Farid Bensaeed's invitation is awaiting your response

Farid Bensaeed would like to connect on LinkedIn. How would you like to respond? Farid Bensaeed senior expert at nigc Confirm you know Farid You are receiving Reminder emails for pending invitations. Unsubscribe © 2013, LinkedIn Corporation. 2029 Stierlin Ct. Mountain View, CA 94043, USA

Farid Bensaeed's invitation is awaiting your response

Farid Bensaeed would like to connect on LinkedIn. How would you like to respond?   Farid Bensaeed senior expert at nigc Confirm you know Farid You are receiving Reminder emails for pending invitations. Unsubscribe. © 2013 LinkedIn Corporation. 2029 Stierlin Ct, Mountain View, CA 94043, USA.

Check out my profile on LinkedIn

From Farid Bensaeed senior expert at nigc Iran I'd like to include you in my network to share updates and stay in touch. - Farid Confirm that you know Farid You are receiving Invitation to Connect emails. Unsubscribe © 2012, LinkedIn Corporation. 2029 Stierlin Ct. Mountain View, CA 94043, USA

گاز پروم و درسهای فرآوان برای آموختن

گاز پروم و درسهای فرآوان برای آموختن

اکبرناظمی کارشناس ارشد شرکت ملی گاز ایران

Nazemi_akbar2007@yahoo.com

مقدمه

   روسیه با در اختیار داشتن افزون بر48 تریلیون متر مکعب ذخیره گاز طبیعی،بزرگترین دارنده ذخایر گاز طبیعی و بزرگترین صادر کننده آن، به شمار می آید. شرکت دولتی گاز پروم بزرگ ترین شرکت روسیه  محسوب می شود که در سال 1989 میلادی تاسیس شد. دفتر این شرکت در شهر مسکو پایتخت روسیه قرار دارد که 440 هزار نفر کارمند دارد و با در اختیار داشتن عظیم ترین شبکه خطوط لوله انتقال گازو انحصار صادرات گاز طبیعی،تمام تلاش خود را به کار گرفته است تا در تمام بازارهای گاز،نقش پیشرو داشته باشد.این شرکت به 32 کشور گاز صادر می کند وهمچنان می کوشد تا بازارهای گاز خود را  گسترش دهد. این شرکت در سال گذشته میلادی 556 میلیارد مترمکعب گاز تولید کرده است که معادل 5% مجموع گاز تولید شده در جهان می باشد. این شرکت همچنین در سال گذشته 161 میلیارد و500 میلیون متر مکعب گاز صادر کرده است. سود خالص این شرکت در سال 2006 میلادی،18 میلیارد و300 میلیون یور و بوده است. آلکسی میلررئیس هیات  اداره کننده گاز پروم  اخیرا" اظهارداشت: طی 7 تا 10 سال آینده شرکت ما خواهد توانست در رتبه بندی، عنوان بزرگترین شرکت جهان را به خود اختصاص دهد ، تا آن زمان این شرکت قادر خواهد بود که ارزش خود را در بازار بورس از حدود یک تریلیون دلار به سه برابر افزایش دهد. با توجه به اهمیت این شرکت درزمینه انرژی و برای استفاده بيشتر مديران ارشد و سياستگذاران حوزه انرژي كشورمان از تجربيات  این شرکت روسي به معرفی ساختار اين شرکت پرداخته وراهبردهایی که اخیرا" این شرکت  جهت دستیابی به حداکثر سود اقتصادی در پیش گرفته را بیان خواهیم کرد.

ساختار شرکت گاز پروم

1- دفتر هیات  مدیره : این دفتر شامل اداره حسابرسی داخلی و کنترل فعالیت مالی و اقتصادی سازمانها وشرکتهای متعلقه،دبیرخانه هیات مدیره ،اداره تشریفات و اداره مدیریت امور باشد.

2-اداره اتوماتیزاسیون، اطلاع رسانی ، ارتباطات و مترولوژی:

این اداره ، پنج اداره را در بر می گیردکه عبارتند از:اداره های اتوما تیزه کردن جریانهای فناوری ،بکار گیری وهمراهی پروژها،سیستم های اطلاعاتی و مدیریت، مترولوژی و کنترل کیفیت گاز و بالاخره اداره ارتباطا ت و دفاع از ذخایر اطلاعاتی .

3- اداره حسابداری : اداره حسابداری واداره حسابرسی وگزارش یکپارچه زیر مجموعه های این بخش می باشند.

4-اداره ارتباطات خارجی:این بخش نیز دو اداره را در بر می گیرد:اداره ارتباطات خارجی و اداره پروژهای بین المللی.

5- اداره احداث اساسی و حمل ونقل:این بخش نیز شامل اداره حمل ونقل وبرنامه ریزی برای سرمایه گذاری می شود.

6- اداره مالی واقتصادی.

7- اداره بازاریابی ،باز فرآوری گاز و هیدرو کربورهای مایع: پنج اداره زیر مجموعه های این بخش هستند که عبارتند از :اداره بازار یابی محصولات صنعتی ،اداره با زفرآوری گاز،اداره ارسا ل و فروش گاز،اداره کار با شرکتهای منطقه ای گاز واداره توزیع گاز.

8- اداره توسعه استراتژیک.

9-اداره استخراج گاز،کندنسات گاز ونفت : این بخش هم پنج اداره را در بر می گیرد:اداره اکتشا فاتهای زمین شناسی ،ارائه مجوز و استفاده از منابع زیر بستر،اداره حفاری چاه های گاز و کندنسا ت گاز ،اداره فناوری و طراحی معادن دریایی،اداره استخراج گاز و کندنسا ت گازو اداره زمین شناسی صنعتی و طراحی معادن.

10- اداره سیاست اطلاعاتی : این بخش شامل سه اداره می شود که عبارتند از:اداره کار با رسانه های گروهی ،اداره اطلاعاتی و تحلیلی و اداره توسعه روابط عمومی .

11- اداره کار با مناطق فدراسیون روسیه

12- اداره حمل و نقل،نگه داری گاز در شرایط زیر زمینی واستفاده از آن: سه بخش و چهار اداره زیر مجموعه این اداره هستند: بخش حفاظت از زنگ زدگی ،بخش سازماندهی و تعمیر تجهیزات فناوری،بخش حمایت فنی از پروژهای خارجی و آتیه دار،اداره گاز رسانی و استفاده از گاز،اداره نگه داری گاز در شرایط زیر زمینی ،اداره حمل ونقل گاز و کندنسات گاز واداره انرژی .

13- اداره مدیریت اموال و روابط کورپوراتیو: این اداره شامل اداره سازماندهی کار با اموال ،اداره کار با اموال غیر منقول و استفاده از زمین و اداره حسابرسی،آنالیز وسیاست کورپوراتیو می شود.

