مروری بر عملکرد ۸ ساله وزارت نفت در میدان‌های مشترک نفت و گاز

دوره هشت‌ساله وزارت نفت دولت تدبیر و امید رو به پایان است؛ در این شرایط فارغ از چرایی نقد یا تحسین وزارت نفت از سوی مخالفان یا موافقان، مرور عملکرد صنعت نفت در حوزه میدان‌های مشترک نفت و گاز که با تلاش شبانه‌روزی کارکنان این صنعت در سخت‌ترین شرایط تحریم و در مقطعی نیز با وجود مشقت‌های ناشی از شیوع کرونا رقم خورده، در عین حال که حائز اهمیت است، می‌تواند بستر اطلاعاتی مستندی نیز برای هر نوع قضاوت منصفانه باشد. شانا این عملکرد را در دو بخش میدان‌های خشکی و دریایی به تفکیک و به‌طور اجمالی مرور کرده است:

«میدان‌های خشکی»

آزادگان

تکمیل و بهره‌برداری طرح توسعه آزادگان شمالی: زمستان سال ۹۴ تولید آزمایشی نفت در فاز نخست طرح توسعه میدان مشترک آزادگان شمالی آغاز شد و آبان ۹۵، طرح توسعه این میدان با ظرفیت تولید ۷۵ هزار بشکه در روز به بهره‌برداری رسید. تولید در این میدان در همه سال‌های پس از بهره‌برداری بدون مشکل و بی‌وقفه استمرار یافته است.

پیگیری توسعه آزادگان جنوبی با توان داخل: پیمانکار خارجی میدان آزادگان جنوبی در سال ۹۳ به‌دلیل تعلل‌های فراوان و بی‌اعتنایی به اولتیماتوم ۹۰ روزه شرکت ملی نفت ایران خلع‌ ید شد و پیگیری توسعه این میدان با اتکا به ظرفیت‌های داخلی در دستور کار قرار گرفت. با اتخاذ این تصمیم، توسعه آزادگان جنوبی از حالت رکود خارج شد و ظرفیت تولید این میدان در کمتر از چهار سال، بیش از سه برابر افزایش یافت.

ایجاد ظرفیت فرآورشی جدید در آزادگان جنوبی: واحد فرآورش پیش‌ساخته نفت هم‌زمان با تحریم‌ها با سرمایه‌گذاری بخش خصوصی (خارجی) به مدار آمد و تا نیمه سال ۹۸، هر دو ردیف (ترین) آن با ظرفیت کامل عملیاتی شد.

مروری بر عملکرد ۸ ساله وزارت نفت در میدان‌های مشترک نفت و گاز ایران

تعیین تکلیف فعالیت‌های باقیمانده آزادگان جنوبی: توسعه میدان آزادگان جنوبی و قرارداد احداث کارخانه فرآورش مرکزی (CTEP) این میدان، ۳۰ تیرماه سال ۹۹ بین شرکت مهندسی و توسعه نفت و شرکت پتروپارس امضا شد. این قرارداد با هدف افزایش ظرفیت تولید روزانه میدان به ۳۲۰ هزار بشکه نفت خام طی ۳۰ ماه و در سقف مبلغ قراردادی به ارزش ۹۶۱ میلیون دلار و ۱۱۸۳ میلیارد تومان امضا شد.  

برنامه‌ریزی برای افزایش ضریب بازیافت: قرارداد مطالعه فناورانه میدان مشترک آزادگان با انستیتو مهندسی نفت دانشگاه تهران در سال ۹۴ امضا شد. بر مبنای آخرین نتایج مطالعاتی، افزایش ۱۰ درصدی ضریب بازیافت این میدان امکان‌پذیر اعلام شده است. این قرارداد و قراردادهایی از این دست، زمینه‌ای مطلوب برای ایجاد پیوند صنعت و دانشگاه فراهم کردند.

