی گاز طبیعی ، اتان ، پروپان و بوتان ، مرکپتان زدایی و تراکم گاز جهت انتقال
– بازیافت و دانه بندی گوگرد
– واحد احیای منواتیلن گلایکال
عملیات توسعه این فازها در مرداد ماه سال 1379 به کنسرسیومی متشکل از شرکتهای انی ایتالیا به میزان 60% ، پتروپارس به میزان 20% و نیکو به میزان 20% واگذار شد .
بهره برداری رسمی از این پالایشگاه در بیست و هفتم فروردین 1384 با حضور ریاست محترم جمهوری اسلامی ایران آغاز گردید .
طرح توسعه فازهای 6، 7 و 8 میدان گازی پارس جنوبی:
طرح توسعه فازهای 6 ، 7 و 8 به منظور تولید روزانه 84 میلیون متر مکعب گاز از مخزن طراحی و در حال اجرا می باشد .
هدف از توسعه فازهای 6 ، 7 و 8 عبارت است از :
– تولید روزانه 80 میلیون متر مکعب گاز ترش و خشک
– تولید روزانه 120 هزار بشکه میعانات گازی
– تولید سالیانه 72 میلیون تن گاز مایع ( پروپان و بوتان) " LPG " جهت صادرات گاز ترش تولیدی از این فازها از طریق یک خط لوله 512 کیلومتری به میدان نفتی آغاجاری در خوزستان انتقال و به منظور ازدیاد ضریب برداشت نفت از مخزن به این میادین تزریق می گردد .
تاسیسات دریایی این فازها عبارت است از :
1- سه سکوی تولید و حفاری 30 حلقه چاه
2- سه رشته خط لوله 32 اینچ دریایی به منظور انتقال گاز به پالایشگاه ساحلی
3- سه رشته خط لوله 5/4 اینچی انتقال محلول گلایکال
4- ترمینال گوی شناور ( SBM ) به منظور صادرات میعانات گازی
5- یک رشته خط لوله 30 اینچ دریایی به طول 4/5کیلومتر به منظور انتقال میعانات گازی به گوی شناور
تاسیسات ساحلی این فازها عبارت است از :
واحدهای دریافت و جداسازی گاز و میعانات گازی ، تثبیت میعانات گازی ، نم زدایی گاز ، استحصال گاز مایع ، تنظیم نقطه شبنم و تراکم گاز
عملیات توسعه فازهای 6 ، 7 و 8 میدان گازی پارس جنوبی در تیر ماه سال 1379 به شرکت پی دکو واگذار گردید و بهره برداری از مرحله اول آن ابتدای سال 1385 پیش بینی می گردد .
طرح توسعه فازهای 9و 10 میدان گازی پارس جنوبی:
طرح توسعه فازهای 9و10 به منظور تولید روزانه 56 میلیون متر مکعب گاز از مخزن طراحی و در حال اجرا می باشد .

هدف از توسعه فازهای 9 و 10 عبارت است از :
– تولید روزانه 50 میلیون متر مکعب گاز طبیعی
– تولید روزانه 80 هزار بشکه میعانات گازی
– تولید سالیانه یک میلیون تن اتان
– تولید سالیانه یک میلیون و پنجاه هزار تن گاز مایع ( پروپان و بوتان ) " LPG "
– تولید روزانه چهار صد تن گوگرد
تاسیسات دریایی این فازها عبارت است از :
– دو سکوی دریایی تولید درفاصله 105 کیلومتری از ساحل شامل حفاری 24 حلقه چاه
– دو خط لوله 32 اینچ دریایی به منظور انتقال گاز به پالایشگاه ساحلی
– دو رشته خط لوله 5/4 اینچی انتقال گلایکال
تاسیسات ساحلی این فازها عبارت است از :
واحدهای دریافت و جداسازی گاز و میعانات گازی ، تثبیت میعانات گازی ، شیرین سازی و نم زدایی گاز ، تبرید گاز و جداسازی گاز طبیعی ، اتان ، پروپان و بوتان ، مرکپتان زدایی ، تراکم گاز جهت انتقال ، واحد بازیافت و دانه بندی گوگرد ، واحد احیای منواتیلن گلایکال .
عملیات توسعه این فازها در شهریور ماه 1381 به شرکت پی د کوواگذار شد .
تامین مالی این پروژه به صورت فاینانس توسط شرک ملی نفت ایران می باشد و بهره برداری از مرحله اول آن در ابتدای سال 1386 پیش بینی شده است .
طرح توسعه فاز11 میدان گازی پارس جنوبی :
طرح توسعه فاز 11 به منظور تامین گاز ترش مورد نیاز واحد " Pars LNG " طراحی و اجرا خواهد شد .
مشخصات فنی پروژه :
-1تولید گاز از میدان پارس جنوبی به میزان 2000 میلیون فوت مکعب استاندارد در روز
-2گاز ترش استحصالی جهت خوراک واحدهای LNG به میزان 1900 میلیون فوت مکعب استاندارد در روز
-3استحصال میعانات گازی سنگینی به میزان 70000بشکه در روز
تاسیسات دریایی این طرح عبارت است از :
– دو سکوی تولید شامل حفاری 20 حلقه چاه
– دو خط لوله 32 اینچ دریایی انتقال گاز
– دو خط لوله 5/4 اینچ انتقال محلول گلایکال
تاسیسات ساحلی این طرح عبارت است از :
– واحد سیلابه گیر وجدا کننده میعانات گازی و آب
– واحد احیای منواتیلن گلایکال
تاسیسات ساحلی این طرح درفاصله حدود یکصد وسی و پنج کیلومتری از دریا و در بندر تمبک احداث می گردد .
طرح توسعه این فاز به مشارکت شرکتهای توتال و پتروناس و اگذار گردیده است .
طرح توسعه فاز 12 میدان گازی پارس جنوبی :
طرح توسعه فاز 12 به منظور تولید روزانه 84 میلیون متر مکعب گاز از مخزن طراحی و اجرا خواهد شد . 56 میلیون متر مکعب آن جهت تغذیه واحدهای NIOC LNG و یا بصورت ترش جهت تزریق به میادین نفتی و 28 میلیون متر مکعب آن پس از تصفیه و شیرین سازی جهت مصارف داخی اختصاص خواهد یافت .
هدف از توسعه این فاز عبارت است از :
-1تحویل روزانه حداکثر 1940 میلیون فوت مکعب گاز ترش و مرطوب به NIOC LNG و یا حداکثر 1900 میلیون فوت مکعب گاز ترش و خشک جهت تزریق به میادین نفتی بر حسب نیاز .
-2تولید روزانه 885 میلیون فوت مکعب گاز طبیعی جهت تزریق به LGAT6 ( خط لوله ششم گاز کشور)
-3تولید روزانه 37 میلیون فوت مکعب گاز اتان جهت تغذیه پتروشیمی
-4تولید روزانه 110000 بشکه میعانات گازی سنگین
-5تولید روزانه 985 تن پروپان مایع
6تولید روزانه 625 تن بوتان مایع
-7تولید روزانه 250 تن گوگرد دانه بندی شده .