14- اداره مدیریت پرسنل: این اداره نیز ،اداره کار و توسعه اجتماعی واداره درجه بندی وپرداخت کار را در بر می گیرد.

15- اداره آزمایش اقتصادی وتشکیل قیمت: ادارهای اقتصاد کلی ،تشکیل قیمت و آزمایش اقتصادی ، این اداره راتشکیل می دهند.

16- اداره پزشکی .                                       17- بخش سازماندهی تعامل با بانکهای تجاری .

18- بخش برنامه های ویژه                         19- مرکز موقعیت رئیس شرکت سهامی گاز پروم.

20- کمیته مناقصه                                      21- اداره سیاست مالیاتی .

22- اداره کار با پارلمان فدراسیون روسیه       23 - اداره کشاورزی .

24- اداره اقتصادی                                           24  - اداره مرکزی ،توليدی و تنظيم کننده .

25- اداره حقوقی: اين اداره شامل بخش همراهی حقوقی پروژهای ویژه و چهار اداره می شود که عبارتند از : اداره استفاده از حقوق قضایی واداری ،اداره کار قراردادی و تنظیم لیستها ،اداره تامین حقوقی فعالیت اقتصاد خارجی و اداره آزمایشهای حقوقی و میزان کار مقرر.

راهبردهای جدید شرکت گازپروم

مطالعات زمین شناسی شرکتهای  بزرگ آمریکایی نشان می دهد که بستر آب های قطب شمال بیش از 25 در صد ذخایر نفت و گاز و سایر منابع هیدرو کربنی جهان را در خود جای داده است و اکنون به دلیل گرم شدن هوای جهانی و کاهش یخ ها در قطب امکان بهره برداری از این ذخایر فراهم شده است. روسیه با این ادعا که بخش زیادی از بستر آب های قطب شمال ادامه فلات قاره این کشور است بر 1 میلیون و 200 هزار کیلومتر (حدود 460 هزار مایل مربع) از سرزمین قطب شمال ادعای مالکیت دارد. این ادعا به وسیله دیگر کشورها با چالش رو به رو شده است و سازمان ملل باید در باره این ادعای روسیه نظر بدهد.تنها میدان شتوکمان در دریای بارنتز دارای حدود 3 تریلیون و 800 میلیارد متر مکعب گاز طبیعی است.این میزان بیش از آن چیزی است که شرکت گاز پروم  طی 30 سال گذشته به اروپا صادر کرده است. شرکت دولتی گاز پروم، که 24% گاز اروپا را از طريق خط لوله و گاز طبیعی مایع شده تامين می کند وبا تلاش در جهت ساخت خط لوله 12.1ميليارد دلاری شمال اروپا (نورد استريم) که از بندر وايبورگ روسيه در ساحل دريای بالتيک تا سواحل آلمان در نزديکی گريفسوالد امتداد خواهد داشت و کشورهايی مانند بلاروس،اوکراين و لهستان را که به طور سنتی مسير ترانزيت گاز هستند دور خواهد زد، قصدافزايش نفوذ خود وتسهيل در امر صادرات گاز به بازار امتحان شده وشفاف اروپا را خواهد داشت.                          

نتیجه گیری

بنابراین با بررسی ساختار شرکت گاز پروم روسیه به این نتیجه خواهیم رسید که تمامی مراحل صنعت گاز از تولید تا صادرات همه زیر مجموعه این شرکت می باشد و بدلیل همین ساختار یکنواخت و منسجم       می باشد که الکساندر آناننکوف معاون مدیر گاز پروم اعلام کرده است : شرکت انحصاری گازپروم پیش بینی تولید سالانه گاز طبیعی خود را تا سال 2020میلادی از 580 میلیارد متر مکعب به 670 میلیارد متر مکعب گاز و صادرات خود راتا سال 2015 از 161 میلیارد و 500 میلیون متر مکعب به 180 میلیارد متر مکعب گاز افزایش داده است.از آنجا که جمهوری اسلامی ایران سعی دارد رویکرد همکاری در بخش انرژی  با کشورهای همسایه را در پیش بگیرد و روسیه در این میان مسلما" نقش کلیدی وراهبردی خواهد داشت ذکر نکات زیر قابل تامل می باشد:

-         سرمایه گذاری قابل توجه شرکت گاز پروم در بدست آوردن هر چه بیشتر بازارهای گاز اروپا و در راستای این سرمایه گذاری هرگز نمی خواهد کشوری با منابع نامحدود گازوتوانایهای بالقوه صدور گاز مانند ایران وارد این بازار شود.

-     در نخستین سال های پس از 2000 که مصرف کنندگان اروپایی به ازای هر یکهزار متر مکعب گاز 200 الی 250 دلار به روسیه می پرداختند، قیمت گاز برای کشورهای حوزه بالتیک و کشورهای مستقل مشترک المنافع بین 55 تا 100 دلار بود. برای مدتی طولانی، صادرات گاز روسیه به کشورهای مستقل مشترک المنافع زیان ده بود و این کشور به مدت 13 سال  پس از فروپاشی اتحاد شوروی به اقتصاد کشورهای همسایه یارانه پرداخت می کرد. در پایان سال 2005 روسیه تصمیم گرفت بتدریج        قیمت های  گاز را بر اساس بازار آزاد دریافت دارد چرا که سیاستگذاران حوزه انرژی روسیه دریافتند که سیاست حمایت از کشورهای همسایه با قیمتهای پایین انرژی ثمری ندارد. در واقع این کشورها با روسیه اتحاد پایداری تشکیل ندادند و به دوستان مسکو هم تبدیل نشدند.
سپس این ادعا مطرح شد که چرا گاز باید به کشورهای همسایه به بهای یک سوم بازار فروخته شود، در حالی که اروپا آمادگی دارد دو یا سه برابر آن را به روسیه بپردازد؟

-             این  شرکت بزرگ روسی با  طولاني کردن زمان حضور خود در بسیاری از ميدانهای نفت وگاز و گرفتن سهم بیش از 50% از  تولیدات میدان ، ضمن طولانی کردن حضور پیمانکاران خود که باعث افزایش بیشتر دست مزد کارشناسان آنان می شود هرنوع برنامه جديد آنها نيز بايد اجرا شود كه در بسیاری از مواقع باعث آسیب رساندن به مخزن می شود.

