از پارس جنوبی تا آزادگان/ وضعیت توسعه میادین نفت و گاز در دولت پزشکیان به کجا رسید؟

ایران با در اختیار داشتن حدود ۱۵۸ میلیارد بشکه ذخایر اثبات‌شده نفت خام رتبه سوم یا چهارم جهان و بیش از ۳۲ تریلیون مترمکعب ذخایر گاز طبیعی رتبه دوم جهان پس از روسیه را دارد و یکی از کانون‌های اصلی انرژی دنیاست. این ثروت هیدروکربوری بیشتر در حوضه رسوبی زاگرس خشکی‌های جنوب و جنوب‌غرب و حوضه خلیج فارس متمرکز است.

قلب تپنده تولید گاز کشور، میدان عظیم پارس جنوبی (مشترک با قطر) است که بیش از ۷۰ درصد گاز مصرفی ایران را تامین می‌کند. توسعه فاز‌های مختلف آن تا فاز ۱۱ به سرانجام رسیده و هم اکنون طرح‌های مختلف فشارافزایی با شدت و قوت ادامه دارد.

در ادامه حتما بخوانید:

بازار نفت در دو راهی؛ کاهش تقاضا یا اختلال عرضه؟/ پیش‌بینی جی‌پی مورگان از قیمت برنت

فروش نفت تحریم‌شده به غول صنعتی چین / هنگ‌لی ۱۰۰ میلیارد دلاری؛ مشتری بزرگ نفت ایران؛ تحریم‌ها شکست خوردند؟

۴۰ میلیون بشکه نفت ایران روی آب/ گنج ایران در نزدیکی مالزی!

علاوه بر پارس جنوبی، میادین مستقلی، چون کنگان، نار، تابناک، آغار و دالان و همچنین میادین جدیدتر مانند کیش و فرزاد (A و B) نیز اکنون زنجیره تامین گاز کشور را تکمیل می‌کنند، اگرچه در بخش خشکی نیز هر ساله خبر‌های خوشی از کشف میادین جدید گازی به گوش می‌رسد.

عمده تولید نفت خام ایران از مخازن آهکی شکاف‌دار زاگرس در جنوب‌غرب کشور به‌ویژه استان خوزستان حاصل می‌شود؛ در قالب میادین بزرگ و پیر مانند میادین اهواز-آسماری به عنوان بزرگ‌ترین میدان نفتی ایران، مارون، گچساران، آغاجاری و رگ‌سفید که با وجود دهه‌ها برداشت، همچنان بار اصلی تولید را به دوش می‌کشند، اما نیازمند روش‌های ازدیاد برداشت (EOR/IOR) و تزریق مداوم گاز یا آب هستند.

در غرب کارون نیز در دهه‌های اخیر، تمرکز توسعه بر میادین حوزه غرب کارون از جمله میدان نفتی آزادگان در ۲ بخش جنوبی و شمالی که بزرگترین میدان نفتی مشترک جهان محسوب می‌شود و میادین یادآوران، یاران و دارخوین قرار گرفته است که بخش عمده پتانسیل افزایش تولید نفت سنگین و نیمه‌سنگین کشور را در خود جای داده‌اند.

در خلیج فارس، میادین مهمی نظیر سروش و نوروز، دورود، ابوذر، بهرگانسر و سیوند-اسفند فعال هستند. چالش‌برانگیزترین بخش، میادین مشترک مرزی است؛ از جمله میدان گازی آرش (الدره) در مرز مشترک با کویت و عربستان، میدان نفتی هنگام با عمان و میادین فروزان و اسفندیار با عربستان، که بهره‌برداری و تحدید حدود حقوقی آنها همواره نیازمند دیپلماسی فعال انرژی و جذب فناوری‌های نوین حفاری است.

در این میان شرکت پتروپارس به‌عنوان بازوی مهندسی و اجرایی (پیمانکار عمومی/E&P) پروژه‌های مگامقیاس بالادستی، نقشی حیاتی و تاریخ‌ساز در طراحی، تامین مالی و توسعه فاز‌های کلیدی میدان مشترک پارس جنوبی (از جمله فاز‌های ۱، ۴ و ۵، ۶ تا ۸، ۱۲ به‌عنوان بزرگ‌ترین فاز، و سرانجام فاز مرزی ۱۱) ایفا کرده است.

پتروپارس در دوران خروج شرکت‌های بین‌المللی مانند توتال و انی، توانست با هدایت کنسرسیوم‌های داخلی و مدیریت مگاپروژه‌های دریایی و خشکی، زنجیره تولید گاز و میعانات گازی کشور را سرپا نگه دارد و در حال حاضر نیز مسئولیت توسعه بخش‌هایی از میدان گازی فرزاد B، فاز‌های تکمیلی میدان نفتی آزادگان جنوبی و مشارکت در پروژه‌های استراتژیک فشارافزایی پارس جنوبی را بر عهده دارد.