تاسیسات دریایی این طرح عبارت است از :
-1سه سکوی تولید شامل حفاری 36 حلقه چاه
-2سه خط لوله 32 اینچ دریایی انتقال گاز
-3سه خط لوله 5/4 انیچ انتقال محلول گلایکال
تاسیسات ساحلی این طرح عبارت است از :
-1واحد سیلابه گیر و جدا کننده میعانات گازی و آب
-2واحدهای تثبیت میعانات گازی
-3واحدهای شیرین سازی ، نم زدایی ، استحصال اتان ، استحصال گاز مایع و تصفیه گاز مایع واحد احیای منواتیلن گلایکال
تاسیسات ساحلی این طرح در فاصله حدود یکصد و سی و پنج کیلومتری دریا و در بندر تمبک احداث می گردد .
طر ح توسعه فازهای 13 و A 13 میدان گازی پارس جنوبی
طرح توسعه فازهای 13 و A 13 به منظور تامین گاز ترش مورد نیاز واحد
" PERSLAN LNG " طراحی و اجرا خواهد شد .
مشخصات فنی پروژه:
-1تولید از میدان پارس جنوبی به میزان 3000 میلیون فوت مکعب استاندارد در روز
-2گاز ترش استحصالی جهت خوراک واحدهای LNG به میزان 2800 میلیون فوت مکعب استاندارد در روز
-3استحصال میعانات گازی سنگین به میزان 105000 بشکه در روز
تاسیسات دریایی این طرح عبارت است از :
-1سه سکوی تولید شامل حفاری 32 حلقه چاه
-2سه خط لوله 32 اینچ دریایی انتقال گاز
-3سه خط لوله 5/4 اینچ انتقال محلول گلایکال
تاسیسات ساحلی این طرح عبارت است از :
1- واحد سیلابه گیر و جداکننده میعانات گازی و آب
2- واحد تثبیت میعانات گازی
3- واحد احیای منواتیلن گلایکال
4- تاسیسات ساحلی این طرح در فاصله حدود یکصد و سی و پنج کیلومتری از دریا و در بندر تمبک احداث می گردد .
طرح توسعه این فازها به مشارکت شرکتهای شل و رپسول واگذار گردیده است .
طرح توسعه فاز 14 میدان گازی پارس جنوبی:
طرح توسعه این فاز در مراحل مطالعاتی می باشد
طرح توسعه فازهای 15 و 16 میدان گازی پارس جنوبی
هدف از توسعه این فازها عبارت است از :
-1تولید روزانه 50 میلیون متر مکعب گاز طبیعی
-2تولید روزانه 80 هزار بشکه میعانات گازی
-3تولید سالیانه 705 میلیون تن گاز مایع ( پروپان و بوتان ) " LPG "
-4تولید سالیانه 1 میلیون تن اتان به منظور تامین خوراک واحدهای پتروشیمی
-5تولید روزانه 400 تن گوگرد
تاسیسات دریایی و ساحلی این فازها عبارت است از :
دو سکوی حفاری تولید شامل 24 حلقه چاه ، دو رشته خط لوله 32 اینچ دریایی انتقال گاز به طول 100 کیلومتر ، دو خط لوله 5/4 اینچی انتقال محلول گلایکال به طول 100 کیلومتر ، واحدهای شیرین سازی گاز و سرویسهای وابسته.
پالایشگاه ساحلی این طرح عینا مشابه طرح توسعه فازهای 9 و 10 بوده و در منطقه عسلویه ومجاور فازهای 9 و 10 احداث می گردد .
طرح توسعه این فازها به مشارکت شرکتهای اکرکورنر / قرب / صدرا واگذار خواهد شد .
طرح توسعه فازهای 17 و 18 میدان گازی پارس جنوبی:
توسعه فازهای 17 و 18 میدان گازی پارس جنوبی به منظور تولید روزانه 50 میلیون متر مکعب گاز طبیعی ، 80هزار بشکه میعانات گازی ، 400 تن گوگرد و تولید سالیانه 1 میلیون تن اتان و 1/05 میلیون تن گاز مایع ( پروپان و بوتان ) " LPG " انجام می شود .
تاسیسات ساحلی این طرح در فاصله 100 کیلومتری و در منطقه عسلویه احداث می گردد . دو سکوی حفاری تولید شامل 27 حلقه چاه ، دو رشته خط لوله 32 اینچ دریایی انتقال گاز ، دو خط لوله 5/4 اینچ انتقال محلول گلایکال ، واحدهای شیرین سازی گاز و سرویسهای واسته تاسیسات ساحلی و دریایی این طرح را شامل می شود .
پالایشگاه ساحلی این طرح عینا مشابه طرح توسعه فازهای 15 و 16 بوده و در منطقه عسلویه و مجاور فازهای 15 و 16 احداث می گردد .

3-2- تاسیسات زیربنایی و پشتیبانی:
شرکت نفت و گاز پارس به منظور ایجاد زیر ساختهای بنیادین صنعت نفت و گاز در منطقه ویژه اقتصادی انرژی پارس اقدام به ساخت تاسیسات زیربنایی و پشتیبانی نیز نموده است :
-1خطوط لوله 56 اینچ انتقال گاز
این پروژه شامل دو خط لوله به طولهای 72 کیلومتر و 67 کیلومتر و قطر 56 اینچ با پوشش پلی اتیلن برای انتقال گاز تولیدی فازهای 1تا 5 به خط لوله سراسری انتقال گاز در منطقه کنگان طراحی و اجرا گردیده است ( خط دوم توسط طرح توسعه فازهای 4 و 5 احداث شده است ) .
2- ترمینال گوی شناور ( SBM )
به منظور صادرات میعانات گازی تولید شده در فازهای 1 تا 5 طرح توسعه میدان گازی پارس جنوبی نصب یک عدد گوی شناور " Single Buoy Mooring " درفاصله سه کیلومتری از ساحل پیش بینی شده است . میزان بارگیری این گوی شناور 4000 تن در ساعت می باشد و امکان بارگیری در کشتی هایی تا ظرفیت 320 هزار تن را دارا می باشد . میعانات گازی از طریق یک خط لوله 30 اینچی به این گوی شناور منتقل می شود .
3- شهرکهای مسکونی
الف) احداث 372 واحد مسکونی در شهرک توحید واقع در شهرستان جم در فاصله 70 کیلومتری عسلویه در زمینی به مساحت 4/16 هکتار انجام گردیده و به بهره برداری تحویل شده است .
ب ) احداث 1028 واحد مسکونی به صورت ویلایی و آپارتمانی در شهرک توحید به همراه تاسیسات خدماتی ، آموزشی و فرهنگی در زمینی به مساحت 166 هکتار در دست ساخت است .
ج ) به منظور اسکان گروه راه اندازی شامل 1086 نفر ، 55 بلوک مسکونی در زمینی به وسعت 17 هکتار در شرینو و با زیربنایی در حدود 18500 متر مربع ساخته و در حال بهره برداری می باشد . این مجموعه دارای تاسیسات جانبی شامل تجاری ، اداری و ورزشی نیز می باشد .