-        مراجع:

-        www.gasprom.com

-        www.eia.doe.gov

-        www.iea.org

-        www.shana.ir

-        www.gas.com

 

 

 

 

 

مدیریت ایمی فرآیند osha1910.119

مدیریت ایمی فرآیند osha1910.119

-3- اصول استاندارد مديريت ايمني فرآِيند (osha1910.119):
1-3-1-مشاركت كاركنان: مي بايست برنامه مدوني در زمينه اقدامات مرتبط با مشاركت كاركنان فراهم شدهبه طوريكه پرسنل و نمايندگان آنها در جريان امور مرتبط با تجزيه و تحليل خطراتفرآيند و ديگر موارد مديريت ايمني فرآيند قرار داده شوند. لازم است كاركنان و نمايندگان آنها به نتايج خطرات فرآيند و كليه اطلاعات مرتبط با آن دسترسي داشته باشند. لازم به ذكر است منظور از كاركنان شامل كاركنان كارفرما و پيمانكاران مي باشد.
1-3-2- اطلاعات ايمني فرآيند:گردآوري و تدوين اطلاعات ايمني فرآيند از قبيل اطلاعات در مورد خطرات مواد شيميايي بسيار خطرناك، اطلاعات تكنولوژي، فني و تجهيزات فرآيند مورد نياز مي باشد.
1-3-3-تجزيه و تحليل خطرات فرآيند:تجزيه و تحليل خطرات فرآيند را مي بايست حتي الامكان هر چه سريعتر و براي هر يك از فرآيندهاي تحت پوشش ، با استفاده از اطلاعات ايمني فرآيند انجام داد. اطلاعات ايمني فرآيند بر مبناي مجموعه اي از شرايط و ملاحظات مورد نياز جمع آوري مي شوند. همچنين لازم است تجزيه و تحليل خطرات فرآيند هر پنج سال يكبار به روز رساني شده و مورد ارزيابي مجدد قرار گيردو كليه مستندات مرتبط با آن را براي تمام چرخه حيات فرآيند حفظ و نگهداري نمود.
1-3-4- دستورالعملهاي عملياتي: اين روشها مي بايست مكتوب بوده و دستورالعملهاي جامع و بدون ابهامي را براي انجام مطمئن و ايمن فعاليتهاي مرتبط با فرآيند تحت پوشش مهيا كرده و حاوي اطلاعات ايمني فرآيند نيز باشد.دستورالعملها و روشهای اجرایی عملیات باید به نحوی تهیه و آماده سازی شوند که تمامی فازهای فرآیند مثل مرحله آغاز به کار , عملیات طبیعی و عملیات موقتی , از سرویس خارج شدن عادی واحد,راه اندازی و نیز از سرویس خارج شدن اضطراری واحد را پوشش دهد.
همچنین دستورالعملهای عملیاتی باید در بر گیرنده و مشخص کننده فعالیتهای غیر نرمال فرآیند باشند. این موضوع بدان معنی است که دستورالعملها و روشهای اجرایی باید حاوی محدودیتهای عملیاتی و مراحل مورد نیاز جهت تصحیح و یا اجتناب از ایجاد انحراف از این محدودیتها باشند و در ضمن بهره برداران باید پیامدها و عواقب انحراف از محدودیتها را بشناسند و بدانند در صورت وقوع انحراف در عملیات چه اقدامتب باید انجام دهند و چگونه از تجهیزات ایمنی استفاده نمایند.
1-3-5- آموزش:با ید به کارکنان یک فرآیند عملیاتی درزمینه نکات کلی فرآیند و روشهای اجرایی عملیات آموزشهای لازم داده شود. این آموزش باید ایمنی , خطرات بهداشتی , خطرات مرتبط با اعمال شرایط اضطراری در فرآیند و نحوه انجام ایمن فعالیتها را تحت پوشش قراردهد. انجام آموزشهای اولیه قبل از واگذاری هر گونه وظیفه شغلی الزامی است. دوره های باز آموزی مدون حداقل برای هر سه سال یکبار مورد نیاز می باشد.
1-3-6-پیمانکاران: این بخش برای پیمانکاران تعمیر و نگهداری , بازسازی های عمده و انجام کارهای اختصاصی بروی و یادر مجاورت فرآیند قابل اجرا می باشد.
مسولیتهای کارفرما:

• هنگام انتخاب پیمانکار, کارفرما باید اطلاعات مربوط به برنامه ها و عملکرد ایمنی پیمانکار را در یافت و ارزیابی نمایند
• کارفرما باید پیمانکاران را از پتانسیلهای شناخته شده خطرات حریق , انفجار و یا نشت مواد سمی مرتبط با کارشان مطلع سازد.
• کارفرما باید به صور.ت دوره ای عملکرد پیمانکاران را در خصوص اجرای تعهدات مشخص شده ارزیابی نماید.
• کارفرما باید پیمانکاران را از مقررات مربوط به طرح واکنش در شرایط اضظراری ربرای پیمانکاران را تشریح نماید
• کارفرما برای کنترل ورود ,حضور و خروج پیمانکاران و کارکنان آنها از مناطق عملیاتی تحت پوشش روشهای کاری ایمن را ایجاد و اجرا نماید
• کارفرما باید از جراحات و بیماری های مرتبط با کار کارکنان پیمانکار در مناطق فرآیندی مطلع گردد.

1-3-7- بررسي ايمني پيش از راه اندازي (pssr):همچون تجزيه و تحليل خطرات فرآيند قبل از شروع به كار بايدشرايط و وضعيت فيزيكي تاسيسات و وسايل، و اسناد مربوط به آن از قبيل روش ها و دستورالعملهاي اجرايي جهت انجام فعاليتها ، توسط تيمي متشكل ازمتخصصين با تجربه و اهل فن از گروههاي مختلف مورد بررسي و بازنگري قرارگيرد. قبل از انجام اين بررسي هيچ فرايندي نبايد شروع به كار نمايد. در محل انجام فرآيند بايد يك سيستم ردياب جهت پيگيري يافته ها و پيشنهادات تا زمان وصول نتيجه وجود داشته باشد. فرآيند نبايد با يك سري نتايج، مسائل يا پيشنهادات مجهول شروع به كارنمايد. بررسي موارد مرتبط با ايمني قبل از آغاز به كار بايد جهت تضمين انجام فرآيند ايمن حتي در سطح مسائل و كارهاي جزئي صورت گيرد. دستورالعمل هاي بررسي مسائل ايمني در اين مرحله بايد توسط مديرطرح تهيه و تصويب شود.
1-3-8- يكپارچگي مكانيكي و حصول اطمينان از بي نقص بودن تجهيزات :تعميرات و نگهداري صحيح و همچنين تضمين كيفيت امورانجام شده در طراحي، ساخت، خريد و پشتيباني و تعميرتجهيزات فرآيند، امري حياتي براي عملكرد قابل اطمينان تاسيسات و تجهيزات مي باشد. لازم است برنامه مدوني براي اطمينان از كيفيت مواد ورودي به كارخانه اعم از مصالح و مواد شيميايي فرآيند و هم چنين مواد به كاررفته در ساخت تجهيزات وجود داشته باشد. در هر صورت اگر در طول عمليات روزانه واحد، انحرافي از كاركرد ايمني به وجود آيد به صورتيكه لازم باشد اصلاحاتي صورت گيرد ضروريست عمليات تا مرمت و اصلاح كامل مشكل به وجود آمده ، متوقف گردد.
موارد زير بخشي از سيستم عدم نقص مكانيكي فرآيند و تاسيسات است:
- روش هاي اجرايي تعميرات و نگهداري به صورت مكتوب و مستند .
- روش هاي اجرايي بازرسي و تست.
- پرسنل آموزش ديده ومجرب براي تعميرات و نگهداري فرآيند.
- بازرسي ،آزمايش ،تعميرو نگهداري و تعويض قطعات فرآيند و تجهيزات طبق برنامه.
-استفاده از يك برنامه تضمين كيفيت (qa) براي اطمينان از اينكه تركيبات ،مواد و تجهيزات جديد همگي برطبق و موافق شرايط طراحي هستند و هم چنين مراحل ساخت و نصب تجهيزات به طور صحيح صورت گرفته است. برنامه qa هم چنين تضمين مي كند جايگزيني در بخش هاي مختلف به نحو شايسته اي انجام شده و موارد نصب نيز بنا به الزامات طراحي و براساس نظرات سازنده صورت گرفته است .
- يك برنامه تعميرات و نگهداري پيشگيرانه و پيش بيني كننده مناسب وجود دارد.
- برنامه تعميرات و نگهداري پيشگيرانه و پيش بيني كننده بايد مخازن تحت فشار، تانك هاي ذخيره مواد، شيرها و سيستم هاي لوله كشي ، سيستم هاي تهويه و شيرهاي اطمينان، سيستم هاي توقف اضطراري، سيستم هاي اطفاي حريق، كنترل ها و پمپ ها را تحت پوشش قرارمي دهد.
براي نگهداري و تضمين كيفيت بايد از كاركنان ن ماهر و آموزش ديده استفاده كرد. تضمين كار پيمانكاران فرعي نيز بايد در سطح كيفيت مشابهي صورت گيرد.