شتاب توسعه در میادین مشترک؛ تولید گاز فاز ۱۱ دو برابر شد

گروه پتروپارس در ۲۴ ماهه فعالیت دولت چهاردهم با تمرکز بر توسعه میادین مشترک هیدروکربوری، توانست تولید گاز فاز ۱۱ پارس جنوبی را به بیش از ۲ برابر افزایش دهد، بزرگ‌ترین واحد فرآورش نفت کشور (CTEP) را با ظرفیت ۳۲۰ هزار بشکه در روز به مدار کامل بیاورد و پروژه راهبردی فشارافزایی پارس جنوبی را وارد مرحله اجرایی کند.

بررسی کارنامه ۲ ساله گروه پتروپارس نشان می‌دهد این شرکت با پیگیری هم‌زمان ۲ راهبرد توسعه ضربتی میادین مرزی و اجرای طرح‌های صیانتی برای حفظ تولید آینده، کارنامه ملموسی از افزایش ظرفیت نفت و گاز کشور به ثبت رسانده است.

در مرزی‌ترین نقطه میدان مشترک پارس جنوبی، تولید گاز فاز ۱۱ از حدود ۱۲ میلیون مترمکعب در روز در ابتدای دولت چهاردهم، با حفاری و تکمیل چاه‌ها در خرداد ۱۴۰۵ به بیش از ۲۶ میلیون مترمکعب در روز رسید و شمار چاه‌های حفاری‌شده این فاز از ۴ به ۱۱ حلقه افزایش یافت.

با اتصال یازدهمین چاه چهار هزار و ۳۰۰ متری به خط لوله سراسری، تولید سکوی ۱۱ B از مرز ۹۱۵ میلیون فوت‌مکعب استاندارد در روز گذشت.

هم‌زمان، جکت موقعیت ۱۱ A با ۷۰۰ متر شمع‌کوبی در بستر دریا مستقر و تثبیت شد و پیشرفت ساخت عرشه آن نیز به مرز ۵۰ درصد رسید.

در بخش نفت و در میدان مشترک آزادگان جنوبی، طی ۱۷ ماه با اجرای پنج هزار و ۸۰۶ متر حفاری جدید و تعمیری و اسیدکاری در ۲۲ حلقه چاه، بیش از ۶۳ هزار بشکه به ظرفیت روزانه نفت افزوده شد.

با ورود ۳۸ دستگاه پمپ درون‌چاهی ساخت داخل پس از ۲ سال وقفه، شمار چاه‌های راه‌اندازی‌شده در بسته مرکزی این میدان به ۴۹ حلقه و ظرفیت تولید آن به بیش از ۸۴ هزار و ۲۰۰ بشکه در روز افزایش یافت.

همچنین با راه‌اندازی کامل هر ۴ ردیف مرکز فرآورش نفت خام آزادگان جنوبی (CTEP)، ظرفیت اسمی بزرگ‌ترین واحد فرآورش تاریخ صنعت نفت کشور به ۳۲۰ هزار بشکه در روز رسید؛ تأسیساتی که تاکنون بیش از ۲۸ میلیون بشکه نفت در آن فرآورش شده و زیرساخت اصلی توسعه غرب کارون را تشکیل می‌دهد.

از سوی دیگر، با هدف مقابله با افت طبیعی مخزن و حفظ تولید گاز کشور، مگاپروژه ملی فشارافزایی پارس جنوبی وارد فاز اجرایی شد. در این راستا، مطالعات مهندسی پایه هاب ۱ تکمیل، مقدمات نصب ۹ دستگاه کمپرسور در خشکی فاز ۱۲ آغاز و قرارداد ساخت جکت ۲۵۰۰ تنی سکوی دریایی RP-۱ ابلاغ شد.

در میادین بلال و فرزاد ب نیز رکورد‌های اجرایی به ثبت رسید؛ در بلال، پس از نصب جکت یک هزار و ۷۶۰ تنی و تکمیل نخستین چاه، پیشرفت ساخت عرشه ۵۰۰ میلیون فوت‌مکعبی از چهار درصد به بیش از ۷۵ درصد رسید. در میدان مشترک فرزاد ب نیز جکت ۶۰ متری به وزن ۱۴۸۵ تن به همراه سکوی موقت حفاری تکمیل و آماده عملیات نصب دریایی شد.

پتروپارس در این دوره با ۲ برابر کردن ظرفیت دکل‌های دریایی فعال خود (افزایش از ۲ به ۴ دکل)، فاز میدانی پیگرانی هوشمند خطوط لوله با ابزار‌های پیشرفته MFL و TFI را کلید زد و هم‌زمان با یکپارچه‌سازی و کدینگ ۲۶ هزار قلم کالا در انبارها، سامان‌دهی جامع زنجیره تأمین و قرارداد‌ها را به سرانجام رساند.