4- ایجاد بزرگراه مواصلاتی
به منظور تردد سریع و بدون خطر کارکنانی که از منطقه جم به عسلویه و بالعکس عزیمت می نمایند بزرگراه چهار بانده جم ، طاهری ، عسلویه به طول 70 کیلومتر مراحل نهایی ساخت را طی می کند .
از طریق این بزرگراه و با احداث راه جم ، فیروز آباد ، استانهای فارس و بوشهر نیز به یکدیگر متصل خواهند شد . با توجه به کوهستانی بودن منطقه در این بزرگراه 7 دستگاه تونل به طول 2500 متر و 133 دستگاه پل با دهانه و طولهای مختلف احداث گردیده و مراحل نهایی خود را طی می کند .
بهسازی جاده کنار گذر طاهری به طول 11 کیلومتر نیز انجام گردیده است .
5-تاسیسات برداشت آب از دریا
این پروژه به منظور تامین آب مورد نیاز برای سیستم خنک کننده تاسیسات پالایشگاهها و تاسیسات آب شیرین کن فازهای 1 تا 10 در ضلع جنوبی پالایشگاه فاز یک احداث گردیده است .
ظرفیت آبگیری این آبگیر به میزان 25000 متر مکعب آب در ساعت است و عملیات بهره برداری آن در دیماه 1380 آغاز گردیده است .
-1احداث تاسیسات کنترل و مهار سیلاب فازهای 1 و 2و 3
با توجه به بارش بارانهای سیل آسا و وقوع سیل در این منطقه و به منظور ایجاد تاخیر و کنترل سیلاب بوسیله ساخت سد و ذخیره شدن آب در پشت سدهای احداثی و تخلیه تدریجی آن ، پروژه احداث تاسیسات کنترل سیلاب صورت پذیرفته است . این پروژه شامل 2سد رسوب گیر ، 2 سد انحرافی ، 2 سد مخزنی ، 2 رشته کانال انحرافی و 2 رشته کانال اصلی می باشد .
-1تاسیسات اداری و رفاهی
این مجموعه که در زمینی به مساحت 20 هکتار احداث گردیده است دارای 2 ساختمان اداری ، مهمانسراها ، سالنهای غذا خوری ، مسجد ، درمانگاه و زمینهای ورزشی ، سالنهای بازی و سالن اجتماعات می باشد .
3-3- خصوصیات کشور قطراز نظر اقتصادی:
هم اکنون در قطر برنامه های مختلفی برای توسعه صادارت گاز اجرا می شود . قطر نیز مانند دیگر کشورهای نفت خیز حاشیه خلیج فارس وابستگی شدیدی به درآمدهای نفتی دارد ، از این رو ، می کوشد تا سایر منابع درآمدی و نیز سرمایه گذاری های خود را برای تولید بیشتر گاز مایع و محصولات پتروشیمی افزایش دهد .از فعالیت های دیگر این کشور ، فراهم کردن امکانات تولید و صدور فرآورده های نفتی و محصولات پتروشیمی و به دنبال آن افزایش ارزش افزوده نفت خام و گاز طبیعی است .
این کشور از بخش خصوصی و اشتغال زایی در این زمینه حمایت می کند.نفت در دهه 1760 میلادی در قطر کشف شد و به دنبال آن ثروت عظیمی در دهه های 1770 و 1780 نصیب این کشور شد . حدود 75 درصد در آمد قطر از محل صادرات نفت تامین می شود . مردم قطر بالاترین میزان در آمدهای سرانه جهان را دارند .
از سال ، 1785 " شرکت نفت انگلیس و ایران " ، جست و جوی را در قطر آغاز کرد . در سال 1788 این شرکت صاحب امتیاز عملیات اکتشافی شد که بعدها به کنسرسیومی مرکب از " شرکت توسعه " ( قطر ) ، " شرکت نفت عراق " ، و " شرکت نفت انگلیس و ایران " محول شد .
" شرکت توسعه قطر " که بعدها به شرکت " پترولیوم " تغییر نام یافت ، در سال 1791 در حوزه دوخان به نفت رسید و در همان سال ، دو چاه دیگر در همان مکان حفر کرد . با آغاز جنگ جهانی دوم ، قطر از تولید نفت بازماند ، ولی پس از جنگ در دسامبر 1807 اولین محموله صادراتی " پترولیوم قطر " از پایانه تاسیسات ام سعید بارگیری شد .
شرکت نفت " شل " که امتیاز اکتشاف نفت در مناطق دریایی قطر را در سال 1810 در حوزه دوخان به نفت رسید و در همان سال ، دو چاه دیگر در همان مکان حفر کرد . با آغاز جنگ جهانی دوم ، قطر ازتولید نفت بازماند ، ولی پس از جنگ در دسامبر 1815 اولین محموله صادراتی " پترولیوم قطر " از پایانه تاسیسات ام سعید بارگیری شد .
شرکت نفت " شل " که امتیاز اکتشاف نفت در منطق دریایی قطر را در سال 1821 به دست آورده بود ، در سال 1822 در " اید الشارجی " به نفت رسید که نفت آن بی درنگ بهره برداری شد . در سال 1825 دولت اختیار کامل صنایع نفت خود را به دست گرفت و شرکت نفتQGPC قطر را تاسیس کرد . به این ترتیب مالکیت کل منابع نفت کشور از آن دولت قطر شد .میزان ذخائر نفتی اثبات شده قطر در سال ، 2/23 1830 میلیارد بشکه برآورده شده است . حدود 1/7 میلیارد بشکه از ذخائر متعلق به میدان خشکی قطر یعنی " دوخان " است . بقیه در هفت میدان دریایی فراساحلی ، بوالحنین ، مهزام ، ایدالشرقی ، دام شمالی ، الشاهین ، الریان و الخلیج قرار دارند . شریانهای اصلی صادرات " پترولیوم قطر" در میدان های " دوخان " و " مارین" است .
تقریباً همه نفت تولیدی قطر به کشورهای آسیایی و در راس آنها ژاپن صادر می شود . از سال 1832 این کشور تصمیم گرفت امکانات مایع سازی گاز طبیعی خود را افزایش دهد . در آن سال تولید روزانه مایعات گازی 500 هزار بشکه بود که در سال های 1850 و 1851 به ترتیب به 200 و 400 هزار بشکه در روز افزایش یافت . این کشور مقدار قابل توجهی مایعات گازی و دیگر فرآورده های گاز طبیعی نیز تولید می کند که سهمیه اوپک شامل هیچ یک از آنها نمی شود .
پس از کودتای سال ، 1860 قطر سیاستهای جدیدی را آغاز کردتا در زمینه افزایش میزان نفت ، کشف ذخایر جدید نفت و سرمایه گذاری برای افزایش ضریب بازیافت از میدان های موجود به نتایجی برسد . به منظور دستیابی به هدف های یاد شده نیز ، شرایط انعقاد قرار دادهای اکتشاف و تولید و قراردادهای مشارکت در تولید را آسان کرده است تا سرمایه گذاران خارجی به مشارکت در این طرحها تشویق شوند .