1-3-9- مجوزهاي كار گرم :كارگرم كاريست كه شامل جوشكاري، تراشكاري، برشكاري، و ديگر فعاليت هاي مرتبط با شعله و ايجاد جرقه است . كارگرم ممكن است در نزديكي فرآيندهاي تحت پوشش قوانين psm (فرآيندهاي داراي مواد شيميايي خطرناك) انجام شود. در پرميت مربوط به كارگرم، ايمني در برابرآتش سوزي بسته به نوع كار در نظرگرفته شده و اساساً شامل مجوزها،روش هاي اجرايي و دستورالعمل هاي مكتوب جهت كنترل هاي ويژه و الزامات مراقبتي و نظارتي مي باشد. مهمترين نكته ،هماهنگ سازي فرآيند نگهداري و تعميرات با فرآيند عمليات است. درفرآيند صدور مجوز(پرميت) جهت كارگرم، مديريت بايد محوطه اي را براي اين كار مشخص نموده و افراد مجازي را براي انجام فرآيند تعيين نمايد، درضمن تضمين كند پرسنل مربوطه همگي افرادي ماهرو آموزش ديده هستند و نيزاين اطمينان را بدهد پيمانكاراني كه كار را انجام مي دهند، مقررات مشابهي دارند. مجوزهاي كارگرم بايد داراي تاريخي براي انجام كار بوده و تجهيزاتي كه كارگرم برروي آن ها صورت گرفته و محل هايي كه ممكن است جرقه هاي آتش به آنجا برخوردكند، مشخص گردد. محل و نوع دستگاه هاي خاموش كننده و اطفاء حريق شرح داده شده و مراقبان آتش تعيين گردند. اقدامات احتياطي لازم براي مقابله با حريق جزء به جزء شرح داده شوند و مناطق ممنوعه بطورمشخص شناسايي گردند. جابجايي مواد قابل اشتعال در اولويت امورقرارگرفته و مشخص شود كه چه سيستم هايي ممكن است عامل بالقوه اي براي خطر آتش سوزي باشندو بنابراين نياز است فوراً آن سيستم متوقف شده و آتش خاموش شود.
1-3-10- مديريت تغيير:يك تغييرساده در يكي از شيرهاي فرآيند ممكن است دلايل مهم و قابل تاملي به لحاظ ايمني كارداشته باشد و از اين رو لازم است با اين تغيير، روش هاي اجرايي عادي واضطراري، جدول هاي زمان بندي شده جهت بازرسي،تعميرات و نگهداري، همچنين شيوه آموزش كارگران دست خوش تغييرشود.بنابراين دلايل ايجاد تغييرو يا تغييراتي در فرآيند بايد شناسايي و فهميده شوند.
قبل از ساخت يك واحد فرآيندي صرفاً يك برنامه رسمي جهت تغييرات در طراحي مهندسي موردنيازاست ، همچنين برنامه مشابه ديگري نيز بايد براي شناسايي و پيگيري تغييرات عمليات ، درطول و همچنين بعد از ساخت و راه اندازي فرآيند تدوين شود.
مديريت برنامه تغيير بايد به صورت مكتوب ، مسئوليت ها و وظايف ، پايه و اساس تغيير، روش شروع كردن يك تغيير وتحول ، پيگيري تغيير، معيار موافقت براي ايجاد تغييرو همچنين تاييدو تصويب اين موارد را مشخص نمايد.بايد مستنداتي براي بيان پايه و اساس تغيير، تجزيه و تحليل قابل قبولي از ريسك و خطر ناشي از اين تغيير و همچنين تاثيرمربوط به تغييرات پيشنهادي ، در قبل و بعد از تصويب و موافقت با اجراي تغييروجود داشته باشد.osha فرم "درخواست تغيير" را در مدارك مربوطه ارائه داده است.²
درصورت تصويب تغييرات بايد ساز وكار مثبتي به وجود آيد تا اطمينان حاصل شود كه منابع مورد نياز براي عملي كردن تغييروجود دارد و اطلاعات ايمني فرآيند و نيز مطالعات خطر فرآيند به روز مي شود. دستورالعمل ها و روش هاي اجرايي به روز شده (اعم از عملياتي و اضطراري)شامل: آموزش و اطلاع به پرسنل تاثيرگذار، وجود روند بازرسي و بازنگري قبل از آغاز كار و وجود سطح مورد نظر از تعمير و نگهداري و تضمين كيفيت مي باشد.
علاوه بر سيستم رديابي كنترل تغيير، بايد چند سيستم رسمي براي بازبيني دوره اي و مميزي مديريت برنامه تغيير براي ايجاد اصلاحات موثرو مداوم به وجود آيد.
1-3-11- بررسي و تجزيه و تحليل حوادث :بررسي رويدادهاي ناگواري كه مي توانند منجر به انتشارفاجعه بار مواد شيميايي خطرناك شوند، الزامي است مهمترين امر در اين ميان بررسي توالي وقايع كوچكي است كه مي تواند منجر به انتشار فاجعه بار چنين موادي شود.چنانچه اقدام خاصي در خصوص اين وقايع صورت نپذيرد مي توانند بسيارحساس و مهم ظاهرشده و ممكن است علامت انتشارفاجعه باراحتمالي مواد شيميايي باشد. ازآنجايي كه بررسي بايد ظرف مدت 48 ساعت شروع شود بنابراين وجود بازرسان يا يك تيم بازرسي آموزش ديده و معين آن هم قبل از وقوع هر سانحه اي حائزاهميت است .تيم عملياتي بايستي داراي رهبري بوده كه تجربه و مهارت فني لازم را داشته و نسبت به مشكلات و مسائل فرآيند آگاه باشد . تحليل داده ها و سوابق، مروراطلاعات، مصاحبه ها، بازسازي صحنه ها، بررسي تجهيزات و مشاوره تيمي مستمر،در بررسي موثروكارآمد رويداد مهم و ضروري است .در پمفلت osha، گزارش بررسي حادثه وجود دارد.