امضای تفاهم‌نامه مطالعاتی با شرکت‌های اکتشاف و تولید ایرانی: با هدف بهره‌مندی بیشتر از ظرفیت شرکت‌های ایرانی، خردادماه ۱۴۰۰ شرکت ملی نفت ایران با امضای سه تفاهم‌نامه، مطالعه میدان آزادگان را به پنج شرکت اکتشاف و تولید ایرانی سپرد تا در صورتی که نتیجه این مطالعات از نظر فنی و مالی مورد تأیید این شرکت باشد، مذاکرات قراردادی برای توسعه میدان با این شرکت‌ها آغاز شود.

یاران

تکمیل و بهره‌برداری طرح توسعه یاران شمالی: طرح توسعه میدان یاران شمالی با ظرفیت تولید روزانه ۳۰ هزار بشکه نفت آبان‌ماه ۹۵ به بهره‌برداری رسید.

افزایش تولید با پمپ‌های درون‌چاهی: استفاده از پمپ‌های درون‌چاهی برای افزایش تولید در میدان مشترک یاران شمالی (برای نخستین بار در سطح میدان‌های غرب کارون) از سال ۹۷ در دستور کار قرار گرفت و تاکنون با نصب چند پمپ، ظرفیت تولید این میدان افزایش یافته است. نسل سوم پمپ میله‌ای مکشی (SRP) نیز برای نخستین بار در چاه شماره ۱۴ میدان یاران شمالی عملیاتی شده است.

مروری بر عملکرد ۸ ساله وزارت نفت در میدان‌های مشترک نفت و گاز ایران

توسعه یاران جنوبی: دولت یازدهم در حالی میدان یاران جنوبی را تحویل گرفت که هیچ کار توسعه‌ای در این میدان انجام نشده بود و طرح توسعه این میدان حدود چهار درصد پیشرفت داشت. شرکت ملی نفت ایران توسعه این میدان را از محل منابع داخلی دنبال کرد. تابستان ۹۳ دکل حفاری فوق سنگین ۶۰ فتح، دستگاه حفاری پیشرفته سنگین خشکی ۹۲ فتح و دکل حفاری سنگین خشکی ۵۴ فتح ناوگان شرکت ملی حفاری ایران به میدان مشترک یاران جنوبی منتقل شدند. اسفندماه ۹۳ شرکت ملی حفاری ایران اعلام کرد دکل حفاری ۳۷ فتح نیز به یاران جنوبی منتقل می‌شود. پاییز ۹۶ تولید از این میدان مشترک با راه‌اندازی ۶ حلقه چاه آغاز شد و در سال ۹۷، ظرفیت تولید نفت یاران جنوبی افزایش یافت. نیمه سال ۹۹ نیز ظرفیت تولید نفت میدان مشترک یاران جنوبی با نصب دستگاه تفکیک‌گر سیار (MOS) ساخت داخل به ۲۵ هزار بشکه در روز رسید. این نخستین بار بود که دستگاه تفکیک‌گر سیار ساخت داخل در غرب کارون نصب و راه‌اندازی می‌شد.

تعیین تکلیف فاز دوم توسعه یاران: ۲۱ تیرماه سال ۹۹، قرارداد طرح توسعه میدان نفتی یاران در قالب الگوی جدید قراردادهای نفتی، بین شرکت ملی نفت ایران و شرکت توسعه صنعت نفت و گاز پرشیا امضا شد. این قرارداد دستیابی به تولید تجمعی اضافی حدود ۳۹.۵ میلیون بشکه را در مدت ۱۰ سال هدف‌گذاری کرده و هزینه‌های سرمایه‌ای مستقیم آن معادل ۲۲۷ میلیون دلار و هزینه‌های بهره‌برداری از تأسیسات در طول مدت قرارداد (شامل تولید خط پایه و اضافی) معادل ۲۳۶ میلیون دلار برآورد شده است.  

