Campo de gas condensado South Pars/North Dome

El campo South Pars/North Dome es un campo de condensado de gas natural ubicado en el Golfo Pérsico . Es, con diferencia, el campo de gas natural más grande del mundo , ^{[ 1 ]} cuya propiedad es compartida entre Irán y Qatar . ^{[ 2 ] [ 3 ]} Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), el campo contiene aproximadamente 1800 billones de pies cúbicos (51 billones de metros cúbicos) de gas natural in situ y unos 50 mil millones de barriles (7900 millones de metros cúbicos) de condensados ​​de gas natural . ^{[ 4 ]} En comparación con otros campos de gas natural , tiene casi tantas reservas recuperables como todos los demás campos combinados. Tiene una influencia geoestratégica significativa . ^{[ 5 ]}   

Este yacimiento de gas abarca una superficie de 9700 kilómetros cuadrados (3700 millas cuadradas ) , de los cuales 3700 kilómetros cuadrados (1400 millas cuadradas ) (South Pars) se encuentran en aguas territoriales iraníes y 6000 kilómetros cuadrados (2300 millas cuadradas ) (North Dome) en aguas territoriales cataríes. ^{[ 6 ]} Los nombres locales son relativos al país propietario. El North Dome se encuentra al suroeste de South Pars.      

A principios de 2026, antes del inicio de la guerra de Irán de ese año , Qatar producía aproximadamente 18.500 millones de pies cúbicos (520 millones de metros cúbicos) por día del yacimiento, lo que representaba alrededor del 80% de los ingresos del gobierno qatarí, mientras que la producción diaria en el lado iraní se estimaba en solo unos 2.000 millones de pies cúbicos (57 millones de metros cúbicos) . ^{[ 7 ]} La ​​explotación ineficiente por parte de Irán del yacimiento de gas compartido se atribuye a menudo a las sanciones occidentales, el aislamiento y la mala gestión. ^{[ 8 ]} Esto también ha provocado que el gobierno iraní se retrase en los esfuerzos de presurización en su lado del yacimiento, lo que causa que más gas migre al lado qatarí del yacimiento. ^{[ 9 ]}    

El 18 de marzo de 2026, el campo fue atacado por la Fuerza Aérea Israelí . Funcionarios de Estados Unidos negaron la coordinación y aprobación del ataque israelí. ^{[ 10 ]} Los informes iniciales revelaron que los daños causados ​​a secciones del campo de gas South Pars representan casi el 12 por ciento de la producción total de gas de Irán. ^{[ 11 ]} El Ministerio de Petróleo de Irán dijo que varias instalaciones resultaron dañadas y que un incendio en el campo de gas estaba siendo controlado. No se reportaron víctimas de inmediato. ^{[ 12 ]} El ataque detuvo la producción en dos refinerías con una capacidad combinada de 100 millones de metros cúbicos por día. ^{[ 13 ]} Varias fases en el campo de gas fueron cerradas para evitar que el fuego se propagara. ^{[ 14 ]} Tras la noticia del ataque, los precios internacionales del petróleo aumentaron de $103 por barril a $108. ^{[ 15 ]} Los precios del gas en Europa aumentaron un 7 por ciento en medio de temores de acciones de represalia iraníes contra la infraestructura energética en los estados árabes del Golfo . ^{[ 16 ]} Irán interrumpió sus flujos de gas a Irak , que depende de Irán para entre un tercio y el 40 por ciento de sus necesidades de gas y energía. ^{[ 17 ]}

El campo se encuentra a 3000 metros (9800 pies) por debajo del lecho marino , a una profundidad de agua de 65 metros (213 pies) ^{[ 18 ]} , y consta de dos formaciones independientes productoras de gas: Kangan ( Triásico ) y Dalan Superior ( Pérmico ). Cada formación se divide en dos capas de yacimiento diferentes, separadas por barreras impermeables. El campo consta de cuatro capas de yacimiento independientes: K1, K2, K3 y K4 ^{[ 19 ] .}  

