Found 398 terms
|
Tag-along right; Tag along right
|
|
|
זכות הצטרפות
|
|
|
TAHAL; Water Planning for Israel Ltd.
TAHAL Group is a leading international engineering concern. Founded in 1952, TAHAL is a pioneer in the fields of planning, development and management of water resources in Israel and has to date carried out innumerable projects in more than 50 countries. Services are offered at various levels of activity, including master plans; feasibility studies; detailed design; tender document preparation; project management; construction supervision; full Turnkey projects implementation including design, construction and financing, construction implementation as a main contractor and BOT/BOO projects including equity investment. TAHAL is fully owned by the Kardan Ltd. holding company. In December 2008 Tahal won the MNI tender for the planning and siting of an LNG facility in Israel. In August 2009, Tahal’s project to set up a 300 MW pumped storage power station at the Kochav Hayarden area was declared as a project of national infrastructure. The project is to cost 225 million euro. Operations undertaken through the intermediary of two subsidiaries, Tahal Group Assets, that is active in the field of infrastructure such as desalination facilities, sewage treatment facilities and municipal water grids. Most of its operations focus in China, Turkey and Israel. The second subsidiary is Tahal Group Projects deals with the planning and implementation of projects. |
|
|
תה"ל; תהל אנרגיית מים
קבוצת תהל הינה קונצרן הנדסה בינלאומי מוביל. תהל אשר נוסדה בשנת 1952 היא חלוצה בתחומי התכנון, הפיתוח והניהול של משאבי המים בישראל וקשריה מתפרסים על פני חמש יבשות ולמעלה מ-50 מדינות. פעילותה מתבצעת באמצעות שתי חברות בת. חברה אחת היא Assets Tahal Group שפעילה בתחום התשתיות, כגון מתקני התפלה, מתקני טיפול בשפכים וכן זיכיונות לתפעול רשתות מים עירוניות. מרבית פעילותה מתמקדת בסין, טורקיה וישראל. החברה הבת השנייה היא Tahal Group Projects שעוסקת בתכנון וביצוע של פרויקטים. תהל צברה ניסיון עשיר תוך ביצוע אינספור פרויקטים והיא מציעה שירותים ברמות שונות של פעילות: סקרים ראשוניים, תכנון רעיוני, תוכניות אב, סקרי ייתכנות, תכנון מפורט, הכנת מסמכי מכרז, ניהול חוזים ופרויקטים קיימים, פיקוח על עבודות הקמה, סיוע טכני והדרכה, וכן פרויקטים מסוג Turnkey/BOT (מיזמי מפתח/ בנייה-הפעלה-העברה), הכוללים ביצוע כקבלן ראשי ומימון. תהל היא בבעלות מלאה של קבוצת קרדן בע"מ. בדצמבר 2008 "תהל הנדסה" זכתה במכרז לאיתור ותכנון מתחם הגז הטבעי הנוזלי (LNG). באוגוסט 2009 פרויקט תחנת הכוח של הברת תהל אנרגיית מים לייצור חשמל באגירה שאובה, הוכרז כפרויקט "תשתית לאומית". תהל אנרגיית מים עתידה להקים מתקן בעל הספק ייצור של עד 300 מגוואט באזור כוכב הירדן שבבקעת הירדן. עלות הקמת המתקן מוערכת בכ-225 מיליון אירו. |
|
|
Tail
Last page(s) on a log print |
|
|
העמוד האחרון בהדפס הרישום |
|
|
Tail buoy
A floating device used in offshore seismic surveys to identify the end of a streamer. Tail buoys allow the seismic acquisition crew to monitor the location and direction of streamers. They are commonly brightly colored, reflect radar signals and are fitted with Global Positioning System (GPS) receivers. |
|
|
מכשיר צף המשמש לזיהוי קצהו של הכבל המיועד לביצוע סקרים סייסמיים בים (seismic streamer). המכשירים הללו מאפשרים לצוות הסוקרים הסיסמיים לשלוט במיקומם ובכיוונם של ה-streamers. בד"כ צבעם בולט והם מחזירים אותות מכ"מ ומחוברים למקלטי ה-GPS. |
|
|
Tail gas treatment unit and Clauss process
Reduces sulfur compounds to be consistent with emissions regulations. Regulations often demand 99.8% sulfur recovery |
|
|
תהליך הפחתת מזהמים (תרכובות גופרית) בהתאם לתקנות לצימצום הפליטה. לרוב, הדרישה היא להוריד 99.8% מתכולת הגופרית של החומרים. |
|
|
Tail gas; Tailings
These are the “leftover” gases at the end of a continuous chemical manufacturing process, that are neither product nor recyclable reactants, but are the result of various side reactions. Tail gas = Residue gas from a sulfur recovery unit; any gas from a processing unittreated as residue |
|
|
גז עודף
גזים שמתקבלים בסיום תהליך ייצור כימי ממושך כתוצרי תגובות לוואי שנובעות מתהליך זה |
|
|
Tailings
Ground rock remaining after particular ore minerals (e.g. uranium oxides) are extracted |
|
|
שיורת
סלע שנותר לאחר מיצוי מחצבים (כגון תחמוצות אורניום) |
|
|
Tailwater level
|
|
|
מפלס מי מטה
|
|
|
Take a stake in an LNG project
|
|
|
קניית אינטרס בפרויקט גט"ן
|
|
|
Take or Pay, Take or Pay Gas, Take or Pay Contract
[ToP]