در مارس ، 1861 قطر با شرکت نفت آمریکایی شورون توافقنامه ای برای اکتشاف نفت در میدانهای خشکی امضا کرد . این قرار داد پنج ساله از نوع مشارکت در تولید بود . منطقه زیر پوشش این قرار دا د، منطقه ای با وسعت 2250 مایل مربع به نام بلوک1 ( تقریبا تمام حاشیه جزیره قطر به استثنای میدان دو خان ) را شامل می شد . صد در صد منافع این بلوک از آن شورون و عملیات لرزه نگاری دو بعدی و سه بعدی در این منطقه از وظایف این شرکت بود . شورون همراه با شرکت " MOL " مجارستان ، عملیات اکتشاف بلوک را نیز در اختیار خود گرفته است .
شرکت " آرکو " در سپتامبر ، 1863 عملیات اکتشافی میدان " الریان " را در بلوک 24 منطقه دریایی در غرب میدان گنبد شمالی ( مشترک با میدان پارس جنوبی ایران ) و نزدیک میدان " راس گاز " آغاز کرد . " بی . پی . آموکو " پس از تصاحب سهم " آرکو " ادامه فعالیت اکتشافی این شرکت را عهده دار شد . سرانجام در نوامبر 1868 این میدان دریایی با تولید روزانه 20 هزار بشکه نفت به مرحله بهره برداری رسید . در ژوئیه 1869 یک قرار داد مشارکت در تولید برای توسعه این میدان منعقد شد . شرکت بی.پی. آموکو و سایر شرکتهای همراه با هدف افزایش تولید این میدان به میزان روزانه 45 هزار بشکه به فعالیت خود ادامه می دهند . میدان منعقد شد . شرکت بی . پی . آموکو وسایر شکرتهای همراه با هدف افزایش تولید این میدان به میزان روزانه 2350 هزار بشکه به فعالیت خود ادامه می دهند . میدان الخلیج پس از پنج سال فعالیت اکتشاف و آماده سازی ، در مارس 1870 به بهره برداری رسید . این میدان در امتداد مرز دریایی ایران و قطر و شرق میدان نفت شمال قطر قرار گرفته است .
شرکت " الف اکتین " در سال 1874 برای دستیابی به شرایط بهتر در قرار داد مشارکت در تولید با شرکت ملی " پترولیوم قطر " به چانه زنی پرداخت . از این رو ، توسعه میدان " الف " افزایش تولید روزانه 20 تا 22 هزار بشکه ای نفت را به دنبال خواهد داشت . قرار داد توسعه این میدان از نوع مشارکت در تولید است و تا پنج سال تمدید شدنی است . سهم شرکت " الف " در توسعه میدان 27 درصد و سهم شرکت آجیپ 32 درصد است . میدان مهزام در سال 1879 به بهره برداری رسید . شرکت ملی " پترولیوم قطر " در نظر دارد با انجام اقدامهایی ازجمله حفر12 حلقه چاه ، عمر این میدان را افزایش دهد .
میدان " بولحنین " در سال 1880 با تولید بیش از 300 هزار بشکه در روز به بهره برداری رسید و در دهه 1890 تولید آن کاهش یافت . میزان ذخائر قابل برداشت این میدان 250 میلیون بشکه بر آورد شده است . میدان " الشاهین " با مدیریت شرکت نفت " مرسک " دانمارک به یکی از فعالترین میدانهای قطر تبدیل شده است . این میدان در بلوک 4 در 15 مایلی بنادر شمال شرقی قطر قطر دارد . میدان " ایدالشرقی " دام شمال ( ISND ) را شرکت شل در سال 1892 کشف کرد . در سال1893 شرکت " اکسید نتال " توافقنامه ای از نوع قرار داد مشارکت در تولید به منظور 20 میلیون دلار بود که باید برای توسعه میدان ، افزایش ضریب بازیافت ، تزریق آب و گاز در مخزن و انجام عملیات اکتشاف جدید هزینه می شد . در آن سال تولید روزانه این میدان 32 هزار بشکه بود و تا سال 1895 به 420هزار بشکه در روز افزایش یافت .
در دسامبر 1896شرکت " اکسیدنتال " برای توسعه میدان " ایدالشرقی " جنوبی ، قرار داد دیگری از نوع مشارکت در تولید با شرکت ملی " پترولیوم قطر" امضا کرد . این میدان در سال 1898 به بهره برداری رسید . شرکت اکسیدنتال 40 در صد از منابع این میدان را در تملک خود دارد و باید در طول عمر میدان 300 میلیون دلار هزینه کند که 150 میلیون دلار آن باید در پنج سال اول هزینه شود . ذخایر قابل استحصال این میدان 200 تا 300 میلیون بشکه برآورده شده است . قطر و بحرین در مورد حق استفاده از مناطق آبی خلیج فارس و مالکیت جزیره " هورا " با یکدیگر کشمکش دارند که بررسی آن به دادگاه بین المللی سپرده شده است .
در مارس ، 1901 شرکت ملی " پترولیوم قطر " و شریکان خارجی شرکت قطر گاز ( Qatargas ) و شرکت گاز راس لافان ( Rasgas ) یادداشت تفاهمی امضا کردند که در آن احداث یک پالایشگاه مایعات گازی به ظرفیت 20 هزار بشکه در روز و با هزینه 250 میلیون دلار در راس لافان پیش بینی شد . خوراک این پالایشگاه از میدان عظیم شمالی قطر تامین می شد .
در نوامبر ، 1902شرکت ملی " پترولیوم قطر " برای احداث یک مجتمع پتروشیمی ، قرار دادی به ارزش 320 میلیون دلار با شرکت نفت فیلیپین امضا کرد . این کارخانه توان تولید سالانه 450تن اتیلن و 200 تن پلی اتیلن را دارد . 30 درصد از سهام کارخانه یاد شده به شرکت ملی " پترولیوم قطر " و 15 درصد از آن به شرکت " فیلیپس " تعلق دارد .
با وجود تولید و میزان ذخایر بالای نفت خام قطر ، نفت و گاز کمتر از 10 درصد از مصرف انرژی این کشور را به وجود اختصاص داده است . در ده ماه نخست سال 1905 مجموع صادرات خالص نفت قطر 550000 بشکه در روز بود . در این زمان ، قطر حدود 250000 بشکه مایعات نفتی ( از جمله نفت خام ، میعانات گاز طبیعی و میعانات گازی ) تولید می کرد .
در سال 1907 میزان تولید این مایعات نفتی حدود 400000 بشکه در روز برآورده شد . میعانات گاز طبیعی محصول جانبی فرآورده های گاز طبیعی است که رو به افزایش نهاده است .