Las unidades K1 y K3 están compuestas principalmente de dolomitas y anhidritas , mientras que K2 y K4, que constituyen importantes yacimientos de gas, comprenden caliza y dolomita. Una anhidrita masiva (el miembro Nar) separa la K4 de la unidad K5 subyacente, que presenta bajas cualidades de yacimiento. ^{[ 20 ]} La zona productiva bruta en el campo South Pars tiene aproximadamente 450 m de espesor, extendiéndose desde profundidades de aproximadamente 2750 a 3200 m. Los estratos del yacimiento se inclinan suavemente hacia el NE. El espesor promedio de las unidades del yacimiento disminuye desde South Pars (unos 450 metros (1480 pies) ) hasta el campo Norte ( 385 metros (1263 pies) ). Al igual que en otras estructuras de yacimientos en áreas vecinas, el yacimiento en el Arco de Qatar está cortado por un conjunto de fallas con orientación NNW-SSE. ^{[ 20 ]} La diagénesis tiene un efecto importante en la calidad del yacimiento del campo. ^{[ 21 ]}  

El campo forma parte de la estructura geológica del Arco de Qatar, que tiene orientación norte y está delimitada por el cinturón de pliegues y cabalgamientos de Zagros al norte y noreste. ^{[ 22 ]}

En el yacimiento, la acumulación de gas se limita principalmente a las unidades estratigráficas del Pérmico-Triásico . Estas unidades, conocidas como las Formaciones Kangan-Dalan, constituyen yacimientos de gas natural muy extensos en el yacimiento y en la zona del Golfo Pérsico, compuestos por series de carbonatos y evaporitas, también conocidas como la Formación Khuff. ^{[ 22 ]}

El Pérmico-Triásico Temprano se ha dividido en las formaciones Faraghan (Pérmico Temprano), Dalan (Pérmico Tardío) y Kangan (Triásico Temprano). ^{[ 22 ]}

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE) en 2008, la estructura combinada es el yacimiento de gas más grande del mundo. ^{[ 1 ]}

Se estima que los volúmenes in situ son de alrededor de 1.800 billones de pies cúbicos (51 billones de metros cúbicos) de gas in situ y unos 50.000 millones de barriles (7.900 millones de metros cúbicos) de condensado de gas natural in situ. ^{[ 23 ]} Con volúmenes in situ equivalentes a 360.000 millones de barriles (57.000 millones de metros cúbicos) de petróleo ^{[ 24 ]} (310.000 millones de BOE de gas y 50.000 millones de BOE de condensado de gas natural), el campo es la mayor acumulación de hidrocarburos convencionales del mundo.      

La reserva de gas recuperable del yacimiento equivale a unos 215.000 millones de barriles (34.200 millones de metros cúbicos) de petróleo y también contiene unos 16.000 millones de barriles (2.500 millones de metros cúbicos) de condensado recuperable, que corresponden a unos 230.000 millones de barriles (37.000 millones de metros cúbicos) de hidrocarburos recuperables equivalentes al petróleo.   

El factor de recuperación de gas del yacimiento es de aproximadamente el 70%, lo que corresponde a aproximadamente 1.260 billones de pies cúbicos (36 billones de metros cúbicos) de reservas totales de gas recuperables, lo que representa aproximadamente el 19% de las reservas mundiales de gas recuperables. ^{[ 25 ]}  

Las estimaciones para la sección iraní son de 500 billones de pies cúbicos (14 billones de metros cúbicos) de gas natural in situ y alrededor de 360 ​​billones de pies cúbicos (10 billones de metros cúbicos) de gas recuperable, lo que representa el 36% de las reservas probadas totales de gas de Irán y el 5,6% de las reservas probadas de gas del mundo a partir de 2007. ^{[ 23 ]}    