Parties in a gas sales agreement (GSA) agree a minimum quantity of gas to be purchased for each year, the Take or Pay amount. If the buyer takes less than this amount, he will pay for the balance not taken. To arrive at the ToP amount: x% of the ACQ less underdeliveries by the seller; less quantities of gas that the buyer was unable to accept for reasons of FM, less accumulated carry-forward gas. Take-or-pay contracts are a vestige of the early days of the gas industry when liquid spot markets didn't exist and producers needed long-term deals with stable prices to underpin vast investments in new gas fields. The system has endured even as some markets, such as the U.K., have moved to spot gas market pricing. Some industry experts are now calling for a radical rethinking of the way gas contracts are priced, saying they should be linked to spot market prices for gas rather than oil products. Indeed, the oil-linked price and minimum-purchase commitments in long-term gas contracts may become increasingly unmanageable as buyers are forced to take volumes at much higher prices than their competitors. |
|
|
לרכוש או לשלם, שלם וקח
הצדדים בחוזה למכירת גז טבעי (GSA) מסכימים על כמות של גז שתירכש בכל שנה, כמות ה-Take or Pay. אם הקונה צורך פחות מכמות זו, הוא ישלם גם עבור היתרה שלא נצרכה. כדי להגיע לכמות ה-ToP: % מה-ACQ פחות אספקות חסרות (underdeliveries) מהמוכר, פחות כמויות הגז שהקונה לא יכול היה לקבל עקב סיבות שמקורן בכוח עליון, פחות גז carry-forward מצטבר. |
|
|
Talus material, talus, colluvium
Loose bodies of sediment that have been deposited or built up at the bottom of a low grade slope or against a barrier on that slope |
|
|
חומר שפיע, שפיע, בלית
סדימנטים ששקעו או הצטברו בתחתית מדרון עם שיפוע נמוך או כנגד המחסומים הנוצרים על גבי מדרון זה. |
|
|
Tamar and Dalit ownership
|
|
|
|
|
יחידות השתתפות של המחזיקות במאגרי תמר ודלית
|
|
|
Tamar drilling; Tamar well
The Tamar license from the Matan 309 license. The Tamar license was originally held by Noble Energy (33%), Isramco (27.5%), Avner (15.1%), Delek (15.1), STX Steinmetz (5%) and Dor Gas (4%). A few weeks before spudding Steinmetz together with partner Yossi Langotsky withdrew from the JOA and their share was divided pro-rata between the remaining partners. Thus Noble thus now holds 36%, Isramco 28.75% (Kobi Maiman 33%, public 67%), Delek Drilling 15.625% (Yitzhak Tshuva 69%, public 31%), Avner 15.625% (Yitzhak Tshuva 51%, Migdal 5%, Gideon Tadmor 2.5%, public 41.5%), Dor Gas 4% (Dudi Weisman and Shraga Biran 4.6%, public 9.4%). Tamar #1 Well drilled 90 km west of Haifa at a water depth of 1,680 meters and drilled down to a total depth of 16,076 feet (4,900 meters) to test a subsalt, lower-Miocene structure in the Levantine basin by Noble as the operator. The well encountered more than 460 feet of net pay in three high-quality reservoirs. Testing procedures, which were performed over a limited 59-foot section of the lowest reservoir, yielded a flow rate of 30 million cubic feet per day (Mmcf/d) of natural gas. The flow rate was limited by testing equipment available on the rig. Performance modeling indicates the well can be ultimately completed to achieve a production rate of over 150 Mmcf/d. After analysis of all the post-drill and production test data, the estimated gross mean resource potential of Tamar was initially believed to be to 5 Tcf. Cost of drilling Tamar-1 was $92 million; cost of Tamar-2 was $78 million; cost of Dalit-1 was $57 million; cost of mod and demob for the 3 wells was $46 million. The Tamar-2 appraisal drilling started on 26.4.2009. By 11th January 2009, namely within 8 weeks the drilling reached its td at 4,900 m having drilled through a relatively thick layer of salt (1,400m) and finding first signs of gas in the sand layer. On 8th July 2009, Noble Energy announced results from its Tamar-2 appraisal well. At a total depth of 16,880 feet and in 5,530 feet of water, the well is located approximately 3.5 miles northeast of the original discovery, Tamar-1. Drilled on the flank of the structure with the intent of confirming reservoir quality and continuity, the appraisal was also designed to confirm the projected gas/water contact. The reservoir thickness and quality were consistent with that encountered at the Tamar-1 location. Pressure data also confirmed continuous high quality reservoirs. The gas/water contact was encountered where projected in the middle reservoir and, as expected no water contact was seen in the top reservoir. Whole core samples in three reservoirs were obtained to assist in the geologic and engineering studies needed for field development. On 11th August 2009, external report of Tamar came from Netherland, Sewell and Associates, which stipulates that the gross mean resource of Tamar is 207 bcm; Proved + probable or P2 estimate is 218 bcm; Proved or P1 estimate is 170 bcm. The Psagot Brokerage estimates Tamar's market value is $4.55 billion. Marine construction and civil engineering firm Oceana Advanced Industries reported on 30th August 2009 that wholly-owned subsidiary Oceana Marine Research received an order from Noble Energy for ocean surveys. The request for the ocean surveys is part of the planning for the laying of a gas pipeline from the Tamar and