یادآوران

تکمیل و بهره‌برداری: زمستان سال ۹۴ تولید آزمایشی نفت در فاز نخست طرح توسعه میدان مشترک یادآوران آغاز شد و آبان ۹۵، طرح توسعه این میدان با ظرفیت تولید ۸۵ هزار بشکه در روز به بهره‌برداری رسید. تولید در این میدان در تمامی سال‌های بعد از بهره‌برداری بدون مشکل و بی‌وقفه حتی بالاتر از ظرفیت اسمی استمرار یافته است. طرح توسعه فناورانه این میدان به انستیتو مهندسی نفت دانشگاه تهران سپرده شده و مطالعات ازدیاد برداشت روی این میدان در حال انجام است.  

آذر

توسعه و بهره‌برداری: مرحله نخست تولید زودهنگام میدان مشترک آذر با ظرفیت روزانه ۱۵ هزار بشکه در روزهای پایانی سال ۹۵ آغاز شد. شرکت مهندسی و توسعه نفت در بهار ۹۶ اعلام کرد ظرفیت تولید نفت در میدان مشترک آذر به ۳۰ هزار بشکه در روز افزایش یافته است. تیرماه ۹۹ واحد فرآورش مرکزی میدان آذر تکمیل و دی‌ماه ۹۹ آزمایش میدانی موفق هم‌زمان جریان نفت، گاز و آب برای نخستین بار با استفاده از دستگاه MPFM در این میدان عملیاتی شد. توسعه میدان مشترک آذر به‌عنوان یکی از پیچیده‌ترین میدان‌های نفتی کشور از سوی کنسرسیوم ایرانی تکمیل شد و این میدان که پیشرفت طرح توسعه آن در سال ۹۲ حدود ۶ درصد بود، با ظرفیت تولید روزانه ۶۵ هزار بشکه نفت، یازدهم اسفندماه سال ۹۹ به بهره‌برداری رسمی رسید.

چنگوله

در دست بررسی شورای اقتصاد: طرح پیشنهادی توسعه میدان چنگوله که مشترک بودن آن از طریق آذر اثبات شده است، از سوی اویک ارائه و در کمیته مشاوران مدیریت مخازن شرکت ملی نفت ایران بررسی شده است و هم‌اکنون در شورای اقتصاد در دست بررسی قرار دارد. طرح توسعه چنگوله شامل توسعه مخازن سروک بالا و سروک پایین و ارزیابی سایر سازندهای نفتی این میدان است.

مروری بر عملکرد ۸ ساله وزارت نفت در میدان‌های مشترک نفت و گاز ایران

آبان و پایدار غرب

تعیین تکلیف توسعه: دو چاه میدان مشترک آبان در سال ۹۴ عملیاتی شد و ظرفیت تولید این میدان افزایش یافت. در میدان پایدار غرب هم که برداشت روزانه نفت در سال ۹۱ حدود ۲۰ هزار بشکه بود، تا سال ۹۵ به ۳۰ هزار بشکه افزایش یافت. اسفندماه ۹۶ نیز قرارداد توسعه میدان‌های مشترک آبان و پایدار غرب در قالب مدل جدید قراردادهای نفتی بین شرکت ملی نفت ایران و کنسرسیومی متشکل از شرکت زاروبژنفت روسیه و شرکت ایرانی دانا انرژی امضا شد و فرآیند توسعه این دو میدان در حال پیگیری است.

مروری بر عملکرد ۸ ساله وزارت نفت در میدان‌های مشترک نفت و گاز ایران

سهراب

تعیین تکلیف توسعه: توسعه میدان نفتی سهراب نیز با امضای قراردادی در قالب آی‌پی‌سی با شرکت ایرانی انرژی دانا تعیین تکلیف شده است.

نفت‌شهر

تعیین تکلیف توسعه: شرکت ملی نفت ایران که در اوج برجام، طرح نگهداشت و افزایش توان تولید نفت را با هدف به‌کارگیری حداکثری ظرفیت‌های ایرانی تدوین کرده بود، در سال ۹۷، ۱۰ قرارداد این طرح را با شرکت‌های داخلی امضا کرد که یکی از این قراردادها به میدان مشترک نفت‌شهر مربوط می‌شود. مراحل اجرایی طرح توسعه نفت‌شهر از سال ۱۳۹۸ شروع شده و این طرح با حفر یک حلقه چاه جدید و تعمیر سه حلقه چاه موجود با اعتبار ۳۰ میلیون دلار در حال اجراست. بر اساس اعلام شرکت نفت مناطق مرکزی ایران، با توجه به ظرفیت فرآورش موجود در واحد بهره‌برداری/ نمکزدایی نفت‌شهر، به‌منظور استفاده بهینه از این تأسیسات و رونق منطقه، توسعه میدان‌های نفتی مجاور شامل سومار، سامان و دلاوران هم در دستور کار قرار گرفته و مصوبه‌های قانونی آن دریافت شده است.