با کودتای سال ، 1910 قطر سیاست های جدید بسیاری را برای افزایش تولید نفت ، توسعه ذخایرنفتی پیش از گرانتر شدن هزینه برداشت ذخایر کنونی و افزایش سرمایه گذاری در بخش سیستم های پیشرفته بازیافت نفت برای بهبود طول عمر میدان های کنونی در پیش گرفته است . برای رسیدن به این منظور ، دولت در سال های اخیر در مفاد و شرایط قرار دادهای اکتشاف و تولید و موافقتنامه های مشارکت در تولید بازنگری کرده است . این شرایط ، شرکت های نفت خارجی را برای بهبود بازیافت نفت میدان های تولید این کشور و نیز اکتشاف ذخایر نفت ترغیب کرده است . شرکت های خارجی بیش از یک سوم ظرفیت تولید " پترولیوم قطر " را عهده دار هستند و پیش بینی می شود تا پایان سال 1911 این میزان تولید به 3/24 میلیون بشکه در روز برسد . ظرفیت کنونی تولید " پترولیوم قطر" روزانه 150 هزار بشکه است .
در مارس 1912 قطر با شرکت شورون آن زمان ( " شورون تگزاکو" ی کنونی ) موافقتنامه اکتشاف نفت ساحلی امضا کرد که هنوز در حال اجراست . این موافقتنامه از نوع مشارکت در تولید است و در مساحت کلی 2500 مایل مربع به نام بلوک 1 به اجرا در می آید . بررسی های لرزه شناسی پروژه شناسی پروژه در سال 1914 اجرا و عملیات حفاری آن در سال 1917 آغاز شد . شورون تگزاکو عملیات حفاری بلوک یک این میدان را با همکاری شرکت لهستانی MOL عهده دار شده است .
یکی از میدان های نفتی جدید قطر " الریان " نام دارد که شرکت " آنادار کو پترولیوم " به فعالیت در آن می پردازد . پیش از این سهام پروژه در اختیار بی پی ، بی جی ، وینترشال و گالف استریم پترولیوم بود و با انجام نقل و انتقالاتی در سال های 1921 و 1922به شرکت آنادار کو پترولیوم منتقل شد . این میدان نفتی در نوامبر 1922با تولید 30 هزار بشکه نفت سنگین از چهار حلقه چاه نفتی آغاز به کار کرد . میدان الریان در نزدیکی میدان راس لافان واقع شده است . قرار داد مشارکت در تولید این میدان نفتی در 12 جولای 1922 به امضا رسید . تولید میدان الریان در ماه های اخیر به حدود 31 هزار بشکه در روز رسیده است . شرکت آنادارکو در نظر دارد ظرفیت تولید آنرا تا پایان سال 1922 به 40 هزار بشکه در روز افزایش دهد .
جدید ترین میدان نفتی فراساحلی قطر " الخلیج " نام دارد . تولید این میدان در مارس 1927 پس از پنج سال تلاش و عملیات اکتشاف با تولید شش هزار بشکه در روز آغاز شد . میدان نفتی " الخلیج " در بلوک 1 و در شرق " میدان نفتی شمال " واقع شده است توسعه این میدان نفتی از سال 1929به تاخیر افتاده بود ، زیرا " الف اکواتین " پیمانکار این میدان خواستار بهبود مفاد قرار داد مشارکت در تولید از سوی قطر پترولیوم ( OGRC سابق ) بود . شرکت " توتال فینا الف " ( تلفیقی از سه شرکت مهم نفت فرانسوی از جمله الف اکواتین ) افزایش ظرفیت میدان را در اوایل سال 1931 به پایان رساند . در این هنگام کل ظرفیت تولید نفت میدان الخلیج حدود 21 هزار بشکه در روز بود . عملیات دیگری نیز در حال اجراست و با انجام آن ظرفیت تولید میدان یاد شده تا اواسط سال 1931 به 20 هزار بشکه در روز خواهد رسید . نوع نفت این میدان نفت شیرین است . نفت این میدان برای پالایش و انتقال از طریق خطوط لوله به جزیره " هلول " فرستاده می شود.
شرکت " توتال فینا الف " صددر صد سود حاصل از موافقتنامه 5 ساله میدان را با امکان افزایش طول مدت قرار داد تا پنج سال در اختیار دارد . " میدان مهزام " در سال 1950 در مساحتی به ابعاد 15 کیلومتر مربع کشف شد و در سال 1955 فعالیت خود را آغاز کرد و میزان کنونی تولید آن 22 هزار بشکه در روز است . : قطر پترولیوم " برنامه هایی را برای اصلاح ساختار میدان یاد شده و افزایش طول عمر آن دارد . پیش بینی های قطر پترولیوم ، حاکی از افزایش ظرفیت تولید میدان مهزام تا 32 هزار بشکه در روز در پایان سال 1957 است .
میدان نفتی " بوالحنین " در سال 1940 کشف شد و فعالیت خود را درسال 1941 با تولید بیش از221 هزار بشکه در روز آغاز کرد ، اما اوایل دهه 1944 این روند تولید با کاهش روبه رو شد . میزان تولید کنونی این میدان حدود ?? هزار بشکه در روز است . اصلاح ساختار میدان یاد شده ظرفیت تولید آن را تا 313 هزار بشکه تا پایان سال 1945 افزایش مید هد . از برنامه های توسعه این میدان ، افزایش تولید آن با حفر22 حلقه چاه جدید است.میدان بوالحنین تقریباً 220 میلیون بشکه ذخایر قابل برداشت است.
شرکت مائرسک دانمارک در سال ، 1947 میدان نفتی " الشاهین " را کشف کرد . این میدان یکی از پربازده ترین میدان های نفتی قطر با ظرفیت حدود 500 هزار بشکه در روزاست . میزان تولید این میدان در ماه های اخیر به حدود 650 هزار بشکه در روز رسیده است . میدان نفتی الشاهین واقع در بلوک 5 و 31 مایلی شمال شرقی خلیج قطر ، تولید کننده نفت ترش حاوی 315/4 درصد سولفور است . شرکت " مارسک اویل قطر " دانمارک در فوریه 1957 موافقت خود را با افزایش ظرفیت تولید نفت میدان تا 340 هزار بشکه در روز و تا اواخر سال 1960 اعلام کرد . در این زمینه ، عملیات حفاری با بیش از 45 حلقه چاه جدید آغاز شده است .
هدف از اجرای پروژه دلفین که به خواست امارات و عمان انجام شد استفاده بیشتر از گاز طبیعی در تولید برق و صنایع مختلف ، ضمن کاهش تولید گاز طبیعی همراه خود اعلام شد ، مشارکت پاکستان در این پروژه به دلیل شرایط مالی واحتمال واردات گاز این کشور از ایران دور از ذهن به نظر می رسد .
شل نختستین بار " ایدالشرقی نورت دام ( ISND ) " را درسال 1965 کشف کرد . در حال حاضر شرکت " اکسید نتال پترولیوم " عهده دار فعالیت های این میدان است . در سال 1966 با امضای یک قرارداد 10ساله مشارکت در تولید میان اکسیدنتال و قطر پترولیوم و با سرمایه گذاری 200 میلیون دلاری در اموری مانند توسعه میدان ، تعمیر و اصلاح ساختار مخازن ، سیستم های تزریق آب و گاز و انجام عملیات بیشتر اکتشاف ، میدان ایدالشرقی تولید خود را با ظرفیت 22 هزار بشکه در روز آغاز کرد .