Dalit drilling sites to points on Israel's shore. The deal is worth about $2.4 million. It is expected to be completed by the end of October. In December 2009 Noble, Delek and partners received the lease to the Matan and Michal licenses. The Tamar and Dalit lease each extend over an area of 250,000 dunam. The lease includes, inter alia, provisions regarding time tables that need to be met to develop the lease, regarding construction and operation of the facilities, carrying out surveys, reports, responsibilities, insurances, etc. The lease has been granted according to the Petroleum Law-1952 and they grant the partners the right to produce oil and natural gas in the lease area for a period of 30 years with a right to extend this period for an additional 20 years, in accordance with the provisions of the Petroleum Law. On 14th December 2009 Delek Drilling reported to the TASE that the Tamar and Dalit partnership would sign a binding deal with Dalia in the next two months after Dalia secures statutory permits and funding. Revenues from the sale of gas to the tune of 200 billion cubic feet (5.6 billion cubic meters) to be sold over 17 years as of the date of operation of the station that should be sometime during the second half of 2012. According to the MOU, the quantity of gas might be slightly smaller than this quantity based on the operational hours of the station that will be established, its gas use scope and the final size of the station, or that the quantity of gas may indeed be significantly higher than this amount, up to even three times the amount quoted here. The partners estimate that the revenue for the sale of 5.6 bcm will be about $1 billion but that it is to be clarified that the actual revenue will stem from the total of a large number of factors including those specified above and including the price of energy. Based on this, one can estimate that the price per mmbtu is an average of about $5.06 or between a floor of $4.00 and going up to about $5.00 mmbtu, depending on the indexation. On 24th December, IEC signed a LOI with the Tamar project (Tamar and Dalit partners). According to the LOI signed with the Tamar partners the parties will carry out negotiations for the sale of gas from the Tamar project to IEC for 2.7 bcm per year and which could be even significantly higher and for a period which will not be less than 15 years. The scope of the income is esteemed to be between $400 million - $750 million per year, but it is clarified that the exact amount will stem from the global price of fuels on the actual date of supply of the gas and the exact quantities of gas that will be purchased by IEC. The operator of the Tamar project, Noble estimates that the total extent of sales to IEC based on the LOI will be approximately $9.5 billion based on their estimation of the actual price of fuels when the supply of gas will take place throughout the contract period. Notification is hereby made on the 19.2.2010 that a letter of intention was signed between the partners in the Tamar and the Dalit project with the Darom Ltd. power station and Dimona Silica Industries (DSI). According to the LOI the buyers will buy natural gas for a power station they intend to establish as well as for the buyers’ industrial plant. According to the LoI, the buyers intend to buy a minimum amount of natural gas of 100 bcf (about 2.8 bcm) and this over a period of 17 years. Moreover, the parties agreed in their LoI on the conditions whereas the buyers may buy larger quantities of gas for the buyers’ potential additional projects. According to the LoI, the amount of gas that the buyers are entitled to buy – and which will be determined de facto inter alia based on the scope of the buyers’ additional projects that will actually be established, on the power station’s operational hours, on the amount of gas to be used by the power station and by the other projects – may be even significantly larger, potentially even twice as much as the quantity specified above. The revenue for the sale of 100 bcf of gas is estimated today by the Tamar partners as $0.5 billion (for 100% of the rights in the Tamar project). It is to be clarified that the actual revenues wills stem a number of factors including those specified above, the cost of energy, etc. The letter of intent is non binding and the parties intend carrying out immediate negotiations with the objective to sign a binding supply agreement within the next two months. Delek and Avner will have to pay an overriding royalty of 0.48% each to Dor Chemicals that transferred to them in 2007 their rights in Tamar and Dalit. Namely, this amounts to a future revenue stream for Dor Chemical of 0.15% of the income that will stem from these fields. In their financial report for the first quarter