دهلران

افزایش ظرفیت تولید و تعیین تکلیف توسعه: سیستم تصفیه و تزریق پساب واحد بهره‌برداری و نمک‌زدایی دهلران نیمه سال ۹۹ راه‌اندازی شد و با مجموع فعالیت‌های انجام‌شده در میدان دهلران، ظرفیت تولید این میدان به بالاترین حد خود در دو دهه اخیر رسید. توسعه این میدان در قالب قرارداد EPCF/EPDF در دستور کار قرار گرفته است تا ظرفیت تولید این میدان افزایش یابد. کلنگ ایستگاه تقویت فشار گاز دهلران نیز بر زمین خورده و در حال اجراست.

مروری بر عملکرد ۸ ساله وزارت نفت در میدان‌های مشترک نفت و گاز ایران

«میدان‌های دریایی»

پارس جنوبی

افتتاح  فاز ۱۲: فاز ۱۲ پارس جنوبی در آخرین روزهای سال ۹۳ به بهره‌برداری رسید.

افتتاح فازهای ۱۵ و ۱۶: فازهای ۱۵ و ۱۶ پارس جنوبی، دی ماه ۹۴ به بهره‌برداری رسید.

آغاز برداشت گاز از فازهای ۱۷، ۱۸ و ۱۹: خردادماه ۹۴ برداشت گاز از سکوی فاز ۱۸ پارس جنوبی آغاز شد؛ آبان‌ماه ۹۴ نیز با راه‌اندازی سکوی ۱۷A تولید گاز فاز ۱۷ با ظرفیت روزانه ۱۰ میلیون مترمکعب کلید خورد. اسفندماه همان سال هم برداشت گاز از فاز ۱۹ با ظرفیت روزانه ۵۰۰ میلیون فوت مکعب آغاز شد. تیرماه سال ۹۵، سکوی ۱۹C با ظرفیت برداشت روزانه ۵۰۰ میلیون فوت‌مکعب گاز عملیاتی شد و آبان‌ماه همان سال نیز سکوی ٥٠٠ میلیون فوت‌مکعبی ۱۸B پارس جنوبی با ثبت رکوردی جدید در عملیات هوک‌آپ و راه‌اندازی، به بهره‌برداری رسید. سکوی ۵۰۰ میلیون فوت‌مکعبی ۱۷B نیز اسفندماه ۹۵ با ثبت رکوردی جدید بهره‌برداری شد.

مروری بر عملکرد ۸ ساله وزارت نفت در میدان‌های مشترک نفت و گاز ایران

آغاز برداشت گاز از فازهای ۲۰ و ۲۱: در سال ۹۵، برداشت روزانه ۲۸ میلیون مترمکعب گاز از سکوی فاز ۲۱ پارس جنوبی آغاز شد. هم‌زمان با سالروز ملی شدن صنعت نفت نیز با باز کردن چاه‌های سکوی فاز ۲۰، انجام عملیات استارت‌آپ و ارسال گاز ترش غنی برداشت شده به پالایشگاه، تولید گاز از فاز ۲۰ پارس جنوبی کلید خورد.

افتتاح فازهای ۱۷، ۱۸، ۱۹، ۲۰ و ۲۱: فازهای ۱۷، ۱۸، ۱۹، ۲۰ و ۲۱ پارس جنوبی فروردین‌ماه سال ۹۶ به بهره‌برداری رسید و با اضافه شدن بالغ بر ۱۵۰ میلیون مترمکعب گاز به تولید روزانه گاز این میدان، رؤیای برابری با قطر در برداشت روزانه گاز از بزرگ‌ترین میدان مشترک گازی جهان تحقق یافت.