ظرفیت کنونی این میدان حدود 35 هزار بشکه در روز است .
در سپتامبر 1967 دو شرکت یاد شده قرار داد دیگری را از نوع مشارکت در تولید برای توسعه " میدان ایدالشرقی سوت دام (ISSD) امضا کردند . دو میدان ISSD و ISND در فاصله 13 مایلی یکدیگر واقع شده اند . میدان ISSD در نوامبر 1969با ظرفیت تولید 32 هزار بشکه در روز آغاز به کارکرد و ظرفیت کنونی آن حدود 55 هزار بشکه در روز است . برآوردها نشان میدهد که میزان ذخایر قابل برداشت ISSD حدود 250تا 400 میلیون بشکه باشد .
" قطر پترولیوم " و " کوزمواویل " دراکتبر 1970 قرار داد توسعه دو میدان نفتی کوچک فراساحلی ( دریایی ) را به نام های " القرقره " و " ای – نورت " به امضا رساندند . تولید نفت هفت حلقه چاه ، چهار حلقه در میدان " القرقره " و سه حلقه در " ای – نورت " قرار است در سال 1972 آغاز شود . حداکثر ظرفیت تولید این میدان ها حدود 37 هزار بشکه در روز خواهد بود .این میدان ها در اواخر دهه 1970 کشف شدند . در جولای 1972 موافقتنامه اکتشاف و توسعه مشترک آنها با کنسرسیومی متشکل از قطر پترولیوم دولاپینت و ژاپن امضا شد .
پالایشگاه قطر پترولیوم ( شرکت ملی توزیع نفت پیشین ) به تازگی فعالیت های پالایش خود را در " ام سعید " توسعه بخشیده است در نوامبر 1975شرکت " شورون فیلیپس کمیکال " با قطر پترولیوم قرار دادی را به ارزش 3/2 میلیارد دلار و برای ساخت یک تاسیسات به نام Q – chem. امضا کرد که در سال 1977 عملیات آن به پایان رسید . یکی از پروژه های توسعه این تاسیسات به نام Q-chem در حال حاضر در مرحله مذاکره و چانه زنی است و براساس برنامه ریزی ها در سال 1978 توسعه آن به پایان می رسد .
ذخایر گاز طبیعی قطر 300 تریلیون فوت مکعب برآورده شده است که با این حساب پس از روسیه و ایران در مقام سوم جهان قرار گرفته است .بخش عمده ذخایر گاز این کشور در میدان نفت شمال ( گنبد شمالی یا میدان پارس جنوبی ) قرار دارد . تولید از این میدان از دهه 1980 آغاز شده است . در میدان " دخان " حدود 30 تریلیون فوت مکعب گاز همراه و 3/4 تریلیون فوت مکعب گاز مستقل وجو د دارد میدان های نفتی " ایدالشراق " ، مهزام " ، " بوالحنین " و " الریان " نیز مقداری گاز همراه نفت در خود جای داده اند . دولت قطر ، آینده کشور را در گروه توسعه ذخایر عظیم گاز طبیعی می داند . دو شرکت " قطر گاز " و " راس گاز " قطر ، صادرات گاز طبیعی مایع این کشور را بر عهده دارند . شرکت " قطر گاز " کنسرسیومی متشکل از " شرکت ملی پترولیوم قطر " با 38 درصد سهام " توتال " و " موبیل " هر یک با 19 درصد سهام ، " میتسویی " و " ماروبنی " هریک با 4/8 درصد سهام است . در دسامبر 1981 اولین محموله گاز طبیعی شرکت "قطر گاز " به ژاپن تحویل داده شد . کارخانه مایع سازی گاز طبیعی این شرکت ، از سه واحد با ظرفیت سالانه 11 میلیارد فو ت مکعب تشکیل شده است . شرکت " راس گاز " یکی دیگر از واحدهای بزرگ تولید ال . ان . جی را در اختیار دارد . بزرگترین سهامداران این شرکت ، " شرکت ملی پترولیوم قطر" و شرکت " موبیل " به ترتیب 12 و 13 درصد سهام هستند . کارخانه تولیدی این شرکت از دو واحد به ظرفیت سالانه 2میلیون تن تشکیل شده است . نخستین واحد آن در سال 1983 به بهره برداری رسید دراکتبر سال 1983مناقصه احداث واحدهای سوم و چهارم این کارخانه برگزار شد . در آگست 1983 شرکت ملی " پترولیوم قطر" برای توسعه میدان شمالی قرار دادی از نوع مشارکت در تولید با " اکسون موبیل " امضا کرد که هدف آن تولید نهایی روزانه 4/6 میلیارد فوت مکعب در روز است .
ژاپن و کره جنوبی ( دو کشور وارد کننده گاز طبیعی مایع ) بازارهای سنتی گاز طبیعی قطر هستند . هند نیز به تدریج به جرگه وارد کنندگان گاز طبیعی مایع از قطر پیوسته است .
پس از لغو قرار داد ساخت کارخانه تولید . ال . ان . جی از سوی شرکت " انرون " شرکت " راس گاز " ، تعهد این شرکت را مبنی بر تامین گاز طبیعی یک نیروگاه برق در هند عهده دار شد . شرکت " راس گاز " با امضای قرار داد جدید 1985 با شرکت " پترونت هند " توزیع کننده گاز طبیعی مایع در هند متعهد شد از سال 1986 سالانه 200 میلیارد فوت مکعب ( 5/7 میلیون تن متریک ) گاز . ال . ان . جی را به این شرکت تحویل دهد که البته تحویل این محموله به تعویق افتاد و از ژانویه 1986 دوباره آغاز شد . طرح " دلفین " که از سوی یک شرکت دولیت امارات متحده عربی پیگیری شده است . یکی از بزرگترین طرح های صدور گاز طبیعی مایع از میدان شمال قطر به کشورهای امارات ، بحرین ، عربستان سعودی و کویت است . کویت نیز برای خرید گاز طبیعی از قطر در جولای 1986 موافقتنامه اصولی را امضا کرد ، اما با مخالفت عربستان با گذاشتن خط لوله گاز از خاک این کشور موافقتنامه در عمل با مشکل روبه رو شد .
ذخایر نفتی قطر در مقایسه با دیگر کشورهای حاشیه خلیج فارس در سطحی متوسط است ، اما در همین حال یکی از بزرگترین تولید کنندگان گاز طبیعی جهان به شمار می رود . قطر پترولیوم و اکسون موبیل در اکتبر 1986 موافقتنامه ساخت راس گاز – 2 ر ابه امضا رساندند به این ترتیب معادل 11/3 میلیون تن متریک(320 میلیارد فوت مکعب ) در سال به ظرفیت تو لید این شرکت افزوده شد . تاسیسات راس گاز – 2 دارای دو واحد تبدیل گاز به مایع ، هریک به ظرفیت 4/5 میلیون تن متریک در سال (310 میلیارد فوت مکعب ) است . این واحدها از بزرگترین واحدهای مایع سازی گاز این کشور تاکنون به شمار می رود . تولید تجاری این واحدها در سال 1987 یا اوایل سال1988 آغاز شد .