of 2010, Delek Drilling and Avner Oil and Gas stated that the total cost of developing the Tamar field would be $2.8 billion On 3rd June 2010, Delek stated that following on from our immediate report dated August 8, 2009, we are pleased to announce that Noble has announced that it has received an updated report from Netherland, Sewell and Associates concerning the natural gas reserves in Tamar. The update was based on the results received in the analysis of the cores extracted from the Tamar 2 well. According to the NSAI report, the Tamar natural gas reserves, which will be categorized as 2P Reserves (Proved + Probable) subject to the approval of the Tamar field development plan (which will also include a reasonable expectation to sell natural gas produced from the field) are estimated at 8.7-TCF (about 247 BCM), compared with about 7.7 TCF (about 218 BCM), reported in our Previous Report (an increase of about 13%). The 1P gas reserves (Proved Reserves), total about 6.5 TCF (about 184 BCM), compared with about 6 TCF (about 170 BCM) reported in our Previous Report (an increase of about 8%). NSAI also provided a report estimating the Gross Mean Resources in Tamar to be 8.4 TCF (about 238 BCM), compared with about 7.3 TCF (about 207 BCM) reported in our Previous Report (an increase of about 15%). June 2010 - Aker Solutions received a contract from Noble Energy to deliver subsea control equipment for the Tamar project in the Mediterranean Sea. Scope of work is engineering, manufacturing and delivery of a subsea controls distribution system, umbilical termination assemblies (UTA) and related equipment. This contract complements the recently announced award for delivery of 240 km of subsea umbilicals for the same project. Aker Solutions has also recently signed a deal to supply a complete mono ethylene glycol (MEG) reclamation unit to Noble Energy. Engineering and project management will be provided from Aker Solutions' Houston, Texas, office. Manufacturing will take place at Aker Solutions' facilities in Houston and Mobile, Alabama, for the UTAs and subsea controls distribution systems. Estimated delivery date is Q1 2011. Stock exchange statement on 11th August 2010 by all the Tamar partners that on the 10th Aug the MNI approved to the Tamar project to develop the gas field under the structure of a double pipeline, in which natural gas will flow from the field to a production platform that will be set up close to the existing platform of the YT project and from this platform will flow in the existing pipeline to the receiving facility of the existing Yam Tethys project in Ashdod. Noble has stated that this development option will enable the flow of natural gas from the Tamar field to the Israeli market by the end of 2012 and that the budget of the project will be similar to the estimated budget that was carried out by Noble based on the original development plan according to which they had expected to transmit the gas from Tamar to a northern receiving terminal. In addition, Noble has stated that they will continue to work with the government ministries and planning bodies to promote a national outline plan to enable an additional linkage point in the north of the country. (Sept. 2010) Noble stated that initially development will be based on five subsea wells each designed to flow 200-250 MMcf/d. Production will be gathered at the field center and exported via two 16-in. (40.6-cm) flowlines to a new platform, to be erected next to the Mari-B structure in shallow water off southern Israel. The Tamar platform will tie into the existing 30-in. (76-cm) pipeline that sends gas to the Ashdod onshore reception terminal, with initial processing capacity up to 1 bcf/d. Noble adds that there will be scope for future gas injection and withdrawal in the Mari-B reservoir. In September 2010 Noble stated it was a superior reservoir of 1 darcy permeability and porosity 25% with 99% methane and that cumulative revenues estimated at $11 B for less than 25% resources Gross capital cost for Tamar is estimated at $3.0 billion ($1.1 billion net to Noble Energy). The majority of key project components have been awarded and development drilling is scheduled to commence by early 2011. Project installation is expected to be complete and commissioning initiated in the fourth quarter of 2012. Stock Exchange statement on 23rd September 2010 from Delek and partners that the partners' estimate is that the commercial supply from Tamar will be in the middle of 2013. Delek Drilling 2010 Report: Tamar 1 C 183.49 bcm and 3C 294.58 bcm. Development of Tamar to be done from 2 16 inch pipelines down to production platform close to the Mari B platform and from there in the existing 30 inch pipeline to Ashdod terminal that is due to be upgraded and