Las estimaciones para la sección qatarí son de 900 billones de pies cúbicos (25 billones de metros cúbicos) de gas recuperable, lo que equivale a casi el 99% de las reservas probadas de gas totales de Qatar y al 14% de las reservas probadas de gas del mundo. ^{[ 26 ]}  

Nota: 1  km³ = 1.000.000.000 m³ ⁼ 1 billón de m³ ^{= 1} billón de litros

Sin embargo, dado que se trata de un yacimiento común y el reservorio es altamente homogéneo, las reservas recuperables finales de cada país pueden variar con respecto a esta evaluación técnica, que solo considera datos estáticos y no incluye la tasa de migración del gas. Por lo tanto, es más preciso afirmar que las reservas recuperables finales de cada país serían un factor de la producción acumulada de gas de cada uno de ellos.

La sección iraní también contiene 18 mil millones de barriles (2,9 mil millones de metros cúbicos) de condensado in situ, de los cuales se cree que unos 9 mil millones de barriles (1,4 mil millones de metros cúbicos) son recuperables, ^{[ 27 ]} mientras que se cree que la sección qatarí contiene unos 30 mil millones de barriles (4,8 × 10 ⁹ m ³ ) de condensado in situ y al menos unos 10 mil millones de barriles (1,6 mil millones de metros cúbicos) de condensado recuperable. ^{[ 28 ]}    

El yacimiento es rico en líquidos y produce aproximadamente 40 barriles (6,4 m³ ⁾ de condensado por cada millón de pies cúbicos (28 000 m³ ⁾ de gas. Además, presenta una productividad de pozos muy elevada, que en promedio alcanza los 100 millones de pies cúbicos (2 800 000 m³ ) por día por pozo, ^{[ 29 ]} mientras que la productividad promedio de los pozos de gas natural en Irán es de 1,5 millones de metros cúbicos por día por pozo ^{. [ 30 ]}     

Incertidumbres de reserva

En 2005, QatarEnergy se preocupó de que las reservas de North Dome se estuvieran explotando demasiado rápido, lo que podría reducir la presión del yacimiento y posiblemente perjudicar su potencial de producción a largo plazo. A principios de 2005, el gobierno impuso una moratoria a los proyectos de desarrollo adicionales en North Dome, a la espera de un estudio de los yacimientos del campo. ^{[ 31 ]} No se espera que esta evaluación finalice hasta después de 2009, lo que significa que es improbable que se firmen nuevos proyectos antes de 2010. Sin embargo, esto no afectó a los proyectos aprobados o en curso antes de la moratoria. ^{[ 32 ]}

La moratoria de Qatar de 2005 y su posterior extensión plantearon dudas sobre las reservas probadas reales en la parte qatarí del yacimiento. En 2006, se supo que ConocoPhillips había perforado pozos inesperadamente secos en el Campo Norte, lo que contribuyó, al menos parcialmente, a una revisión de la perspectiva sobre la estructura y el potencial de dicho campo. ^{[ 33 ]} Otra evidencia que respalda el escepticismo sobre la verdadera magnitud de las reservas qataríes provino de la ronda de exploración de 2008 en Qatar, cuyo objetivo era la exploración de gas en la formación pre-Khuff. Incluso uno de los bloques se encuentra ubicado justo debajo del Campo North Dome. ^{[ 34 ]}

El 29 de octubre de 2007, el director ejecutivo de Qatargas, Faisal Al Suwaidi, declaró que la moratoria de 5 años sobre nuevos proyectos de desarrollo de gas en el Campo Norte, impuesta en 2005, podría extenderse hasta 2011 o 2012. ^{[ 31 ]} Qatar levantó la moratoria de exploración en abril de 2017 con el anuncio de un nuevo proyecto de gas en la parte sur del campo. ^{[ 35 ]}

QatarEnergy emitió un prospecto de bonos ^{[ 36 ]} el 5 de julio de 2021. Esta emisión de bonos, gestionada, entre otros, por Deutsche Bank y JP Morgan, incluía cifras de reservas probadas y confirmadas para 2020 de 818,6 y 1756,1 Tcf respectivamente. QatarEnergy es la única entidad que utiliza la terminología de reservas confirmadas y no proporciona una definición para la misma.