تجزيه و تحليل ريشه هاي علل وقوع رويداد، تكنيكي بسيارمهم در تعيين عوامل مستقيم و فاكتورهاي سهيم دروقوع رويدادهاي ناگواراست .به اختصارمي توان گفت دراين روش سوال هاي پي درپي در اين خصوص و با اين مضمون كه "چرا اين رويداد اتفاق افتاد؟" پرسيده مي شود اين سوال و جواب تا آنجا ادامه مي يابد كه پاسخ ديگري وجود نداشته باشد وعلت و سبب اصلي وقوع آن رويداد مشخص شود.
پياده سازي و اجراي يافته ها و پيشنهادات حاصل از بررسي و تحقيق بايد به تاييد مديريت فرآيند برسد و بعد ازآن در زماني مناسب اجرا شود. بازخورد پژوهش ها بايد در پيشرفت و ارتقاء فرآيند، اجراي برنامه هاي آموزشي، دستورالعمل ها و روش هاي اجرايي به كارگرفته شود. هم چنين بايد گزارش تحقيق و بررسي در دسترس افراد تاثيرگذار قرارداشته باشد.
1-3-12- طرح ريزي و واكنش در شرايط اضطراري:با وجود آنكه اكثركارخانه هاي شيميايي داراي يك طرح واكنش در شرايط اضطراري براي مواجهه با مواقع و رويدادهاي خاص مي باشند ليكن ممكن است در اين طرح ها جزئيات مربوط به يك رويداد به اندازه استاندارد psm مورد نياز نباشد و چگونگي عكس العمل و مراحل بازگشت به حالت عادي به وضوح بيان نشده باشد. از اينرو لازم است تا موارد زير بايد در طرح اضطراري يك فرآيند گنجانده شود:
انواع حوادث مطرح شده ، دستورالعمل ها، روشهاي اجرايي و مسئوليت ها درهنگام شرايط اضطراري، مسيرهاي خروج اضطراري،محل مناطق امن(محل تجمع) ، انواع آلارم ها و هشداردهنده ها ، اقدامات قبل از تخليه محل،شمارش پرسنل، مسئوليت هاي پزشكي و نجات افراد،تنظيم گزارش،هماهنگي محلي و درنهايت دستورالعمل ها و روش هاي اجرايي براي جابه جايي و كار با مقاديركم مواد خطرناك.
پاسخ سريع ومناسب به يك وضعيت اضطراري مي تواند مانع از عواقب جدي تر يك حادثه گردد. اقدامات كليدي بعداز وقوع يك شرايط اضطراري به محدود كردن پيامدهاي غيرمطلوب رويداد گفته مي شود و مي توان آن را شامل توقف ايمن عمليات، نجات، اطفاء حريق، فعال سازي سيستم هاي ارتباطي اضطراري و آگاه سازي واحدهاي پشتيباني در خارج از محيط كار دانست.
1-3-13- بازرسي و مميزي به منظور رعايت الزامات قانوني psm :هرمرحله از روند پياده سازي قانون psm بايد حداکثر هر سه سال يك بار توسط كارفرماي (صاحب كاريا اپراتور) كارخانه مميزي شود و بايد روش اجرايي فرآيند كلي بازرسي و مميزي دركارخانه موجود باشد.
مميزي داخلي:مميزي يا بازرسي داخلي در قانون psm هر سه سال يكبارو توسط گروهي مطلع و آگاه به مسائل فرآيند صورت مي گيرد.هدف اين بازبيني، تعيين ميزان برآورده شدن و هماهنگي با الزامات استاندارد psm است و لذا هر 14 شرط اين قانون به منظور پياده سازي صحيح مورد ممیزی و بررسي قرارگرفته و به صورت يك گزارش كتبي به اطلاع كارفرما مي رسد.
پياده سازي: کار فرماو يا اپراتور بايد براساس مميزي انجام شده (هرسه سال يكباراجرا مي شود) تضمين كندفرآيند، شرايط استاندارد psm را برآورده نموده و تاييديه بازرسي osha را به عنوان يك حد نصاب رسمي حفظ مي كند. بازرسي ها و مميزي هاي خارجي توسط بازرسان osha دربعضي از اوقات انجام شده و اصولاً در قالب يك گزارش منتشرمي شوند و بدنبال آن انجام اقدامات اصلاحی و رفع مشكلات و عدم انطباقهای موجود در محل كارخانه ، بي درنگ در دستوركارقرار مي گيرند.
1-3-14- اسرارتجاري:اطلاعات اختصاصي و اسرارتجاري اغلب به طراحي فني و مراحل ساخت فرآيندهاي شيميايي مربوط مي شود. اشخاص درگيردر فرآيندبايد از اطلاعات حساس فرآيند آگاه بوده و كاملاً مورد اعتماد باشند تا اطلاعات محرمانه را بدون اجازه در بيرون از كارخانه فاش نسازند. دربيشترموارد هركارمند تا پيمانكارجزئي براي حفاظت و صيانت از اسرارتجاري بايد تعهدات الزام آورو قانوني خاص را امضاء نمايدكه اورا ملزم به حفظ اطلاعات محرمانه نگهداشتن آن مي كند.