با انعقاد قرار داد بزرگ 22 ساله ، ال . ان . جی تولید شده در قطر گاز – 2 از طریق پایانه های وارداتی به خلیج مکزیکو انتقال خواهد یافت قطر پترولیوم 31 درصد و اکسون موبیل 12درصد سهم پایانه های یاد شده را در اختیار خواهند داشت .
پروژه دیگری نیز برای توسعه ساختار قطر گاز در سال 1990آغاز شد با پایان این پروژه ، گاز مصرفی انگلستان و قاره اروپا تامین خواهد شد.
از دیگر پروژه ها ، پروژه قطر گاز- 3 است که ظرفیت مایع سازی گاز قطر پترولیوم با اجرای آن 4/4 میلیون تن در سال برآورد شده است . این پروژه با هدف تامین بازار آمریکا صورت گرفته است و در سال 1991 یا اوایل سال 1992 اجرای آن آغاز خواهد شد .
می ، 1992 اکسون موبیل و قطر پترولیوم موافقتنامه نهایی توسعه و مشارکت در تولید میدان شمال را به امضا رساندند . پروژه " ای . جی . یو " توسعه زیر ساخت های بخشی از میدان را برای مصارف داخلی و صادرات گاز به کشورهای حاشیه خلیج فارس و تامین خوراک پروژه های پتروشیمی را به دنبال خواهد داشت . با اجرای فاز نخست پروژه روزانه حدود 300 میلیون فوت مکعب گاز از این میدان تولید می شود .
پروژه مهمی که قطر را به امارات مرتبط می کند ، پروژه دلفین نام دارد . احداث یک شبکه تلفیقی خطوط انتقال گاز طبیعی برای کشور های قطر ، امارات و عمان از محورهای اساسی این پروژه است . احتمالاً از این طریق یک خط لوله زیردریایی نیز عمان را به پاکستان ارتباط خواهد داد . یک شرکت دولتی امارات به نام " یونایتد آفستس گروپ " پشتیبانی پروژه را برعهده داشت و یادداشت تفاهم اولیه را با قطر ، عمان و پاکستان در ژوئن 1992 امضا کرد . اجرای نهایی پروژه حدود 23 میلیارد دلار هزینه به دنبال خواهد داشت . بخشی از این هزینه به توسعه شبکه های گسترده توزیع گاز در امارات و عمان اختصاص دارد . از سال 1993 قطر سالیانه حدود 270 میلیارد فوت مکعب گاز طبیعی میدان شمال را از طریق یک خط لوله زیر دریایی صادر خواهد کرد . شرکت یونایتد آفستس گروپ در مارس ، 1993 انتخاب شرکت های " توتال فینا اف " و " انرون " را برای اجرای پروژه اعلام کرد . میزان سهم هر یک از این شرکت ها 13/4 درصد است با این حال در می ، 1994 انرون انصراف خود را برای اجرای پروژه اعلام کرد . به دنبال آن یونایتد آفستس گروپ سهم انرون را به چنگ آورد ، اما در می 1995 این سهم دوباره به شرکت " اکسیدنتال پترولیوم " واگذار شد .
کویت نیز در زمینه خرید گاز طبیعی از قطر مذاکره هایی را با این کشور داشته است . موافقتنامه اولیه خرید گاز در جولای 1995 امضا شد . قطر با بحرین گفت و گوهایی در این زمینه داشته است . قطر درحال حاضر پروژه ای را برای افزایش تولید واحدهای خو د تا 1/1 میلیون تن در سال در نظر دارد که تا پایان سال 1995 به پایان می رسد .
با در اختیار داشتن ذخایر وسیع گاز طبیعی ، قطر نسبت به توسعه پروژه های تبدیل گاز به مایعات گازی ( جی . تی . ال ) نیز تمایل نشان داده است . شرکت شل برای ساخت تاسیسات جی . تی . ال در راس لافان قرار داد مشارکتی به ظرفیت روزانه 100 هزار بشکه با قطر پترولیوم امضا کرد . پیش بینی می شود که ظرفیت تولید روزانه این تاسیسات تا پایان سال 1997 به 23 هزار بشکه و باقی ظرفیت تولید آن در سال های 1998 و 1999 تامین شود . درصورت تکمیل این تاسیسات بزرگترین نیروگاه جی . تی . ال جهان خواهد بود .
به نظر می رسد با توجه به برنامه های وسیع دولت قطر در بهره برداری هرچه بیشتر از منابع گازی خود از جمله در پارس جنوبی ، باید به پروژه ها و برنامه های در جریان در این منطقه برای توسعه میدان گازی پارس جنوبی سرعت داد به تعبیر بهتر نمی توان از قطر توقع داشت که از منابع خدادادی خود بهره نبرد و در حقیقت باید بکوشیم در این غائله ما از آنها جا نمانیم .

فصل چهارم: مطالعات میدانی
-1-4 بررسی سیاسی اقتصادی میدان گازی پارس جنوبی
مهندس ترکان عنوان کرد هر فاز پارس جنوبی سالانه یک و نیم میلیارد دلار به درآمد کشور می افزاید . بدیهی است که این گنج بزرگ را باید با سرمایه گذاری احیا کرد تا در دراز مدت منبعی لایزال برای درآمد کشور باشد . میدان گازی پارس جنوبی بزرگترین میدان مستقل گازی در جهان است .
مهندس زنگنه دراین زمینه می گوید : ایران با توجه به موقعیت استراتژیک جغرافیایی و سیاسی خود ، می تواند در عرصه جهانی گاز نقش کلیدی و عمده ای ایفا کند و به مثابه پلی میان منابع عظیم گاز خاورمیانه با مراکز عمده مصرف و تقاضای گاز در اروپا و آسیا عمل کند . ایران با توجه به توان و ثبات سیاسی ، اقتصادی بالا در منطقه خاورمیانه ، بستری مناسب برای جذب سرمایه گذاری در زمینه گاز است و میتواند بیش از پیش از این منبع استفاده کرده و نقش کلیدی در عرصه جهانی گاز ایفا کند .
مهندس زنگنه ، وزیر نفت می افزاید : ایران 18 درصد از کل ذخایر گاز جهان را در اختیار دارد که به تنهایی 5 برابر ذخایر گاز آمریکای شمالی ، 4 برابر ذخایر گاز اروپا ، 3 برابر ذخایر حوزه آسیا ، پاسیفیک و نیمی از کل ذخایر خاورمیانه است .
وی می گوید : تولید گاز ایران در سال 82 رقمی نزدیک به 120 میلیارد مترمکعب بود که نزدیک به 29 میلیارد مترمکعب آن برای تزریق به میدان های نفتی کشور به مصرف رسید و این رقم در سال های آینده برای افزایش بازیافت از میدان های نفتی باید تا حدود 60 میلیارد متر مکعب افزایش یابد .