امضای قرارداد طرح توسعه فاز ۱۱: قرارداد طرح توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی تیرماه ۹۶ در قالب الگوی جدید قراردادهای نفتی، میان شرکت ملی نفت ایران و کنسرسیومی متشکل از توتال فرانسه، شرکت ملی نفت چین (سی‌ان‌پی‌سی) و پتروپارس امضا شد.

مروری بر عملکرد ۸ ساله وزارت نفت در میدان‌های مشترک نفت و گاز ایران

آغاز برداشت گاز از فاز ۱۴: اردیبهشت‌ماه سال ۹۷، سکوی ۱۴A بهره‌برداری و به این ترتیب، برداشت گاز ترش از نخستین سکوی طرح توسعه فاز ۱۴ پارس جنوبی آغاز شد. آبان‌ماه ۹۷ نیز هم‌زمان با اتمام عملیات راه‌اندازی سکوی اقماری ۱۴C در خلیج‌فارس، برداشت گاز ترش از موقعیت مخزنی دومین سکوی گازی فاز ۱۴ نیز کلید خورد.

افتتاح پالایشگاه فازهای ۱۳ و ۲۲ تا ۲۴: نخستین سکوی طرح توسعه فازهای ٢٢ تا ٢٤ پارس جنوبی با ظرفیت برداشت روزانه ۱۴.۲ میلیون مترمکعب گاز در دریا در سال ۹۷ راه‌اندازی و ۲۶ اسفندماه همین سال، پالایشگاه فازهای ۱۳ و ۲۲ تا ۲۴ پارس جنوبی به ارزش ۱۱ میلیارد دلار افتتاح شد. در سال ۹۸ نیز سکوهای ۱۳A و ۱۳C و ۲ سکوی باقیمانده فازهای ۲۲ تا ۲۴ پارس جنوبی نصب شدند.

پیشرفت بخش دریایی فاز ۱۴: در سال ۹۸ برداشت گاز از عرشه ۱۴B آغاز، آخرین سکوی دریایی فاز ۱۴ پارس جنوبی از یارد صدرا بارگیری و سومین سکوی این طرح بهره‌برداری شد. سکوی اقماری ۱۴D هم بهمن‌ماه همین سال روی جکت نصب و کمی بعد، عملیات نصب سازه‌های جانبی آن نیز اجرایی شد. ۲۹ اسفندماه در آخرین روز از سال ۹۸، آخرین سکوی طرح توسعه فاز ۱۴ پارس جنوبی به بهره‌برداری رسید.

آغاز عملیات توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی: یازدهم اردیبهشت ۹۹، عملیات طرح توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی با آغاز بارگیری جکت سرچاهی سکوی ۱۱B این فاز به‌طور رسمی آغاز شد و طلسم توسعه این فاز شکست. یکم خرداد ۹۹ هم عملیات نصب این جکت در موقعیت مخزنی بلوک B آغاز شد.

مروری بر عملکرد ۸ ساله وزارت نفت در میدان‌های مشترک نفت و گاز ایران

بهره‌برداری از مخازن متمرکز ذخیره‌سازی: آبان‌ماه ۹۹ مخازن متمرکز ذخیره‌سازی پارس جنوبی به بهره‌برداری رسمی رسیدند. آغاز برداشت گاز غنی از سومین سکوی فاز ۱۳، تکمیل ۲ مخزن ذخیره‌سازی میعانات گازی پالایشگاه فاز ۱۴ و تکمیل عملیات پیش‌راه‌اندازی واحد بخار این پالایشگاه، نصب دومین گوی شناور بارگیری و صادرات میعانات گازی پالایشگاه‌های سایت ۲، راه‌اندازی دو مخزن گاز مایع پالایشگاه فازهای ۲۲ تا ۲۴ پارس جنوبی و راه‌اندازی خط صادرات گاز مایع (ال‌پی‌جی) پالایشگاه فاز ۱۹ پارس جنوبی از دیگر رویدادهای مرتبط با میدان مشترک پارس جنوبی در سال ۹۹ بوده است.