مخازن نفت و گاز مشترک ایران

مخازن نفت و گاز مشترک ایران
سرمايه‌گذاري ايران در ميادين مشترك با كشورهاي عراق، كويت، عربستان امارات و قطر كمتر از كشورهاي حاشيه خليج فارس بوده است و همين امر باعث شده ميزان برداشت رقبا از ميادين مشترك نفت و گاز 9 برابر ايران باشد.
آزادنگار iran1414.ir به نقل از پايگاه افسران جنگ نرم : وضعیت مخازن مشترک نفت و گاز ایران با همسایگان در خشکی و دریا موضوعی است که همواره مورد توجه کارشناسان، مسئولان و رسانه‌ها قرار داشته است. این توجه همواره با نگرانی از پیشی گرفتن همسایگان در برداشت از این مخازن همراه بوده است.
اخیرا وزیر نفت نیز به صراحت از وضعیت نامطلوب میادین مشترک سخن گفته و درباره طرحی در زمینه ترک تشریفات قراردادی در سپردن پروژه‌های توسعه میادین مشترک به شرکت‌هایی که توان تامین اعتبار مورد نیاز برای توسعه میدان را دارند، خبر داده است.
ایران 28 میدان نفتی و گازی مشترک با همسایگان دارد. در بین میادین مشترک نفت و گاز ایران، 15 مخزن در آب‏های خلیج فارس و 13 مخزن در خشکی قرار گرفته اند که 12 حوزه در مرز مشترک با عراق، هفت مخزن مشترک با امارات‏، چهار مخزن مشترک با عربستان سعودی، ببا قطر و عمان دو مخزن و با هر یک از کشورهای کویت و ترکمنستان نیز یک میدان مشترک هیدروکربوری داریم.
البته به تازگی مسئولان ایرانی و عراقی درباره مشترک بودن یکی از میادین مشترک با عراق تردیدهایی ابراز می‌کنند و احتمال زیادی وجود دارد که این میدان از لیست میادین مشترک حذف شود، چنانکه مسئولان نفتی نیز در اظهار نظرهای جدیدتر تعداد میادین مشترک را 27 میدان دانسته‌اند.
سید غلامحسین حسن‌تاش کارشناس و مسئول سابق نفتی درباره میزان برداشت ایران از میادین مشترک گفته است:" در میادین نفتی مشترک ایران با عراق، روزانه حدود 295 هزار بشکه عراق نفت تولید کرده و در مقابل تولید ایران 130 هزار بشکه در روز است. این در حالی است که عراقی‌ها بیش‌تر پروژه‌های خود را به مناقصه‌های بین‌المللی گذاشته‌اند و بر همین اساس تولید آن‌ها افزایش می‌یابد.
در میادین مشترک با امارات، طرف مقابل 136 هزار بشکه و ایران تنها 56 هزار بشکه تولید داشته و در میادین مشترک با عربستان سعودی 450 هزار بشکه طرف مقابل و ایران 42 هزار بشکه تولید دارد.در میدان مشترک با ترکمنستان نیز، این کشور تولید بیش‌تری دارد."
*میادین مشترک باعراق
از نظر تعداد، بیشترین میادین مشترک ایران در مرز با عراق قرار گرفته‌اند. مهدی فکور، مدیرعامل نفت مناطق مرکزی گفته است:" درمیادینتحتپوششفعالیتشرکت نفتمناطقمرکزیهیچمیدانمشتر کینیستکهتولیدنداشتهویابرن امه‌هایتوسعهایآنفعالنباش� �. تولید در میادین مشترک تحت حوزه فعالیت شرکت نفت مناطق مرکزی به صورت برابر با کشور عراق انجام می‌شود."
3 میدان دهلران، پایدار غرب و نفت شهر از جمله میادین مشترک ایران و عراق است که تحت مدیریت نفت مناطق مرکزی قرار دارد. میدان بسیار بزرگ آزادگان که به دوبخش شمالی و جنوبی تقسیم شده است و میدان یادآوران دو میدان مشترک دیگر ایران با عراق هستند که پروژه توسعه و به تولید رساندن هر دو به شرکت‌های چینی سپرده شده است. طرف عراقی با سرعت بسیار بیشتری برای بهره‌برداری از این دو میدان اقدام کرده است. میدان آزادگان بزرگترین امید ایران برای افزایش ظرفیت تولید نفت با توجه به پیر شدن اغلب مخازن قدیمی نفت و افت تولید آنها است.
میدان نفتی آذر دیگر میدان‌ نفتی مشترک ایران و عراق است که تفاهمنامه توسعه آن با گازپروم روسیه بسته شد اما با تعلل گازپروم توسعه آن برعهده یک کنسرسیوم ایرانی گذاشته شد. مخزن این میدان با میدان نفتی بدرای عراق مشترک است و در امتداد شمال غربی میدان مستقل چنگوله واقع است.
این میدان دارای ۲ میلیارد و ۵۰۰ بشکه نفت خام درجا است. میزان نفت قابل استحصال از این میدان ۴۰۰ میلیون بشکه نفت برآورد می‌شود. پیش‌بینی می‌شود با بهره‌برداری از این میدان، روزانه 50 تا 65 هزار بشکه نفت خام برداشت شود.
عبدالکریم العیبی، معاون وزیر نفت عراق گفته است: "از میان میادین مشترک ایران و عراق، در حال حاضر فقط دو میدان، یعنی "هویزه" و "نفت خانه جنوبی"(نفت‌شهر) در مدار تولید قرار ندارند."
با این وجود مذاکرات دوجانبه ایران و عراق برای تشکیل شرکت مشترک و بهره‌برداری از بعضی میادین مشترک با مدیریت واحد مخزن ادامه دارد.
*میادین مشترک با عربستان
یکی از میادین مشترک با عربستان میدان نفتی اسفندیار است که بخش عربی آن را "لو لو" می‌نامد. میدان اسفندیار مشترک با عربستان دارای 532 میلیون بشکه نفت خام درجا است که با وجود دریافت صدور مجوز آن هنوز اقدامی برای توسعه و برداشت نفت صورت نگرفته است.
این گزارش حاکی‌است، از حدود 6 سال قبل شرکت ملی نفت با واگذاری آن به شرکت پتروایران، این شرکت را متعهد کرد تا با توسعه فروزان، میدان نفتی مجاور آن یعنی اسفندیار را هم توسعه دهد.
بدین سبب عقد قراردادی با کشور مالزی در دستور کار قرار گرفت که به موجب آن در مرحله اول توسعه میدان اسفندیار روزانه 10هزار بشکه نفت خام و در مرحله بعدی آن 20 هزار بشکه نفت خام تولید شود. مالزیایی‌ها از توسعه این میدان کنار کشیدند و شرکت ملی نفت می‌گوید برنامه دیگری برای تولید از این میدان دارد. باید منتظر بود و دید عربستان چه سهمی از مخزن مشترک را با برداشت از "لولو" خود برای" اسفندیار" ایران باقی می‌گذارد تا کشور ما در زمانی نامشخص آن را برداشت کند.