مهندس زنگنه تصریح می کند : در این زمینه راهبرد وزارت نفت برپایه عرضه گاز به صنایع ، نیروگاه ها و مصرف کنندگان خانگی در داخل کشور و استفاده بهینه از مزیت های کشور در بخش انرژی به ویژه گاز برای توسعه صنعتی ، اقتصادی کشور و تزریق گاز به میدان های نفتی برای ازدیاد برداشت و حفظ تولید صیانتی نفت و صادرات گاز به وسیله خط لوله ، همچنین به صورت LNG قرار دارد .
به اعتقاد وزیر نفت ، اهمیت گاز هم به عنوان یک منبع انرژی و هم به عنوان یک ماده اولیه برای صنایع پتروشیمیایی درآینده بیشتر خواهد شدو پیش بینی های ارائه شده حاکی از آن است که در 20 سال آینده رشد تقاضا برای گاز طبیعی از رشد تقاضا برای سایر انرژی های متعارف فراتر خواهد رفت.
مدیر عامل شرکت ملی گاز ایران نیز با بیان این که در خاورمیانه گاز طبیعی به طور عمده به عنوان خوراک و احدهای پتروشیمی به کار می رود ، می گوید : با توجه به این که ایران و عربستان سعودی طبق پیش بینی ظرفیت تولید مواد پتروشیمی را در دهه 2000 تا 2010 افزایش خواهند داد ، گاز طبیعی مورد نیاز این بخش در داخل کشور در سال پایانی برنامه چهارم به 33 میلیارد مترمکعب خواهد رسید و تا پایان برنامه پنجم توسعه 52 میلیارد مترمکعب گاز طبیعی در اختیار صنایع پتروشیمی کشور قرار خواهد گرفت .
4-2- پالایشگاه ساحلی
فرایندهای اصلی پالایش :
1. دریافت سیال سه فاز از خط لوله زیر دریا تفکیک آن به گاز ، میعانات گازی و آب در سیلابه گیر .
2. پالایش گاز تا رسیدن به مشخصات لازم با گذراندن مراحل زیر : شیرین کردن گاز در واحد MDEA . آب زدایی جداسازی NGL برای تولید متان . فشرده سازی گاز متان برای مصرف داخلی . جداسازی NGL برای تولید انان به عنوان خوراک پتروشیمی . جداسازی NGL برای تولید پروپان و بوتان . پالایش پروپان و بوتان از ترکیبات گوگردی . برای صادرات .
3. تثبیت میعانات گازی .
4. جداسازی گوگرد و جامدسازی آن برای صادرات.
5. واحد بازیابی و تزریق MEG . خط لوله 56 اینچ : یک رشته خط لوله 56 اینچ به طول 75 کیلومتر گاز خشک و پالایش شده را بر ای مصرف داخلی به خط لوله سراسری سوم 3IGAT در نزدیکی کنگان انتقال می دهد .
تاسیسات فراساحلی این پروژه هم شامل چهار بخش است : دو سکوی سر چاهی . مجموعه پل ها و مشعل ها . چاه ها . خطوط لوله زیر دریا
1- سکوهای سر چاهی دو سکوی SPD 5و SPD6هر یک دارای یک پایه چهار ستونه به وزن 1194 تن ( شمع های هر سکو 1500 تن ) و یک عرشه به وزن 2200 تن در آبهایی به عمق 60 متر نصب شده و به فاصله 10 کیلومتر از هم واقع شده اند. مهمترین عملیات سکوها : آزمایش سیال خروجی از هر چاه به صورت مستقل برای نظارت بر چاه ها جداسازی گاز ، میعانات گازی و آب های همراه ( water free & condensed ) از یکدیگر . تصفیه میعانات گازی از آب های معلق در آن تا میزان یک دهم درصد حجمی جداسازی هیدروکربنهای معلق در آب های سازندی تا میزان 40 PPM تزریق محلول MEG برای جلوگیری از تشکیل هیدرات و خوردگی در لوله های زیر دریا این عملیات از پالایشگاه خشکی راهبری می شود و برای کارهای موقت از قبیل کارهای تعمیراتی ، تست چاه ها و سایر فعالیت های ادواری ، پرسنل با قایق یا هلی کوپتر به روی سکوها خواهند آمد .
4-3- رقابت ایران و قطردر میدان پارس جنوبی :
شانا – گروه گزیده مطبوعات :
گاز ، بخشی از شناسنامه ایران است که اکنون در جهان نام ایران در ردیف کشورهای برخوردار ، دارای اولویت کرده است و منبع گازی پارس جنوبی بخشی از این هویت و در واقع مهمترین نقطه آن است . قرار گرفتن حدود چهل درصد منابع گاز ایران در این حوزه باعث شده استن که نام ایران در این عرصه از اهمیتی بسزا برخوردار شود . اکنون ایران دارنده دومین ذخائر گاز جهان است . بازار گاز دارای پیچیدگی ها و ابعادی است که آ ن را از نفت کاملاً متمایز می کند .
در بازار گاز نمی توان به راحتی نفت خرید و فروش کرد و این ناشی از دو عامل نگهداری و محدودیت ذخیره سازی از یک طرف و مشکلات حمل ونقل گاز است . میدان گاز پارس جنوبی میان ایران و قطر مشترک است . قطر در سوی دیگر آبهای خلیج فارس مشغول برداشت از میدان گازی مشترک است و از این رهگذر رقابتی بین دو کشور برقرار شده است .
ایران بیشترین میزان ذخائر خود را در میدان گازی پارس جنوبی دارندکه با قطر مشترک است . قطر کشوری کوچک است که با بهره برداری سریع از میدان پارس جنوبی ( یا به قول آنها گنبد شمالی ) حدود بیست میلیارد دلار پیش از ایران از این میدان برداشت کرده بود ، اما با بهره برداری از فازهای 5 و 6 میدان گازی پارس جنوبی در عمل ایران با این کشور در این میدان ( از نظر میزان برداشت ) برابر شد .
قطر هم اکنون برنامه های وسیعی را برای برداشت از این میدان در دست اجرا دارد که سبب می شود کوچکترین غفلت ایران در برداشت یا صادرات از این میدان با مشکلاتی برای آینده کشور همراه شود .
فازهای مختلف توسعه میدان پارس جنوبی در بخش ایرانی مشتمل بر تاسیسات ساحلی و تاسیسات دریایی هستند ؛ تاسیسات ساحلی به طور عمده مشتمل بر پالایشگاه های گاز ، خطوط لوله انتقال شامل سکوهای دریایی و خطوط لوله زیر دریا هستند .

نتیجه گیری: دستاوردهای توسعه فازهای میدان گازی پارس جنوبی توسط شرکت پیدکو
-1صیانت از منافع ملی
-2دستیابی به خودکفایی در صنایع وابسته به صنعت نفت و گاز
-3رشد درآمد ناخالص ملی
-4ایجاد اشتغال
-5انتقال دانش فنی
-6ایجاد روحیه خود باوری و اتکاء به صنایع داخلی
-7تشویق ، ایجاد انگیزه و پشتیبانی از شرکتهای فعال در صنایع نفت و گاز و پیمانکاران عمومی .

6