لایه نفتی

آغاز تولید نفت: هم‌زمان با سالروز ملی شدن صنعت نفت در سال ۹۵ مرحله آزمایشی راه‌اندازی و تولید در لایه نفتی مشترک پارس جنوبی آغاز شد. پیش‌تر در بهمن‌ماه ۹۵ نخستین کشتی فرآورشی خاورمیانه در مسیر تولید و توسعه لایه نفتی پارس جنوبی وارد آب‌های سرزمینی ایران شده بود. فروردین‌ماه ۹۶ طرح توسعه لایه نفتی پارس جنوبی با ظرفیت تولید ۳۵ هزار بشکه نفت در روز افتتاح و قفل تولید این میدان مشترک نیز پس از سال‌ها گشوده شد.

مروری بر عملکرد ۸ ساله وزارت نفت در میدان‌های مشترک نفت و گاز ایران

سلمان

افزایش تزریق گاز و تولید نفت: میدان سلمان در سال ۹۴ شاهد افزایش تولید بود و تولید روزانه نفت این میدان که آن زمان میزبان فعالیت همزمان سه دکل حفاری بود، بیش از ۱۰ هزار بشکه افزایش یافت. افزایش دو برابری میزان تزریق گاز به چاه‌های این میدان در تقویت ضریب بازیافت و افزایش تولید نفت آن نقشی بسزا داشت.

نصب سکوی سرچاهی و احیای چاه‌ها: اواخر اسفندماه سال ۹۸، سکوی سرچاهی S۱ میدان سلمان که با بهره‌مندی از توان داخل ساخته شده است، نصب و ۶ ماه بعد، این سکو راه‌اندازی شد. عملیات اجرایی ساخت این سکو اواسط سال ۹۳ از سوی شرکت خصوصی ایرانی آغاز شده بود. پس از نصب و راه‌اندازی سکوی S۱ و عملیاتی شدن چاه‌های شماره ۶۱ و ۶۴ میدان مشترک سلمان، تکمیل و احیای دو حلقه چاه ۶۲ و ۶۳ و رفع موانع تولید نیز در دستور کار قرار گرفت و این دو چاه، دی‌ماه ۹۹ راه‌اندازی شدند و تولید نفت آنها در دبی پایدار با کمک فرازآوری مصنوعی با گاز تثبیت شد.

مروری بر عملکرد ۸ ساله وزارت نفت در میدان‌های مشترک نفت و گاز ایران

فروزان

پیشرفت ساخت سکوها: سال ۹۴ نقطه عطفی در اجرای پروژه ساخت سکوهای میدان مشترک نفتی فروزان از سوی شرکت تأسیسات دریایی بود، به‌نحوی که در این سال، ساخت این سکوها بالغ بر ۳۴ درصد پیشرفت کرد. در سال ۹۶، جکت سکوی F۱۸ میدان مشترک فروزان نصب شد و سامانه کنترل سکوی نفتی این میدان مشترک نیز بر مبنای یکی از پیشرفته‌ترین سامانه‌های موجود در صنایع نفت و گاز جهان، طراحی، برنامه‌نویسی، نصب و راه‌اندازی شد.

تعیین تکلیف توسعه: طرح نگهداشت و افزایش تولید نفت میدان فروزان از سوی شرکت نفت فلات قاره ایران به‌عنوان کارفرما و در قالب قرارداد EPC-EPD به کنسرسیومی متشکل از پتروپارس و مجتمع کشتی‌سازی و صنایع فراساحل ایران به رهبری پتروپارس واگذار شد.

نصب سکوی جدید مسکونی: سکوی مسکونی جدید میدان مشترک فروزان به وزن ۶۸۰ تن، آبان‌ماه ۹۹ در محل خود در آب‌های خلیج‌فارس نصب شد. سکوی مسکونی پیشین فروزان از ۱۲ سال پیش به‌دلیل فرسودگی به تعویض نیاز داشت و از این رو سکوی زیست جدیدی ساخته شد تا روی پایه‌های سکوی قبلی نصب شود. پروژه انتقال گاز فروزان به خارک نیز در سال ۹۹ به بهره‌برداری رسمی رسید.