میدان نفتی فروزان دیگر میدان نفتی مشترک با عربستان است که در 100 کیلومتری جنوب غربی جزیره خارک و مشترک با میدان مرجان عربستان سعودی واقع شده است. بر اساس برآوردهای صورت گرفته این میدان دو میلیارد و 309 میلیون بشکه نفت خام درجا دارد.
در راستای توسعه میدان نفتی مشترک فروزان اهدافی از جمله افزایش ظرفیت تولید روزانه نفت خام به 65 هزار بشکه برای انتقال به جزیره خارک، کاهش میزاب آب در نفت ارسالی به جزیره خارک به مقدار پنج درصد حجم، ارسال گازهای همراه به جزیره خارک از طریق 100 کیلومتر خط لوله 24 اینچ به میزان 258 میلیون فوت مکعب در روز، کاهش غلظت ذرات نفت در آب تولیدی پس از تصفیه و ارسال به دریا تعریف شده است.
میادین گازی فرزاد A و B، دو میدان مشترک گازی با عربستان در زمره میادین کوچک گازی " جزیره فارسی" هستند. روند ساختمان این دو میدان گازی به گونه‌ای است که بخش اعظم میدان گازی فرزاد A در عربستان " به شکل شمال‌شرقی، جنوب‌غربی " و بخش اعظم میدان گازی فرزاد B در ایران " شمال‌غربی، جنوب شرقی " قرار داده است.
در میدان گازی فرزاد B دو چاه حفاری شده است، این میدان با ذخیره در جای حدود 5/12 تریلیون فوت مکعب گاز طبیعی در آبهای ایران قرار دارد، بخش خارجی میدان فرزاد " A " در عربستان با نام میدان " حصبه " معروف است. یک کنسرسیوم هندی به توسعه فرزاد B علاقه‌مند است اما علیرغم مذاکرات طولانی اقدامی برای توسعه این میدان انجام نشده است.
حجم سرمایه‌گذاری برای توسعه فرزاد B لااقل ۵ میلیارد دلار برآورد می‌شود. سید محمود محدث مدیر سابق اکتشاف شرکت ملی نفت پیش از این درباره احتمال افزایش ذخایر گازی فرزاد B با انجام فعالیت‌های اکتشافی جدید سخن گفته است.
نخستین قرارداد توسعه و اکتشاف همزمان یک میدان هیدروکربوری بین شرکت نفت فلات قاره، مدیریت اکتشاف شرکت ملی نفت و شرکت پتروپارس برای اکتشاف و توسعه فرزداد A به ارزش ۱۴۰ میلیون دلار منعقد شده و حفاری در این میدان آغاز شده است. حجم نهایی سرمایه‌گذاری برای توسعه این میدان مشترک ۴ میلیارد دلار برآورد می‌شود.
بر این اساس ایران علاقه زیادی به مدیریت واحد مخازن نفت و گاز مشترک با همسایگان از جمله عربستان نشان داده است اما این کشور تا کنون پاسخ مثبتی به تمایل ایران نداده است.
*میادین مشترک با امارات
میدان نفتی- گازی سلمان یکی از میادین مشترک ایران با امارات است. ذخیره نفت خام این میدان طی برآوردهای صورت گرفته حدود چهار میلیارد و 73 میلیون بشکه و حجم گاز این میدان حدود 5/183 میلیون متر مکعب گاز درجا برآورد شده است. تولید پایدار گاز از میدان سلمان در حال حاضر 500 میلیون فوت مکعب در روز است که احتمال افزایش تولید گاز این میدان تا سقف 700 میلیون فوت مکعب در روز وجود دارد.
بر اساس مطالعات صورت گرفته 67 درصد میدان نفتی‌گازی سلمان در بخش ایرانی و 33 درصد باقی در بخش امارات است و این در حالی است که هنوز از حجم برداشت طرف اماراتی از این مخزن اطلاع دقیقی در دست نیست.
میدان نفتی فرزام دیگر میدان مشترک ایران و امارت، بخش بسیار کوچکی از میدان " فلاح امارات متحده عربی " است که در آب‌های ایران واقع شده است. انجام بازسازی، تعمیر و ‏تبدیل چهار حلقه از ‏چاه‌های موجود در میدان ‏نصرت و حفاری هشت حلقه ‏چاه به همراه ساخت یک سکوی ‏حفاری در میدان فرزام و ‏استفاده از سکوی نصر و ‏تاسیسات میدان سیری در راستای توسعه میدان نفتی فرزام و افزایش تولید این میدان نفتی از جمله فعالیت‌های در دست اجراست.
میدان نصرت دیگر میدان مشترک نفتی ایران و امارات در جوار میدان فرزام واقع شده است. متوسط تولید میدان نصرت در سال1370، سه هزار و 300 بشکه در روز بود و کل تولید نفت خام آن در پایان سال 1380 به حدود 31 میلیون بشکه رسید. تولید روزانه این میدان در سال 1387 به بیش از 5 هزار و 400 بشکه در روز رسید، اما این حجم تولید در سال 1389 به دو هزار بشکه در روز کاهش یافت.
برای افزایش ظرفیت تولید این میدان به 16 هزار و 500 بشکه در سال‌های گذشته طرحی تهیه شد اما به دلیل تزریق فراوان آب از سوی امارات به این میدان، طرح توسعه برای افزایش تولید از این میدان در حال حاضر غیر اقتصادی ارزیابی می‌شود.
میادین سلم و ساتر نیز دو میدان کوچک هیدروکربوری با امارات هستند که مدیر عامل شرکت نفت فلات قاره به تازگی اعلام کرده توسعه این میادین به عنوان میادین مشترک ایران با کشور امارات در دستور کار شرکت نفت فلات قاره ایران قرار گرفته است.
*میادین مشترک با کویت و عمان
میدان گازی آرش تنها میدان مشترک ایران با کشور کویت در آب‌های خلیج‌فارس است. به نظر می‌رسد ادامه این میدان در آب‌های کویت با میدان «دورا» در ارتباط باشد.
پس از کشمکش فراوان بر سر مشترک بودن یا نبودن این میدان بالاخره مشترک بودن میدان گازی آرش مورد تایید طرفین قرار گرفت. ایران در طرف خود لرزه‌نگاری سه بعدی انجام داده است. محمود زیرکچیان زاده مدیر عامل شرکت نفت فلات قاره ایران چندی پیشاز آغاز عملیات توسعه کویت را در میدان آرش خبر داده و گفته است:" بر همین اساس عملیات اجرایی میدان مشترک گازی آرش که در جنوب غربی جزیره خارگ و بین مرزهای سه کشور ایران، کویت و عربستان قرار گرفته است، از سوی طرف ایرانی نیز امسال آغاز خواهد شد و تولید گاز از آن اواخر امسال یا اوایل سال آینده محقق می‌شود." عربستان نیز خود را شریک جدید این میدان مشترک معرفی کرده است.