will allow production of 1.2 bcf of gas per day. 11th April 2011 - Delek and partners made a TASE announcement today that Noble Energy has informed them that the Sedco Express rig has started on 10.4.2011 to carry out the development drilling of Tamar 6 and this as part of their plan to carry out the development drilling in the Tamar project. The drilling development plan will be carried out in 3 stage: At the first stage will be drilled in the following order Tamar 6, Tamar 5, Tamar 4 and Tamar 3 to an initial depth of 2,500 meters including water depth. At the second stage these wells will be drilled to their final td planned at 5,200 meters At the third stage these will be completed for production and at the end Tamar 2 will be completed for production, a well which was drilled in 2009 as an appraisal well for the discovery well Tamar 1. The planned timetable for this program is about a year. The budget to carry out these development drillings is included in the general budget framework estimated for the Tamar project as published in the past. April 2011 - April 2011 - Noble Energy has awarded the Expro company a $27 million contract to conduct well-testing and provide sub-sea services and equipment aboard the Transocean Sedco Express oil rig, services which include a high flow rate-testing package for the gas wells, and large bore sub-sea safety systems. April 2011- Oilfield and Marine service specialist EMAS through its Singapore based Ezra Holdings unit has received a contract worth about $88 million for various subsea services on Tamar. Under the contract, EMAS will install 330 km of umbilicals and equipment, as well as deliver subsea suction piles and jumpers which are being manufactured by the Aker Solutions Group in the US. 18th Aug 2011 – NSAI revised reserve estimate of 9.144 tcf (best estimate) from NSAI. NSAI's revised low estimate is 6.66 trillion cubic feet and its high estimate is 11.18 trillion cubic feet. 15th Dec 2011 - IEC signed a GSA with Tamar partners for the period of 15 years to buy 3 bcm of gas with option to increase to 5 bcm (see IEC TASE announcement of this day) |
|
|
|
|
תמר, קידוח תמר
קידוח תמר 1 הממוקם כ- 90 קילומטר מערבית לחיפה במים עמוקים מאוד בעומק של כ- 1680 מטר. הקידוח הוא בעיקר למטרות גז לעומק כולל של כ- 5000 מטר (כולל המים) ולמבנה גדול של שכבות מתור השלישון. השדה הוא חלק מרישיונות מיכן ומתן. מפעיל הפרויקט הוא חברת נובל אנרג'י. השותפים בפרויקט הם נובל שתחזיק ב-36 אחוזי שליטה, ישראמקו -28.75%, דלק קידוחים - 15.625%, אבנר - 15.625% ודור גז ב-4%. ב-11 ינואר בזמן מהיר יחסית (8 שבועות), הצליח הקידוח להתקדם ללא תקלות לעומק 4,900 מטר תחת פני הים, דרך שכבת מלח עבה במיוחד (1,400 מטר) ולבצע דגימות מוצלחות בשכבת החול. השותפים בתמר הם: אבנר (יצחק תשובה 51%, מגדל 5%, גדעון תדמור 2.5% והציבור 41.5%), דלק קידוחים (יצחק תשובה 69%, ציבור 31%), ישראמקו (קובי מימון 33%, ציבור 67%), דור גז (דודי ויסמן ושרגא בירן 86%, אנליסט 4.6%, ציבור 9.4%). מבחני ההפקה בוצעו בקטע מוגבל של כ- 18 מטר מהמאגר התחתון. במבחני ההפקה זרם גז טבעי בקצב מירבי של 30 מיליון רגל מעוקבת ביום .בהסתמך על תוצאות המבחנים, לאחר השלמת הקידוח להפקה ניתן יהיה להפיק באמצעותו גז טבעי בקצב של יותר מ- 150 מיליון רגל מעוקב ביום. סך ההשקעות בגין קידוח "תמר 1" ליום 31 במרץ 2009 הסתכמו בסך כ 137.5 מיליון דולר. קידוח הערכה "תמר 2", החל ביום 26.4.2009. ב-11 באוגוסט 2009 חברת ייעוץ הנדסית Netherland, Sewell ושות' העריכה את ממוצע הפוטנציאל הכלכלי של עתודות הגז הטבעי בשדה תמר ב-207 מיליארד מ"ק אשר תסווגנה בקטגורית מוכחות + משוערות - P2 .עתודות הגז הנ"ל כוללות גז טבעי, אשר יסווג בקטגורית - P1 עתודות מוכחות - בהיקף של כ-170 מיליארד מ"ק. באוגוסט 2009 בית ההשקעות פסגות העריך את השווי של תמר ב-4.55 מיליארד דולר. בדצמבר 2009 דלק קידוחים והשותפים קיבלו את שטרי החזקה על מאגרי הגז תמר ודלית. חזקות תמר ודלית משתרעות כל אחת על פני שטח שערכו כ- 250,000 דונם. בשטרי החזקות נקבעו, בין היתר, הוראות לעניין לוחות זמנים לפיתוח החזקות, הוראות לעניין הקמה והפעלה של המתקנים שבחזקות, עריכת בדיקות, דיווחים, אחריות, ביטוח וכיו"ב. שטרי החזקות ניתנו בכפוף להוראות חוק הנפט והם מקנים לשותפים בחזקות זכות ייחודית להפיק נפט וגז טבעי בשטחי החזקות לתקופה של 30 שנה עם זכות להאריך ב- 20 שנים נוספות, בהתאם ובכפוף להוראות חוק הנפט.