مروری بر عملکرد ۸ ساله وزارت نفت در میدان‌های مشترک نفت و گاز ایران

بلال

تعیین تکلیف توسعه بلال گازی: سال ۹۸ قرارداد توسعه میدان مشترک گازی بلال با شرکت ایرانی پتروپارس امضا و تکلیف توسعه این میدان فراساحلی مشخص شد.

تلاش برای افزایش ضریب بازیافت بلال نفتی: خردادماه ۱۴۰۰ گام عملیاتی شرکت ملی نفت ایران در مسیر استفاده از نانوسیالات در اجرای روش‌های افزایش ضریب بازیافت (EOR)، با آغاز عملیات تزریق نانوسیال به مخزن سورمه میدان بلال برداشته شد؛ عملیاتی که با هدف ازدیاد برداشت نفت برای نخستین بار در کشور وارد مرحله پایلوت شده است. این عملیات در گام نخست با هدف تزریق ۱۸ هزار بشکه نانوسیال در چاه ۱۰ این میدان در دستور کار است و در صورت موفقیت طرح در مراحل پایلوت، ضریب بازیافت این میدان مشترک افزایش می‌یابد و استفاده از این طرح در دیگر چاه‌های فلات قاره قابل تعمیم خواهد بود.

فرزاد

تعیین تکلیف توسعه: قرارداد توسعه میدان گازی فرزاد «ب» اردیبهشت‌ماه ۱۴۰۰ میان شرکت ملی نفت ایران به‌عنوان کارفرما و گروه پتروپارس به‌عنوان پیمانکار امضا شد. هدف این قرارداد که به‌صورت بیع متقابل اجرا می‌شود دستیابی به تولید روزانه ۲۸ میلیون مترمکعب گاز ترش طی پنج سال است. بر اساس اعلام شرکت نفت و گاز پارس، مقدار گاز درجای این میدان حدود ۲۳ هزار میلیارد فوت‌مکعب برآورد شده است و مقدار میعانات گازی آن حدود ۵ هزار بشکه در ازای هر میلیارد فوت‌مکعب گاز برآورد می‌شود. توسعه فرزاد بیش از یک دهه در انتظار آمدن شرکت نفت و گاز هند (اوان‌جی‌سی) بود و سرانجام با تصمیم وزارت نفت و به‌منظور جلوگیری از هدررفت بیشتر زمان در توسعه این میدان مشترک، کار به پیمانکاران ایرانی واگذار شد.

رشادت

تعیین تکلیف توسعه: قرارداد طرح نگهداشت و افزایش تولید میدان رشادت شرکت نفت فلات قاره ایران در حوزه دریایی استان هرمزگان در خلیج فارس، دی‌ماه سال ۹۹ میان شرکت ملی نفت ایران و قرارگاه خاتم‌الانبیا(ص) امضا شد.

حوزه خزر

توافق با آذربایجان: ابتدای سال ۹۷ سند همکاری‌ بین ایران و آذربایجان امضا شد و دو طرف برای انجام فعالیت‌های مشترک در بلوک‌های اکتشافی خزر توافق‌هایی کردند. اجرای این توافق‌ها یا هر اقدام مشترکی در حوزه خزر به‌دلیل موقعیت جغرافیایی خاص و هزینه‌های کلان توسعه در آب‌های عمیق، بیش از دیگر حوزه‌های عملیاتی به بهبود مناسبات بین‌المللی کشور بستگی دارد. شرکت نفت خزر از این فرصت برای اورهال ناوگان دریایی خود استفاده کرده است.

مروری بر عملکرد ۸ ساله وزارت نفت در میدان‌های مشترک نفت و گاز ایران

کد خبر 317101

برچسب‌ها

نظر شما

شما در حال پاسخ به نظر «» هستید.
3 + 0 =