میدان گازی هنگام، تنها میدان مشترک ایران با کشور عمان است که در گذشته به نام گHE-E1 " شناخته می‌شد. این میدان دارای نفت فرار با درجه API 42 و نفت درجای آن بیش از 700 میلیون بشکه و گاز درجای آن حدود دو تریلیون فوت مکعب است. میدان هنگام تنها میدان مشترکی است که با اطمینان می‌توان از جلو بودن برداشت ایران از کشور شریک خبر داد. عملیات فاز اول توسعه این میدان سال گذشته به پایان رسید و در حال حاضر روزانه بیش از 20 هزار بشکه نفت سبک از این میدان برداشت می‌شود.
در همین حال عمان با مشارکت یک شرکت انگلیسی، تولید نفت خام از این میدان مشترک را از اسفند ماه سال ۱۳۸۷ و با ساخت یک خط لوله به طول ۲۵ کیلومتر از بخش مشترک میدان هنگام –البخاءواستفادهازتاسیسات� �وجوددرراسالخیمهاماراتراب� �ظرفیت۱۰ هزار بشکه نفت در روز آغاز کرد.
*بزرگترین میدان گازی جهان، مشترک بین ایران و قطر
به جز میدان رشادت که روی خط مرزی ایران و قطر واقع شده است، میدان گازی پارس جنوبی بزرگترین میدان گازی جهان بین ایران و قطر مشترک است. برآوردها نشان می‌دهد قطر با حدود 400 میلیارد دلار سرمایه‌گذاری در صنایع نفت و گاز خود از سال 1367 توانسته است از میادین مشترک نفت و گاز برداشت کند و با سرمایه‌گذاری در میدان عظیم پارس جنوبی " گنبد شمالی قطر " به عنوان بزرگ‌ترین میدان گازی جهان، بزرگ‌ترین کارخانه LNG گاز مایع جهان را به بهره‌‌برداری برساند.
اما ایران با وجود سرمایه‌گذاری 40 تا 70 میلیارد دلاری در پارس جنوبی و عسلویه هنوز فاصله زیادی تا میزان برداشت قطری‌ها دارد.
اگرچه آمارتفکیکیسالانه برداشت از پارس جنوبی منتشر نمیشود اما قطر چند ماه پیش کل برداشت میعانات گازی را از پارس جنوبی را یک میلیارد بشکه اعلام کرده است. در مقابل ایران نیز از ابتدا تا کنون قریب به 380 میلیون بشکه از این میدان میعانات با ارزش گازی برداشت کرده است.
ظرفیت تولید گاز قطر از این میدان 370 میلیون متر مکعب در روز است اما تولید واقعی آن بین 250 تا 320 میلیون متر مکعب در روز نوسان می‌کند و پالایشگاههای قطر به دلایل مختلف تمام ظرفیت کار نمی‌کنند. میزانبرداشتفعلیگازایراناز اینمیدانبه 220 میلیونمترمکعبدرروزرسیده است اما میانگین سالانه برداشت ما کمی بیش از 200 میلیون متر مکعب در روز است.
ایران و قطر با اولویت‌های متفاوت، رفتار متفاوتی در برداشت از این میدان دارند. قطر به برداشت بیشتر میعانات با ارزش گازی علاقه‌مند است و بر مرزهای این میدان مشترک متمرکز شده اما ایران به دلیل نیاز و مصرف داخلی بیشتر به برداشت گاز این میدان علاقه نشان می‌دهد و به دلایل نامعلوم اغلب فازهای بهره‌برداری از این میدان را در عمق آب‌های سرزمینی و دور از مرزهای مشترک تعریف کرده است.
*لایه نفتی پارس جنوبی و عقب‌ماندگی شدید ایران در برداشت
لایه نفتی پارس جنوبی در بخشی که مورد اکتشاف اولیه قرار گرفته و پروژه‌ برداشت در آن تعریف شده است در واقع ادامه میدان شاهین قطر در آب‌های ایران است. قطر در حال حاضر با حفر بیش از 160 حلقه چاه قریب به 425 هزار بشکه در روز نفت سنگین از پارس جنوبی برداشت می‌کند و در حال برنامه‌ریزی برای رساندن تولید نفت از لایه نفتی پارس جنوبی به 520 هزار بشکه در روز است.
در طرف ایرانی این لایه که نسبت به طرف قطری مساحت بسیار کمتری دارد 3 ناحیه A و B و C تعریف شده که ناحیه A خود به دو ناحیه A1 و A2 تقسیم شده است.
بر این اساس بخش‌های B و C تقریبا به شکل قطعی با بخش قطری مشترک است اما بخش A1 که پروژه تولید ایران در آن تعریف شده از شانس بیشتری برای استقلال از بخش قطری برخوردار است. با این وجود و با توجه به اینکه نفت لایه نفتی پارس جنوبی نفتی بسیار سنگین و با درجه تراوایی بسیار پایین است اما بر خلاف عرف برخورد با میادین و مخازن مشترک و حتی با وجود تراوایی بیشتر بخش C این لایه، قرارداد بهره‌برداری از این میدان در بخش A1 تعریف شده است.
در واقع قرارداد بهره‌برداری از این مخزن سال 83 و با مصوبه شورای اقتصاد به گونه‌ای منعقد شد که دست پیمانکار اصلی به دلیل شرایط ویژه قرارداد تا حدود زیادی برای انجام عملیات بهره‌برداری از این لایه بسته شد. ایران هنوز از این لایه هیچ برداشتی ندارد. با وجود حفر 7 حلقه چاه با 10 حفره به دلیل تعلل در خرید کشتی چند منظوره FPSO هنوز زمان دقیق بهره‌برداری از این لایه مشخص نیست چنانکه این زمان کمتر از دو سال آینده نخواهد بود.
*و در پایان...
در برنامه‌های توسعه پس از پایان جنگ، همزمان با سرمایه‌گذاری در صنعت نفت، موضوع سرمایه‌گذاری در میادین مشترک نیز مورد توجه قرار گرفت اما درعمل سرمایه‌گذاری ایران در میادین مشترک با کشورهای عراق، کویت، عربستان امارات و قطر کمتر از کشورهای حاشیه خلیج فارس بوده است و همین امر باعث شده میزان برداشت رقبا از میادین مشترک نفت و گاز 9 برابر ایران باشد.
در ایران همواره منابع نفت و گاز به عنوان منابع درآمد مورد توجه قرار گرفته‌اند و به سرمایه‌گذاری کلان مورد نیاز برای توسعه این میادین و همچنین ایجاد رویه های واحد و منسجم در صنعت نفت برای مدیریت فرآیند توسعه میادین نفت و گاز به اندازه کافی توجه نشده است.
در عین حال کشورهای منطقه خاورمیانه به صورت عمومی درگیر رقابت در برداشت از میادین نفت و گاز هستند که ضررهای هنگفتی به مخازن و منابع هیدروکربوری وارد می‌کند. در کشورهای پیشرفته جهان، با مشخص کردن حدود و قواعد حقوقی، میادین و مخازن مشترک تحت یک مدیریت واحد بهره‌برداری شده و منافع طولانی مدت کشورهای صاحب سهم در میادین با صیانت از منابع هیدروکربوری محقق می‌شود.

مقایسه کشورها از نظر تعداد مقالات