ביום 14.12.2009 נחתם בין דליה אנרגיות כח ובין השותפים בחזקת תמר וחזקת דלית מכתב כוונות לפיו דליה תרכוש מפרויקט תמר גז טבעי לצרכי הפעלת תחנת כח אותה מתעתדת דליה להקים. צפויה דליה לרכוש גז טבעי בהיקף כולל המוערך בכ-5.6 BCM וזאת במשך תקופה של שבע- עשרה שנים החל ממועד הפעלת תחנת הכוח הצפויה במהלך המחצית השניה של שנת 2013. על פי מכתב הכוונות, כמות הגז אשר דליה רשאית לרכוש, ואשר תיקבע בפועל בהתאם לשעות הפעילות של התחנה שתוקם, היקף צריכת הגז בה, וגודלה הסופי, עשויה להיות קטנה יותר בהיקף לא מהותי) או לחילופין גדולה יותר (בהיקף משמעותי של עד פי שלושה וחצי מהכמות המפורטת לעיל. ההכנסות ממכירת הגז בהיקף של כ-5.6 BCM מוערכות כיום על ידי השותפים בפרויקט תמר בכ- 1 מיליארד דולר לפחות. יובהר כי ההכנסות בפועל יגזרו ממכלול של גורמים לרבות אלו האמורים לעיל, מחירי דלקים ואנרגיה. ב- 24 בדצמבר 2009 חברת החשמל חתמה על מכתבי כוונות בחזקת תמר. בהתאם למכתב הכוונות שנחתם עם השותפים בפרויקט תמר ינהלו הצדדים מו"מ למכירת גז טבעי מפרויקט תמר לחברת חשמל בכמות של 2.7 BCM לשנה ואשר עשויה להיות משמעותית גדולה יותר, וזאת למשך שלא תפחת מ-15 שנים. היקף ההכנסות השנתיות ממכירת הגז לחברת החשמל מוערך בתחום שבין כ 400- לבין כ- 750 מיליון דולר. ההכנסות בפועל יגזרו, בין היתר, ממחירי הדלקים בעולם במועד האספקה בפועל ומכמויות הגז שתירכשנה בפועל על-ידי חברת החשמל. יצוין כי מפעילת פרויקט תמר נובל מעריכה את היקף ההכנסות ממכירה של כל כמות הגז לחברת חשמל עפ"י מכתב הכוונות כאמור בכ - 9.5 מיליארד דולר וזאת בהתבסס על הערכותיה אודות הכמויות והמחירים של הגז, שיימכר בכל תקופת החוזה, מחושבים בעיקר בהתאם להערכות בדבר מחירי הדלקים הצפויים בתקופת החוזה. נחתם מכתב כוונות בין השותפים בפרויקט ים תטיס לבין השותפים בפרויקט תמר, על פיו המלאי האסטרטגי במרי יסופק ע"י פרויקט תמר, וזאת בכפוף להסכמות בין השותפים בשני הפרויקטים. נובל אנרג'י, השותפה בקידוחי תמר ודלית, מעריכה כי עלות הפיתוח של שתי השדות תגיע ל-2-3 מיליארד דולר. בקידוחי תמר ודלית דלק קידוחים ואבנר חייבים לשלם תמלוגים בהיקף של 0.48% (כל אחת) לדור כימיקלים, שהעבירה אליהן ב-2007 את חלקה בזיכיון תמורת תמלוגים עתידיים. לכן, הסכם זה מקנה לדור כימיקלים זרם הכנסות עתידי של כ-0.15% מההכנסות שינבעו מקידוחי תמר ודלית. ניתנת בזאת הודעה כי ביום 19.2.2010 נחתם בין תחנת כוח דרום בע"מ ודי אס איי תעשיות סיליקה דימונה לבין השותפים בחזקת תמר וחזקת דלית מכתב כוונות לפיו ירכשו הקונים מפרויקט תמר גז טבעי לצרכי הפעלת תחנת כח אותה מתעתדים הקונים להקים וכן לצרכי מפעל הקונים בדרום. בהתאם למכתב הכוונות, צפויים הקונים לרכוש גז טבעי בהיקף כולל מינימלי המוערך בכ- 100 BCF (כ-2.8 BCM) וזאת במשך תקופה של שבע-עשרה שנים. כמו כן, הסכימו הצדדים במכתב הכוונות על תנאים לרכישת כמויות נוספות של גז על ידי הקונים לפרויקטים פוטנציאליים נוספים של הקונים. על פי מכתב הכוונות, כמות הגז אשר הקונים רשאים לרכוש - ואשר תיקבע בפועל, בין היתר, בהתאם להיקף הפרויקטים הנוספים שיוקמו בפועל, לשעות הפעילות של תחנת הכח, היקף צריכת הגז בתחנת הכח ובפרויקטים הנוספים - עשויה להיות גדולה יותר בהיקף משמעותי של עד למעלה מפי שניים מהכמות המפורטת לעיל. ההכנסות ממכירת הגז בהיקף של כ-100 BCF כאמור מוערכות כיום על ידי השותפים בפרויקט תמר בכ- 0.5 מיליארד דולר ביחס ל-100% מהזכויות בפרויקט תמר. יובהר כי ההכנסות בפועל יגזרו ממכלול של גורמים לרבות אלו האמורים לעיל, מחירי אנרגיה, ועוד. מכתב הכוונות הינו בלתי מחייב ובכוונת הצדדים לנהל מו"מ בלעדי במטרה לחתום על חוזה אספקה מחייב בחודשים הקרובים הקונים הם חברת די אס איי תעשיות סיליקה דימונה בע"מ חברה פרטית שהתאגדה בישראל ואשר פועלת להקמת מפעל לייצור סיליקה בדימונה וחברת תחנת כוח דרום בע"מ, חברה פרטית שהתאגדה בישראל ואשר מתכוונת להקים מתקן קוגנרציה לייצור חשמל בהספק של כ-120 MW בחצרי המפעל. במאי 2010 דלק קידוחים מעריכה כי תקציב הפיתוח של פרוייקט "תמר" יסתכם ב-2.8 מיליארד דולר עבור כל השותפים, כולל הוצאות בלתי צפויות. ב 10.8.2010 משרד התשתיות הלאומיות הודיע כי שר התשתיות הלאומיות אישר לשותפים בפרוייקט תמר לפתח את שדה הגז "תמר" במתווה של צינור כפול, בו יוזרם הגז הטבעי מהשדה לפלטפורמת הפקה, שתוקם בסמוך לפלטפורמה הקיימת של פרוייקט "ים תטיס" וממנה יוזרם בצנרת הקיימת למתקן הקבלה של פרוייקט ים תטיס הקיים באשדוד. נובל מסרה בהודעה לעיתונות תוכנית פיתוח זו תאפשר הזרמת גז טבעי משדה תמר למשק הישראלי עד סוף שנת 2012 וכי תקציב הפרוייקט יהיה דומה לאומדן התקציב, שהוערך על ידה, בהתאם לתכנית הפיתוח המקורית לפיה צפוי היה הגז הטבעי לזרום למתקן קבלה בצפון הארץ. כמו כן מסרה נובל כי במקביל לנ"ל ימשיכו השותפים בפרוייקט תמר לשתף פעולה עם משרדי הממשלה וגורמי התכנון השונים בקידום תוכנית מתאר ארצית, שתאפשר נקודת התחברות נוספת בצפון הארץ. בספטמבר 2010 דירקטוריון נובל אישר את תכנית הפיתוח של פרוייקט תמר. תכנית הפיתוח כוללת בעיקר 5 בארות שכל אחת מהן תוכל להפיק כ 200-250- מיליון רגל מעוקב של גז טבעי ליום שיוזרם באמצעות שני צינורות בקוטר "16 לפלטפורמת הפקה חדשה שתוקם מול חופי אשדוד, בצמוד מפלטפורמה זו יוזרם הגז הטבעי בצנרת "30 לפלטפורמה הקיימת של מאגר מריB למתקן הקבלה של פרוייקט ים תטיס באשדוד, בקיבולת עיבוד התחלתית של עד כ 1- מיליארד רגל מעוקב ליום. בהתאם להודעת נובל, תכנית הפיתוח האמורה תאפשר גם אחסון גז טבעי ממאגר תמר במאגר מרי ותאפשר,בנוסף לכך, הרחבה משמעותית בכושר אספקת הגז בהתאם לצרכי המשק. עלות הפיתוח הכוללת ( 100% ) מוערכת בסכום של כ- 3 מיליארד דולר. קידוחי הפיתוח מתוכננים להתחיל בשנת 2011 והרצת מערכות הפרויקט צפויה להתחיל ברבעון הרביעי של 2012. להערכת שותפים ב-26 בספטמבר 2010 בהתבסס על מידע שקיבלו מנובל, ההפעלה המסחרית של פרויקט תמר צפויה להתחיל במחצית הראשונה של 2013. 11 באפריל 2011 – דלק הודיע כי נובל הודיעה לשותפים כ אסדת הקידוח Sedco החלה ביום 10.4.2011. בביצוע קידוח הפיתוח תמר 6 כחלק מהתוכנית לביצוע קידוחי הפיתוח בפרויקט תמר. תוכנית קידוחי הפיתוח תבוצע ב-3 שלבים במשך כשנה. 15 דצמבר 2011 - הסכם למכירת גז לחברת חשמל |
|
| Download attachment Tamar_platform.pdf | |
| Download attachment Tamar_value_according_to_DS__August_2011_.pdf | |