El plan de negocios confidencial de QatarEnergy para 2024 incluye una previsión de producción que implica reservas probadas de unos 110 Tcf y recursos contingentes de 85 Tcf a fecha de 2023. En estas cifras no se incluye ninguna previsión relacionada con los proyectos de expansión.

El yacimiento de South Pars fue descubierto en 1990 por la Compañía Nacional Iraní de Petróleo (NIOC). ^{[ 22 ]} La Compañía de Petróleo y Gas de Pars, ^{[ 27 ]} una subsidiaria de NIOC, tiene jurisdicción sobre todos los proyectos relacionados con South Pars. El desarrollo del yacimiento se ha retrasado debido a varios problemas: técnicos (es decir, altos niveles de mercaptanos y compuestos de azufre malolientes ), contractuales y políticos.

La producción de gas comenzó en el yacimiento con la puesta en marcha de la fase 2 en diciembre de 2002, con una capacidad de producción de 1.000 millones de pies cúbicos diarios (28.000.000 de metros cúbicos diarios) de gas húmedo. El gas se transporta a tierra a través de un gasoducto y se procesa en Assaluyeh . 

A principios de 2026, antes del inicio de la guerra entre Estados Unidos e Irán , Irán producía aproximadamente 2 mil millones de pies cúbicos diarios del yacimiento, en comparación con los 18.5 mil millones producidos por Qatar, un país mucho más pequeño. ^{[ 7 ]} La explotación ineficiente del yacimiento de gas compartido por parte de Irán se atribuye a menudo a las sanciones occidentales, el aislamiento y la mala gestión. ^{[ 8 ]} Esto también ha provocado que el gobierno iraní se retrase en los esfuerzos de presurización en su lado del yacimiento, lo que causa que una mayor cantidad de gas migre hacia el lado qatarí. ^{[ 9 ]}

NIOC planeaba desarrollar el campo en 24 a 30 fases, capaces de producir entre 25 mil millones de pies cúbicos (710 000 000 metros cúbicos) y 30 mil millones de pies cúbicos (850 000 000 metros cúbicos) de gas natural por día. Cada fase estándar se definió para una producción diaria de 1 mil millones de pies cúbicos (28 000 000 metros cúbicos) ^de gas natural, 40 000 barriles (6400 m³ ) de condensado, 1500 toneladas de gas licuado de petróleo (GLP) y 200 toneladas de azufre ; sin embargo, algunas fases tienen planes de producción diferentes. ^{[ 37 ]} Se estima que cada fase tendrá un gasto de capital promedio de alrededor de US$1500 millones, y la mayoría estará liderada por empresas petroleras extranjeras que trabajan en asociación con empresas locales. ^{[ 38 ]}       

El desarrollo de una fase de South Pars por parte de la empresa noruega Statoil se ha vuelto tristemente célebre tras numerosos informes de mala conducta y sobornos a Horton Investments, una consultora iraní propiedad de Mehdi Hashemi Rafsanjani , hijo del expresidente iraní Hashemi Rafsanjani . Statoil se comprometió a invertir 300 millones de dólares estadounidenses en la construcción de tres plataformas de producción y un oleoducto. ^{[ 39 ]} El gobierno de Ahmadinejad, que llegó al poder en 2005, favoreció a las empresas locales sobre las extranjeras en el sector energético y otros sectores. ^{[ 38 ]}

A principios de 2008, las fases 1, 2, 3, 4 y 5 ya estaban en producción, y para finales de ese mismo año, se preveía que las fases 6, 7, 8, 9 y 10 estuvieran operativas. Las fases 12, 15, 16, 17, 18, 19, 27 y 28 se encontraban en diferentes etapas de desarrollo.

