به گزارش خبرنگار اقتصادی باشگاه خبرنگاران رضا بیاضی با بیان این مطلب گفت: هم اکنون سکوهای A٢٠ و A٢١ در میدان ابوذر، سکو F١٨ در میدان فروزان و سکوی T٢٢در میدان نفتی دورود در راستای طرح های توسعه ای در منطقه عملیاتی خارگ در حال ساخت است.
بیاضی تصریح کرد: بر اساس برنامه ریزی انجام شده تاکنون ساخت جکت سکوهای A٢٠ و A٢١ در میدان ابوذر و سکوی T٢٢ در میدان نفتی دورود نیز از پیشرفت فیزیکی مناسبی برخوردار بوده است.

مدیر مهندسی و ساختمان شرکت نفت فلات قاره ایران با اشاره به این که پیشرفت ساخت سکوی F١٨ میدان نفتی فروزان نسبت به دیگر سکوهای یاد شده جلوتر است، گفت: هم اکنون ساخت جکت این سکو نیز در مراحل نهایی است و در صورت تقویت منابع مالی در این پروژه امکان نصب آن تا پایان امسال وجود دارد.

بر اساس آخرین گزارش ارائه شده از سوی شرکت تاسیسات دریایی به عنوان پیمانکار سازنده جکت و عرشه های میدان فروزان در شهریور امسال، دو جکت تولیدی و مسکونی میدان فروزان از سوی شرکت تاسیسات دریایی ساخته و در محل نصب شده است. ساخت دو عرشه ٦٥٠٠ و ٢٧٠٠ تنی و دیگر متعلقات میدان نفتی فروزان نیز برای شتاب بخشی در اجرای پروژه به یک شرکت همکاری خارجی واگذار شد. بر اساس برنامه اولیه قرار بود ساخت سکوی تولیدی این میدان در مهر ماه سال ٩٣ و سکوی اقماری در دی ماه سال جاری انجام شود ولی با توجه به مشکلات انتقال ارز و تزریق پول به شریک خارجی، پیشرفت پروژه با کندی مواجه شد.

هم اکنون آخرین وضعیت برداشت از میدان مشترک نفتی فروزان از ٣٦ حلقه چاه با استفاده از دو سکوی بهره برداری و ١٢ سکوی سرچاهی روزانه حدود ٢٠ هزار تا ٤٠ هزار بشکه نفت است که با اجرای طرح توسعه، تولید نفت در میدان مشترک فروزان بدون حفر چاه جدید و تنها با تزریق گاز (Lifting Gas)  حدود ١٠ هزار بشکه افزایش می یابد.

**میدان نفتی فروزان
 
گفتنی است میدان مشترک نفتی فروزان میدان نفتی فروزان یکی از میادین مشترک ایران در منطقه خلیج‌فارس است که در ناحیه خارک با کشور عربستان مشترک است.

اجرای طرح توسعه میدان فروزان که عرب‌ها آن را «مرجان» نامیده‌اند، افزایش تولید نفت خام به‌میزان ۶۵ هزار بشکه در روز، ساخت تاسیسات جدید برای ارسال گازهای همراه نفت به جزیره خارک به منظور جلوگیری از سوزاندن آن، بررسی ظرفیت افزایش بیشتر تولید فروزان و شناسایی لایه‌های جدید تولیدی آن اعلام شده‌است.

هم‌اکنون دو کشور ایران و عربستان به صورت جداگانه از این میدان برداشت می‌کنند. شرکت نفتی سعودی آرامکو عربستان با همکاری شرکت مک درموت آمریکا مدتی است توسعه این میدان را دست اجرا دارد.

در اردیبهشت ۱۳۸۱ قرارداد اجرای طرح توسعه میدان فروزان در قالب طرح توسعه میدان فروزان و اسفندیار بین شرکت ملی نفت ایران و شرکت مهندسی و توسعه نفت (متن) امضا شد که مدت اجرای پروژه پنج سال و زمان خاتمه ۲۴ اردیبهشت ۱۳۸۶ تعیین شده بود.

برداشت از میدان فروزان بدون در نظر گرفتن طرح افزایش تولید معادل ۱۰۰ میلیون بشکه طی ۲۵ سال تولید بود (یعنی معادل روزانه ۱۰٫۹ هزار بشکه) که پیش‌بینی شده بود با اجرای طرح افزایش تولید، مقدار تولید اضافی حدود ۲۴۳ میلیون بشکه بوده و تولید میدان درمجموع بیش‌از۳۴۳ میلیون بشکه افزایش یابد.