|
Tamar to Mari pipeline
October 2011 - The work on the pipeline from Tamar to Israel has started with the Allseas. This is a 150 km double line in which 12 bcm of natural gas can be transmitted. The gas will rah the production platform that will be constructed adjacent to the existing Mari-B platform. The platform is being constructed by Kiewit at a cost of $800 million |
|
|
צינור מתמר
אוקטובר 2011 - החלה הנחת הצנרת ממאגר תמר בביצוע אונייה של Allseas. מדובר בצנרת כפולה של 150 ק"מ. הצנרת תזרים 12 מיליארד מ"ק (BCM) גז בשנה. הגז יגיע לפלטפורמת ההפקה שתיבנה בצמוד לאסדה של ים תטיס במרי-B. את הפלטפורמה מקימה Kiewit בעלות של כ-800 מיליון דולר. |
|
| Download attachment Tamar_to_Mari_pipeline.pdf | |
|
Tamir
[Tamiri]
Computer Teacher |
|
|
|
|
|
תמיר
[ תמ ]
מורה למחשבים דגהד גהדג דגהד גהדגה vsdv דגה דגה דגה sdv דג הדג הדג vsd הד גה דג |
|
|
Tangible or intangible
|
|
|
מוחשיים או שאינם מוחשיים
|
|
|
Tangibles assets; tangible property
|
|
|
רכוש ממשי; נכסים מוחשיים (שניתן להעריכם)
|
|
|
Tank battery
[TB]
|
|
|
|
|
|
Tank bottom
|
|
|
קרקעית המכל
|
|
|
Tank farm
|
|
|
חוות מכלים, חוות צוברים
|
|
|
Tank gauge float
|
|
|
מצוף
|
|
|
Tank trailer
|
|
|
מכל גרר
|
|
|
Tank wagon
|
|
|
קרן מכל
|
|
|
Tank wall
|
|
|
דופן המכל
|
|
|
Tankage
The capacity of a tanker |
|
|
קיבולת של מכלית או של מכל
כושר הנשיאה של מכלית |
|
|
Tanker Owners Voluntary Agreement Concerning Liability for Oil Pollution
[TOVALOP]
|
|
|
הסכם מרצון של בעלי מכליות לגבי חבות לזיהום נפט
[ טובאלופ ]
|
|
|
Tanker; Tank car; Oil tankers; Oil-tanker
Tankers are used to transport crude oil and refined products in waterborne trade. Ship carrying crude oil or refined products. The tankers can be used in either "clean" (light refined products such as gasoline and diesel fuel) or "dirty" (residual fuel and crude oil) trade. The tankers range in size from the small vessels used to transport refined products to huge crude carriers. Tanker sizes are expressed in terms of deadweight tons (dwt). The smallest tankers are General Purpose which range from 10 to 25,000 tons and the largest are 550,000 tons. These tankers are used to transport refined products. Tankers are unloaded/loaded at the jetties or the specially build piers. If a ship is equipped to carry several types of cargo simultaneously the ship is called a Parcel Tanker. A Shuttle Tanker is a tanker carrying oil from offshore fields to terminals. An oil tanker especially built for the transportation of refined oil products, often with inside painted/coated tanks, is called a Product Tanker. |
|
|
|
|
מכלית; מכלית נפט
משמשות להובלה ימית של נפט גולמי ותוצרי זיקוק. ניתן להשתמש במיכליות להובלת תוצרים "נקיים" (תוצרי זיקוק קלים כמו בנזין ודלק דיזל) וגם תוצרים "מלוכלכים" (מזוט ונפט גולמי). המיכליות משתנות בגודלן החל מכלי שייט קטנים המשמשים להובלת תוצרי זיקוק ועד למכליות על. נפח המיכליות נמדד ביח' טון תפוסה (deadweight tons - dwt). המכליות הקטנות ביותר משמשות למטרות כלליות ונפחן נע בין 10000 ל-25000 טון ואילו נפח הגדולות ביותר הוא 550000 טון והן משמשות להובלת תוצרי זיקוק. העמסה/ פריקת המכליות נעשית על גבי מזח או רציפים מיוחדים |
|
|
Tankers and pipelines for crude oil
There are two modes of transportation for inter-regional trade: tankers and pipelines. Tankers have made global (intercontinental) transport of oil possible, and they are low cost, efficient, and extremely flexible. Pipelines, on the other hand, are the mode of choice for transcontinental oil movements. Not all tanker trade routes use the same size ship. Each route usually has one size that is the clear economic winner, based on voyage length, port and canal constraints and volume. Thus, crude exports from the Middle East -- high volumes that travel long distances -- are moved mainly by Very Large Crude Carriers (VLCC’s) typically carrying over 2 million barrels of oil on every voyage. The VLCC's economies of scale outweigh the constraints imposed: they are too large for all the ports in the United States except the Louisiana Offshore Oil Port. Thus, they must have some or all of their cargo transferred to smaller vessels, either at sea (lightering) or at an offshore port (transshipment). In contrast, ships out of the Caribbean and South America are routinely smaller and enter ports in the United States directly. Because of such ship size differences, a long voyage can sometimes be cheaper on a per barrel basis than a short one. Pipelines are critical for landlocked crudes and also complement tankers at certain key locations by relieving bottlenecks or providing shortcuts. The only inter-regional trade that currently relies solely on pipelines is crude from Russia to Europe. Export pipelines are also needed for production from the Caspian Sea region, where the protracted commercial and political debate illustrates the greatest negative