El 18 de marzo de 2026, durante la guerra de Irán de 2026 , fases del yacimiento de gas iraní de South Pars fueron alcanzadas por un ataque aéreo israelí . ^{[ 40 ]} Tras el ataque, varias fases de gas fueron cerradas. ^{[ 41 ]}

Fases de South Pars

En 2012, unas 400 empresas iraníes participaban en el desarrollo del yacimiento de gas de South Pars mediante el suministro de equipos a proyectos relacionados. ^{[ 46 ]}

• La Fase 1 fue desarrollada por Petropars para producir 1.000 millones de pies cúbicos (28.000.000 de metros cúbicos) de gas natural al día, 40.000 barriles al día (6.400 ^m³ / d) de condensado, 1.500 toneladas de GLP al día más 200 toneladas de azufre al día.    
• Las fases 2 y 3 fueron desarrolladas por un consorcio formado por Total SA , Petronas y Gazprom para producir 2.000 millones de pies cúbicos (57.000.000 metros cúbicos) de gas natural al día, 80.000 barriles al día (13.000 ^m³ / d) de condensado, 3.000 toneladas de GLP al día y 400 toneladas de azufre al día. Entró en funcionamiento en marzo de 2003.    
• Las fases 4 y 5 fueron desarrolladas por Eni y Petropars para producir 2.000 millones de pies cúbicos (57.000.000 de metros cúbicos) diarios de gas natural rico, 75 millones de pies cúbicos (2.100.000 metros cúbicos) diarios de etano, 80.000 barriles diarios (13.000 ^m³ / d) de condensado, 3.000 toneladas de GLP diarias más 400 toneladas de azufre diarias.     
• Las fases 6, 7 y 8, desarrolladas por Petropars y Statoil , producirán gas natural para su reinyección en el yacimiento petrolífero de Aghajari, y gas natural pesado y condensado para su exportación. Esto implica la construcción de tres plataformas marinas, además de las instalaciones terrestres. Statoil está desarrollando las plataformas marinas, mientras que Petropars desarrolla las instalaciones terrestres. Se tenderá una tubería de 790 mm (31 pulgadas) desde cada plataforma hasta la costa. Estas fases producirán 85.000.000 metros cúbicos (3.000.000 de pies cúbicos) de gas natural al día, 2.000.000 metros cúbicos (70 millones de pies cúbicos) de etano, 19.000 m³ /d (120.000 barriles/día ⁾ de condensado, 4.500 toneladas de GLP al día y 600 toneladas de azufre al día.      
• Las fases 9 y 10, desarrolladas por una empresa conjunta formada por GS de Corea del Sur, Oil Industries Engineering and Construction Company ( Grupo OIEC ) e Iranian Offshore Engineering and Construction Company (IOEC), comenzaron en septiembre de 2002. La participación de las empresas iraníes en este contrato supera el 60%. Estas fases producen 2.000 millones de pies cúbicos (57.000.000 metros cúbicos) de gas natural al día, 75 millones de pies cúbicos (2.100.000 metros cúbicos) de etano al día, 80.000 barriles (13.000 ^m³ / d) de condensado al día, 3.000 toneladas de GLP al día y 400 toneladas de azufre al día. Las fases 9 y 10 fueron inauguradas por el presidente Ahmadinejad en marzo de 2009. ^{[ 47 ]}     
• La fase 11 producirá GNL a través del proyecto Pars LNG . El proyecto fue adjudicado a China National Petroleum Corporation en 2010, después de que la francesa Total SA fuera excluida del proyecto por Irán. Finalmente, en diciembre de 2016, el memorando de entendimiento para el desarrollo de esta fase fue adjudicado a un consorcio formado por Total de Francia, CNPC de China y Petropars de Irán. Después de septiembre de 2021, los planes de desarrollo de este yacimiento de gas continuaron, encomendando la continuación de los trabajos a empresas iraníes, incluyendo National Oil Company, Petropars, Pars Oil and Gas y Marine Facilities. En junio de 2023, la plataforma de 3200 toneladas, la más pesada del yacimiento South Pars, fue trasladada e instalada en una operación sin precedentes por expertos iraníes, y comenzó la producción de gas de esta fase. ^{[ 48 ]}
• La fase 12 del desarrollo, a cargo de Petro Pars, se desarrollará como un proyecto de GNL. Esta fase producirá 2.500 millones de pies cúbicos (71.000.000 metros cúbicos) diarios de gas natural rico, 75 millones de pies cúbicos (2.100.000 metros cúbicos) de etano, 80.000 barriles diarios (13.000 ^m³ / d) de condensado de gas natural, 3.000 toneladas de GLP diarias y 400 toneladas de azufre diarias. La petrolera estatal venezolana Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) financiará el 10% del proyecto, valorado en 7.800 millones de dólares. El Grupo Sonangol de Angola también ha obtenido una participación del 20% en la fase 12 del proyecto. ^{[ 47 ]}     