همچنین مقرر شده بود که گاز تولیدی از این میدان (معادل ۲۵۰ میلیون فوت مکعب در روز) از طریق یک خط لوله زیر دریایی به جزیره خارک انتقال پیدا کند. تولید از میدان فروزان از اوایل دهه ۷۰ میلادی شروع شده که تا پایان سال ۲۰۰۲ حدود ۵۵۰ میلیون بشکه نفت از آن تولید شده‌است.

حداکثر نرخ تولید روزانه میدان فروزان ۱۸۰ هزار بشکه نفت مربوط به اواخر سال ۱۹۷۸ بوده‌است.
زمان تهیه طرح توسعه جامع میدان، دبی تولید حدود ۴۰ هزار بشکه نفت در روز بود که پیش‌بینی می‌شد در صورت عدم اجرای طرح، تا سال ۲۰۰۵ میزان آن به ۲۰هزار بشکه در روز کاهش یابد.
 
عملیات اصلی مندرج در قرارداد طرح توسعه میدان فروزان شامل انجام عملیات لرزه‌نگاری سه‌بعدی و حفاری دو حلقه چاه توصیفی، حفاری ۲۳ حلقه چاه افقی شامل ۱۶ حلقه چاه جدید و ۷ حلقه چاه موجود (حفاری مجدد)، طراحی و نصب سکو بهره‌برداری جدید با تسهیلات فرآیندی ۸۰ هزار بشکه در روز مایعات تولیدی در نزدیکی سکوی بهره‌برداری موجود، ساخت سکو بهره‌برداری جدید با تسهیلات تولیدی ۱۲۵ هزار بشکه در روز مایعات تولیدی صادرات گاز به ظرفیت ۱۵۰ میلیون فوت مکعب در روز به جزیره خارک، ساخت تسهیلات وارتقای سکوی اقامتی موجود مشخص شده بود.

پس از امضای این قرارداد، شرکت پتروایران نیز به عنوان پیمانکار عمومی پروژه انتخاب شد که به‌منظور اجرای طرح توسعه با کنسرسیوم شرکت‌های SLP انگلیس و تاسیسات دریایی ایران، قرارداد امضا کرد. در این زمینه شرکت نفت فلات قاره نیز بهره‌بردار پروژه بود.

براساس گفته‌های مدیران شرکت ملی نفت ایران، که شاهد در اجرای پروژه بودند، تعدد تصمیم‌گیران پروژه و اصرار شرکت بهره‌بردار مبنی بر توانایی تولید بیشتر گاز و موارد مشابه، منجر به تغییر شرح کار پروژه شد که درعمل نیاز به تغییرات جدیدی در طراحی‌ها و نوع تاسیسات به‌کار رفته داشت.

این تغییرات افزایش چشمگیر قیمت پروژه را به همراه آورد و در پی افزایش قیمت پروژه باید رقم جدید در شورای اقتصاد تصویب می‌شد که درنهایت به‌دلیل طولانی‌شدن این مراحل، موجب توقف اجرای طرح شد.

این درحالیست که به گفته کارشناسان اگر پروژه با همان ظرفیت و شرح کار اولیه پیش رفته بود، هم‌اکنون نه‌تنها به توان تولید نفت و گاز همراه پیش‌بینی شده رسیده بودیم، بلکه می‌توانستیم از میدان مشترک که میزان نفت قابل استحصال آن به‌دلیل افت طبیعی تولید، که به‌طور سالانه کاهش پیدا می‌کند، بهره بیشتری ببریم.

درنهایت به پیشنهاد شرکت مهندسی و توسعه نفت، قرارداد اجرای طرح توسعه میدان فروزان فسخ شد و اجرای آن به شرکت نفت فلات قاره ایران که بهره‌بردار نیز هست، سپرده شد.
 
آخرین وضعیت توسعه این میدان نیز گویای این است که پس از خروج شرکت انگلیسی از پروژه، شرکت ملی نفت ایران با شرکت سایپم تریون (Triune Saipem) برای توسعه میدان مشترک نفتی فروزان به توافق رسیده‌است. هم‌اکنون تولید از میدان حدود ۴۵ هزار بشکه برآورد شده‌ است.