for pipelines crossing national boundaries: their political vulnerability. Pipelines come into their own in intra-regional trade. They are the primary option for transcontinental transportation, because they are at least an order of magnitude cheaper than any alternative such as rail, barge, or road, and because political vulnerability is a small or non-existent issue within a nation's border or between neighbors such as the United States and Canada. (Pipelines are also an important oil transport mode in mainland Europe, although the system is much smaller, matching the shorter distances). The development of large diameter pipelines during World War II allowed the development of the vast pipeline network in North America that moves crude oil and product within Canada, from Canada into the United States, and within the United States. Domestically, the 200,000 miles of pipelines account for about two-thirds of all the oil shipments, when adjusted for volume and distance. |
|
|
מכליות וקווי צינור לנפט גולמי
קיימים שני אמצעים להובלת נפט לצרכי מסחר בינלאומי: מכליות וקווי צינור. המכליות מאפשרות הובלה בין-יבשתית של נפט ונחשבות לאמצעי היעיל והגמיש ביותר בעלות נמוכה. קווי הצינור ,לעומת זאת, הם ברירת המחדל להולכה טרנס-יבשתית. אין אחידות בגודלן ובסוגיהן של המכליות. לכל נתיב מסחר נבחרת מכלית בגודל המתאים ביותר מבחינה כלכלית תוך לקיחה בחשבון את משך המסע, את גודלם של המיצרים והנמלים ואת היקף המטען. לכן, המכליות המשמשות לייצוא נפט גולמי מן המזרח התיכון, בכמויות עצומות ולמרחקים גדולים, הן מכליות ה-VLCC, שבדרך כלל מובילות יותר מ-2 מיליון חביות נפט למסע. גודל המכליות הללו אינו מאפשר את כניסתן לכל הנמלים בארה"ב, מלבד נמל הנפט בלואיזיאנה. בשל כך קיים צורך בהעברת המטען שעל סיפונן למכליות קטנות יותר. לעומת זאת, מכליות שמוצאן באיים הקריביים או בדרום אמריקה, הן בדרך כלל קטנות יותר, דבר המאפשר גישה ישירה לכל הנמלים בארה"ב. בשל ההפרשים הכה עצומים בין גדלי המכליות, לעיתים עלות המסע הקצר על בסיס חבית נפט עלולה להיות גבוהה יותר מעלות המסע הארוך. קווי צינור הם אמצעי קריטי להולכת נפט באזורים נטולי נגישות ימית, וכמו כן לשחרור עומסים ולאספקת קיצורי דרך. הנתיב היחיד למסחר בין אזורים גיאוגרפיים שונים שמתבסס כיום כולו על קווי צינור הוא נתיב המשמש להולכת נפט מרוסיה לאירופה. קיים גם צורך בקווי צינור ליצוא הנפט המופק מאזור הים הכספי, אזור שבו מתנהל וויכוח מסחרי ופוליטי סביב הקמת קו צינור חוצה גבולות בינלאומיים ובמרכזו טיעון אחד בולט: הפגיעות הפוליטית שלהם. העדפת קווי צינור על פני אמצעים אחרים להעברת נפט ניכרת בנתיבי מסחר פנים- אזוריים. הם מהווים את האופציה הדומיננטית לנתיב הובלה טרנס-יבשתי, מכיוון שעלותם נמוכה יותר מיתר החלופות, כגון מסילות או כבישים, וגם בשל העובדה כי נושא הפגיעות הפוליטית בקושי או כמעט ולא עומד על הפרק בתוך גבולות המדינה או בין המדינות השכנות, כגון קנדה וארה"ב. פיתוח קווי צינור בקוטר גדול בזמן מלחמת העולם השנייה יצר את התשתית לפיתוח רשת רחבה של קווי צינור בצפון אמריקה. רשת זו מיועדת להולכת נפט גולמי ומוצריו בתוך שטחי קנדה, מקנדה לארה"ב ובשטחי ארה"ב. אורכה 200,000 מייל והיא יכולה לשמש, לאחר עריכת חישובי נפח ומרחק מתאימים, להעברת כשני שלישים מסך היקף מטעני הנפט המיועדים לשילוח |
|
|
Tap resources; exploit resources
|
|
|
לנצל משאבים
|
|
|
Tar sands; Oil sands; Bitumen
Oil sand is a porous rock layer often a mixture of sand, clay, water and bitumen. Oil sands most often refer to Canada where over 170 million barrels of bitumen are estimated to be in place. It is a sedimentary rocks containing heavy oil that cannot be extracted by conventional petroleum recovery methods. The extraction of oil from tar sands is the world’s most capital-intensive method for extracting oil and is also one of the most environmentally destructive. Transforming the tar/bitumen, which is mixed with sand into petroleum is energy intensive and creates significant carbon emissions. Steam created by burning natural gas separates the semisolid bitumen. Then more natural gas is needed to turn the bitumen into synthetic crude, which can be processed by refineries. Spent water used in oil sands projects is placed in lake-sized tailings ponds, one of which killed hundreds of migrating birds in Canada in 2008. Seepage from the ponds is polluting rivers. Strip mining of the oil sands, the most common method of extraction, has destroyed large swaths of forest. |
|
|
חול-נפט אספלטי; חול נפט; חול שמן
חולות נפט הם שכבת סלע נקבובית, בדרך כלל תערובת של חול, חימר, מים וביטומן. חולות נפט נמצאים ברובם בקנדה, שבה לפי ההערכות קיימים למעלה מ-170מיליון חביות של ביטומן. סלעי המשקע הללו מכילים נפט כבד שלא ניתן למיצוי בשיטות הפקה קונבנציונליות. הפקת נפט מחולות זפת היא השיטה היקרה ביותר בעולם למיצוי נפט שנמנית בין הטכנולוגיות ההרסניות ביותר לסביבה. תהליך הפיכת תערובת של חול עם זפת/ביטומן לנפט הוא תהליך עתיר אנרגיה ומקור משמעותי לפליטות פחמן. הקיטור שנוצר בשריפת גז טבעי מפרק את הביטומן המוצק למחצה. לאחר מכן, נדרש גז טבעי נוסף להפיכת ביטומן לנפט סינטטי שניתן יהיה לעבד בבתי זיקוק. |
|