• El desarrollo de las fases 13 y 14 se destinará a la producción de GNL persa . El desarrollo se adjudicó a una empresa iraní (Khatam-ol-Osea) por 5.000 millones de dólares  . ^{[ 49 ]} El consorcio iraní Khatam-ol-Osea está formado por varias grandes empresas iraníes, a saber, Khatam al-Anbiya Construction Headquarters , OIEC, SADRA , ISOICO , IDRO y NIDC . ^{[ 50 ]} El contrato para desarrollar la fase 13 se firmó con un consorcio integrado por las empresas iraníes Mapna , SADRA y Petro Pidar , y la fase 14 con otro consorcio formado por IDRO, NIDC, Machine Sazi Arak (MSA) y la Compañía Iraní de Ingeniería y Construcción Offshore (IOEC). ^{[ 51 ]}
• El desarrollo de las fases 15 y 16 fue adjudicado a Khatam al-Anbiya Construction Headquarters . ^{[ 52 ]} Estas fases producirán 2 mil millones de pies cúbicos (57 000 000 metros cúbicos) por día de gas natural, 75 millones de pies cúbicos (2 100 000 metros cúbicos) de etano, 80 000 barriles por día (13 000 ^m³ / d) de condensado de gas natural, 3000 toneladas de GLP por día más 400 toneladas de azufre por día. En julio de 2010, el proyecto fue transferido al Complejo Iran Shipbuilding & Offshore Industries . En ese momento, el proyecto de 2 mil millones de dólares ya estaba completado en un 50 %. ^{[ 53 ]} Las fases 15 y 16 se completarán en marzo de 2012. ^{[ 54 ]}     
• El desarrollo de las fases 17 y 18 fue asignado a un consorcio formado por OIEC, IOEC e IDRO. Estas fases producen 2.000 millones de pies cúbicos (57.000.000 metros cúbicos) de gas natural al día, 75 millones de pies cúbicos (2.100.000 metros cúbicos) de etano, 80.000 barriles diarios (13.000 ^m³ / d) de condensado de gas natural, 3.000 toneladas de GLP al día y 400 toneladas de azufre al día. Las fases 17 y 18 fueron inauguradas por el presidente Hassan Rouhani en abril de 2017.     
• El desarrollo de la Fase 19 fue adjudicado a Petropars. ^{[ 51 ]} Estas fases producirán 2 mil millones de pies cúbicos (57 000 000 metros cúbicos) por día de gas natural, 75 millones de pies cúbicos (2 100 000 metros cúbicos) de etano, 80 000 barriles por día (13 000 ^m³ / d) de condensado de gas natural, 3000 toneladas de GLP por día más 400 toneladas de azufre por día. Como se entiende, esta fase está definida dentro de la fase 1, por lo que puede considerarse una especie de expansión de la fase 1. ^{[ 55 ]}     
• El desarrollo de las fases 20 y 21 fue adjudicado a OIEC Group. ^{[ 56 ] [ 57 ]} 2 mil millones de pies cúbicos (57 000 000 metros cúbicos) por día de gas natural, 75 millones de pies cúbicos (2 100 000 metros cúbicos) de etano, 80 000 barriles por día (13 000 ^m³ / d) de condensado de gas natural, 3000 toneladas de GLP por día más 400 toneladas de azufre por día. Las fases 20 y 21 fueron inauguradas por el presidente Hassan Rouhani en abril de 2017.     
• Las fases 22, 23 y 24 fueron adjudicadas a Khatam al-Anbiya Construction Headquarters , Petro Sina Arian y SADRA , y se ubican en la frontera noreste del campo. ^{[ 51 ] [ 58 ]} El objetivo del desarrollo de las fases 22, 23 y 24 es producir 42,5 millones ^de metros cúbicos (1.500 millones de pies cúbicos) por día de gas natural, 57.000 barriles por día (9.100 m³ /d) de condensado de gas natural y 300 toneladas de azufre por día. Las tres fases también están diseñadas para producir 800.000 toneladas de GNL y 750.000 toneladas de etano por año. ^{[ 51 ]}      
• Las fases 25 y 26 están en proceso de licitación.
• El desarrollo de las fases 27 y 28 se asignó a Petropars en un esquema EPC . ^{[ 57 ]} Estas fases producirán 2 mil millones de pies cúbicos (57 000 000 metros cúbicos) por día de gas natural, 75 millones de pies cúbicos (2 100 000 metros cúbicos) de etano, 75 000 barriles por día (11 900 ^m³ / d) de condensado de gas natural, 3000 toneladas de GLP por día más 400 toneladas de azufre por día.     