در حالی درصورت اجرای پروژه اولیه، از اردیبهشت ۱۳۸۶ تولید روزانه ۶۵ هزار بشکه نفت از این میدان مشترک عملیاتی می‌شد که پس از گذشت بیش از شش سال از امضای قرارداد توسعه هنوز مدیران و کارکنان نفتی این میدان با دو مشکل اصلی ایمنی سکو و آلودگی‌های زیست محیطی آن دست‌وپنجه نرم می‌کنند.

کارکنان و کارشناسان در سکو فروزان با تاکید بر این‌که فرسودگی سکوهای موجود به صورتی است که گاهی حضور روی آن‌ها با ترس همراه است، به آلودگی محیط زیست اشاره و به ایسنا توضیح داده‌اند.

«زمانی که نفت از مخزن تولید می‌شود، با آب‌نمک همراه است که آب آن جدا شده و به دریا بازمی‌گردد. در این راستا در سکوهای موجود همیشه مقداری نفت جدانشده به‌همراه آب به دریا برمی‌گردد که علاوه بر هدر روی مقداری نفت، آلودگی محیط زیست را به همراه دارد. به ‌منظور رفع این مشکل لازم است تجهیزاتی برای جداسازی بهتر آب و نفت نصب شود.»

به‌تازگی نیز برخی اعلام کرده‌اند که بازده مخزن میدان نفتی فروزان کم شده و به‌دلیل این‌که شیب میدان به سمت عربستان است، افزایش تولید از میدان فروزان ممکن نیست و این موضوع نیاز به مطالعات دقیق‌تری دارد.

به‌این ترتیب ملاحظه می‌شود، چگونه با بدعت‌هایی تازه نظیر تغییر شرح کار در اواسط اجرای پروژه، طرح توسعه این میدان مشترک در سال‌های اولیه اجرا متوقف شد و همچنان مسائل ایمنی و زیست‌محیطی آن حل ‌نشده، باقی‌ مانده‌است.

این درحالیست که علاوه بر نیاز به توجه جدی به مشترک بودن میدان و فعالیت جدی عربستان در برداشتِ نفت، باید مدنظر داشته باشیم که میدان‌های نفتی به‌صورت طبیعی هر ساله با اُفت فشار مخزن مواجه شده و ظرفیت نفت استحصالی آن‌ها کاهش پیدا می‌کند. به این ترتیب استفاده بهینه از آن‌ها نیازمند توسعه و تولید هر چه سریع‌تر از آن‌هاست.

برای تداوم تولید و افزایش بهره وری از این میدان، کل تاسیسات این سکوی نفتی در حال تعمیر یا تعویض است و در طرح توسعه این میدان علاوه بر تولید نفت ٢٥٠ میلیون فوت گاز تولید خواهد شد که به عنوان خوراک برای ان جی ال خارک ارسال می شود.

** میدان نفتی ابوذر

مجتمع نفتی ابوذر واقع در ۷۵ کیلومتری غرب جزیره خارک ، شامل سه سکوی اصلی بهره برداری AA، AB و AC هر یک به ظرفیت تولید روزانه ۸۰ هزار بشکه نفت است و در مجموع روزانه ۱۹۵ تا ۲۲۰ هزار بشکه نفت از این میدان تولید می‌شود.

در میدان ابوذر تا کنون ۱۰۷ حلقه چاه نفت حفاری شده‌است که از این تعداد، ۶۷ حلقه چاه درحال بهره برداری است و ۴۰ حلقه چاه دیگر نیز به دلیل قدیمی بودن و مسائل فنی تولیدی نیستند. هم اکنون بیش از ۱۰۰ نفر روی سکوهای میدان نفتی ابوذر در خلیج فارس کار می‌کنند و بیشترین تولید نفت کشور در خلیج فارس از این میدان صورت می‌گیرد. بر اساس برآوردها، حدود ۴ میلیارد بشکه نفت خام درجا در مخزن این میدان وجود دارد که ۲۰ درصد آن قابل برداشت است.

در مجموع ۹ سکوی اقماری از نوع چاهی در منطقه ابوذر وجود دارد که با سه سکوی بهره برداری به ۱۲ سکو می‌رسد.

ظرفیت کنونی تولید از میدان نفتی ابوذر، ۲۴۰ هزار بشکه در روز است.