El Domo Norte, también conocido como Campo Norte , fue descubierto en 1971, ^{[ 22 ]} con la finalización del pozo Domo Noroeste-1 de Shell.

Con la caída de la producción de petróleo y gas asociado, y el agotamiento de las reservas de Khuff, el desarrollo del campo Norte se volvió imperativo. En 1984 se decidió que el desarrollo se realizaría por fases. La Fase 1 consistió en la instalación de instalaciones de producción, procesamiento y transporte para 800 millones de pies cúbicos (23.000.000 metros cúbicos) de gas natural por día para abastecer a las empresas de servicios públicos locales y producir 5.000 toneladas por día de propano , butano , gasolina y nafta . En 1989 se agregaron una planta de endulzamiento de gas y una unidad de procesamiento de azufre. La Fase uno estuvo en funcionamiento a principios de 1991. El gas de la Fase uno del Campo Norte se ha utilizado principalmente para la demanda local y la inyección en el campo Dukhan. Se esperaba que la Fase dos implicara la venta de gas del Campo Norte a sus vecinos, posiblemente a través de una red de gas del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG). La Fase tres implicaba la exportación a Europa y Asia. Incluso antes de la Guerra del Golfo Pérsico , esta fase tuvo problemas. Para justificar la inversión, QatarEnergy necesitaba dos contratos de suministro a largo plazo a gran escala. A pesar de los esfuerzos del director general de QP, Jaber al-Marri, no se consiguieron contratos. Esto hizo que se centraran los esfuerzos en los mercados nacionales. En 1988, una consultora internacional presentó a QP un plan para desarrollar proyectos nacionales que utilizaran el gas catarí. Entre las sugerencias se incluían una fundición de aluminio, una planta de producción de ferroaleaciones, instalaciones para la producción de metanol y la ampliación de las operaciones petroquímicas y de fertilizantes.  