بر پایه این گزارش، توسعه ظرفیت تولید میدان ابوذر همزمان با حفاری های جدید و بازسازی چاه های قدیمی سبب افزایش ظرفیت تولید این میدان به ٢٢٥ هزار بشکه در روز خواهد شد.
مجتمع نفتی ابوذر در ۷۵ کیلومتری غرب جزیره خارک، شامل سه سکوی اصلی بهره برداری AA، AB و AC است که از این میدان بیشترین میزان نفت کشور در خلیج فارس تولید می شود.

** میدان نفتی دورود

میدان نفتی دورود در جزیره خارک و در شمال غربی خلیج فارس واقع شده‌است.
این میدان نفتی در منطقه‌ای با گسترش تقریبی ۵ کیلومتر مربع، در ۲۵ کیلومتر مربع ، در حوزه جزیره خارک و شمال غربی خلیج فارس واقع شده و یکی از بزرگ ترین میدان‌های نفتی ایران به شمار می‌رود.
 
از ۴۰ سال گذشته تاکنون دو مرحله توسعه‌ای در میدان نفتی دورود انجام شده و هم اکنون نیز مرحله سوم توسعه میدان دورود نزدیک به پایان است.

ظرفیت مخزن دورود حدود ۶/۷ میلیارد بشکه تخمین زده می‌شود که به علت بهره‌برداری ۳۳ ساله (از سال ۱۳۴۳ الی ۱۳۷۶) و عدم تزریق به موقع آب و گاز با حفظ روند تولید در گذشته ۵/۱ میلیارد بشکه آن قابل استحصال بود، اما با آغاز فعالیت‌های توسعه‌ای در این میدان از سال ۱۳۷۹ این میزان قرار است به ۵/۲ میلیارد بشکه افزایش یابد.

بر اساس آخرین گزارش‌ها، هم‌اکنون به طور متوسط روزانه ۱۵ هزار و ۴۳۱ بشکه نفت از چاه‌های دریایی و ۳۶ هزار و ۵۰۰ بشکه از چاه‌های خشکی میدان نفتی درود (۳)، تولید می‌شود.
سال ۱۳۷۶ تعداد ۴۲ حلقه چاه دراین حوزه نفتی حفر شد که ۱۸ حلقه در دریا تحت عنوان میدان درود (۱) و ۲۴ حلقه در جزیره خارک تحت عنوان میدان درود (۲)، حفاری و مورد بهره برداری قرار گرفت.

تاسیسات فرآورش نفت خام در جزیره خارک نیز با عنوان‌های تاسیسات درود(۱) و درود(۲)، به ترتیب با ظرفیت‌های ۱۰۰ هزار بشکه و ۱۱۰ هزار بشکه در روز طراحی و اجرا شده‌است.
ازسال ۱۳۴۳ یعنی ظرف مدت ۴۰سال، برابر آمارهای موجود، در حدود یک میلیارد و۶۰۰ میلیون بشکه نفت خام از این حوزه استحصال شده‌است. در طول جنگ ایران و عراق، تولید از این میدان متوقف شد.

تولید نفت از این میدان از پاییز سال ۱۳۴۳ آغاز و از زمان شروع اکتشاف تا سال ۱۳۷۶ تعداد ۴۲ حلقه چاه در این حوزه نفتی حفر شد که ۱۸ حلقه در دریا تحت عنوان میدان درود(۱) و ۲۴ حلقه در جزیره خارک تحت عنوان میدان درود(۲)، حفاری و مورد بهره‌برداری قرار گرفت.

همچنین تاسیسات فرآوری نفت خام در جزیره خارک نیز متناسب با عنوان‌های تاسیسات درود(۱) و درود(۲) به ترتیب با ظرفیت‌های ۱۰۰ هزار بشکه و ۱۱۰ هزار بشکه در روز طراحی و اجرا شد.
شروع نخستین افزایش تولید نفت در میدان دورود در تاریخ ۱۰ آوریل ۲۰۰۲ برابر با ۲۱ فروردین سال ۱۳۸۱ با ظرفیت روزانه ۱۵ هزار تا ۱۶ هزار بشکه نفت، در قالب طرح توسعه آن محقق شد و در سال‌های بعد، مرحله به مرحله با ورود چاه‌های جدید به این میدان نفتی، تولید افزایش یافت و هم اکنون تولید از میدان‌های دورود ۱، ۲ و ۳ به ترتیب به ۴۳، ۵۲ و ۵۷ هزار بشکه در روز رسیده‌است.