Qatar expandió rápidamente su producción y exportaciones desde el yacimiento North Dome. Estos son algunos de los hitos:

• 1989: Qatar comienza la producción de la fase uno (Alpha) del yacimiento North Field a un ritmo de 800 millones de pies cúbicos (23.000.000 de metros cúbicos) de gas natural por día. 
• 1997: Qatar comienza a exportar enviando 5.700 millones de pies cúbicos (160.000.000 de metros cúbicos) (0,16 millones de toneladas ) de GNL a España . 
• 2005: Qatar exporta un total de 987 mil millones de pies cúbicos (2,79 × 10¹⁰ metros cúbicos) ⁽ 27,9 millones de toneladas) de GNL. De esto, 316 mil millones de pies cúbicos (8,9 × 10⁹ metros cúbicos) ^fueron a Japón, 293 mil millones de pies cúbicos (8,3 × 10⁹ metros cúbicos) ^a Corea del Sur , 213 mil millones de pies cúbicos (6,0 × 10⁹ metros cúbicos) ^a India, 161 mil millones de pies cúbicos (4,6 × 10⁹ metros cúbicos) ^a España y 3 mil millones de pies cúbicos (85 000 000 metros cúbicos) a Estados Unidos .       
• 2006: Qatar supera a Indonesia como el mayor exportador mundial de GNL.
• 2007: En marzo, QatarEnergy consolidó su papel de liderazgo cuando Qatargas completó su quinto tren de producción de GNL, lo que le dio al país 1,5 billones de pies cúbicos (4,2 × 10¹⁰ metros cúbicos) ^de capacidad anual de licuefacción, la mayor del mundo. ^{[ 60 ]} 

Las fases posteriores del desarrollo del campo norte proporcionaron materia prima a las plantas de GNL en la Ciudad Industrial de Ras Laffan . Para 2025, el campo norte, a través de Ras Laffan, produjo 77 millones de toneladas de GNL, y se esperaba que aumentara a 126 millones de toneladas para 2027. ^{[ 61 ] [ 62 ]}

A principios de 2026, antes del inicio de la guerra entre Estados Unidos e Irán , Qatar producía aproximadamente 18.500 millones de pies cúbicos diarios del yacimiento, lo que representaba alrededor del 80 % de los ingresos del gobierno qatarí y suministraba cerca del 20 % del GNL mundial. ^{[ 7 ]} Durante la guerra, 10.000 empleados fueron evacuados y las actividades se paralizaron. El ataque iraní podría retrasar la expansión prevista un año. ^{[ 63 ]}

El 6 de abril de 2026, el Ministro de Defensa reveló que Israel había lanzado un ataque contra la planta petroquímica iraní en Assaluyeh. Debido a estos ataques, las empresas que suministran electricidad, agua y oxígeno a Assaluyeh fueron blanco de los ataques; sin embargo, la empresa petroquímica Pars resultó ilesa. ^{[ 67 ]}

• Proyecto de inyección de gas de Aghajari
• Proyecto de gas Dolphin
• Campo de gas de Ferdowsi
• Campo de gas de Golshan
• Campo de gas de Kish
• Descubrimientos recientes del NIOC
• GTL perla
• Los yacimientos de gas más grandes del mundo
• oleoducto Irán-Irak-Siria
• Gasoducto Qatar-Turquía
• Helio (se estima que una cuarta parte de las reservas de helio de la Tierra se encuentran en South Pars).

• Qatar: Análisis del país 2007 - Administración de Información Energética - (Documento Adobe Acrobat *.PDF)
• Irán: Análisis del país 2006 - Administración de Información Energética - (Documento Adobe Acrobat *.PDF)
• Extensión del Arco del Norte de Qatar - Provincia del Cinturón Plegado de Zagros - USGS - (Documento *.PDF de Adobe Acrobat)
• Perspectivas Energéticas Mundiales 2005 - Agencia Internacional de Energía - (Documento Adobe Acrobat *.PDF)
• Informe Anual 2005 - QatarEnergy - (Documento Adobe Acrobat *.PDF)

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