در زمان امضای قرارداد توسعه میدان دورود با شرکت توتال فرانسه در سال ۱۹۹۹ میلادی، قیمت هر بشکه نفت حدود ۲۰ دلار بود و شرکت توتال با خرید سهم شرکت فرانسوی «الف» به همراه شرکت «آجیپ»، اجرای طرح توسعه میدان دورود را با سرمایه‌گذاری مناسبی در ایران بر عهده گرفت که در آن زمان در نوع خود حرکتی بزرگ در جذب سرمایه‌های خارجی صورت گرفت.

شرکت توتال فرانسه نتوانست مطابق با زمان توافق شده در قرارداد با ایران، بخش تزریق گاز میدان دورود را تحویل دهد و در نیمه راه متوقف شد اما نباید فراموش کرد که با توجه به حجم مناسب تولید از این میدان توسط کارکنان شرکت نفت فلات قاره ایران در سال‌های اخیر و با احتساب قیمت متوسط هر بشکه نفت ۴۰ دلاری این طرح نه تنها سودآوری زیادی برای ایران به دنبال داشته بلکه در همان سال‌های اول افزایش تولید توانست سرمایه اولیه خود را بازگرداند.

تعهد شرکت فرانسوی توتال در میدان درود (۳) تولید ۸۳ هزار بشکه بود، اما بدلیل به تولید نرسیدن مورد انتظار برخی چاه‌های نفتی، ظرفیت تولید در این میدان به کمتر از تعهد توتال رسید که طبق قرارداد در این باره عمل خواهد شد.

پیش از راه‌اندازی بخش تزریق گاز میدان نفتی درود در جزیره خارک، بسیاری از کارشناسان صنعت نفت ایران اعتقاد داشتند احتمال دارد به دلیل بی‌سابقه بودن تزریق گاز با فشار بالا (۶ هزار پی. اس. آی) به این میدان نفتی و وجود پیامدهای ناشناخته در این سیستم بخش تزریق گاز دیرتر از دو بخش (تزریق آب و تولید نفت) از توتال تحویل گرفته شود.

از سوی دیگر وجود ساختار پیچیده زمین شناسی میدان دورود و قرارگیری این میدان نفتی در زیر جزیره خارک سبب شد در سال‌های اول توسعه این میدان، مراحل حفاری به کندی پیش رود، زیرا کار همزمان در خشکی و دریا دشوار بود.

پیش‌بینی اولیه از مقدار برداشت از میدان نفتی درود (۳) ۲۱ درصد بود که با تزریق همزمان آب و گاز به این میدان، ضریب برداشت از این میدان به حدود ۳۱ درصد افزایش یافته‌است و هم اکنون ۵۳ هزار تا ۵۷ هزار بشکه نفت در بخش تاسیساتی میدان نفتی درود (۳) فرآورش و برای جلوگیری از افت طبیعی تولید در این میدان، همزمان روزانه بیش از ۱۲۰ میلیون فوت مکعب گاز و بیش از ۲۰۰ هزار بشکه آب تزریق می‌شود.

در میدان دورود، ۱۲ حلقه چاه تزریق آب، دو حلقه چاه تزریق گاز و ۱۵ حلقه چاه نفت برای توسعه وجود دارد و در کل هم اکنون ۴۰ چاه در این منطقه موجود است که ۲۵ درصد از این چاه‌ها در دریا قرار دارد.

مقایسه تاسیسات درود و درود، نشان می‌دهد، میدان نفتی درود دارای یک واحد دریافت نفت خام و فرآورش برای صادرات و فاقد تاسیسات جانبی مانند تزریق گاز و آب است.

اما در کارخانه درود ، شبکه تزریق گاز و آب، بخش وسیعی از پروژه را تشیکل می‌دهد و در این بخش، گاز با فشار ۴۰۰ بار (نزدیک به ۶ هزار پی. اس. آی) به میدان تزریق می‌شود که این مقدار فشار گاز در صنعت نفت کشور، تا کنون بی‌سابقه بوده و برای نخستین بار، در کارخانه درود، به کار گرفته شده‌است.

انتهای پیام/