وی همچنین با تبریک روز ارتباطات و روابط عمومی خطاب به اصحاب رسانه گفت: انشاالله اصحاب رسانه با اخلاق حرفه ای به کارشان ادامه دهند، مهم ترین مسأله در اخلاق حرفه ای، صداقت و تمام راست را به صورت شرافتمندانه گفتن است. هر چیزی را می شود فروخت؛ اما قلم را نباید فروخت. این موضوع در این روزها که بحث انتخابات مطرح است، خیلی اهمیت دارد، بویژه جوان ترها توجه کنند که شرافت حرفه ای را که به هر قیمتی بفروشند، ارزان است.
وزیر نفت همچنین در این مراسم با گرامیداشت یاد و خاطره مرحوم اکبر ترکان تأکید کرد: مرحوم ترکان وطن دوست، خیرخواه و بسیار علاقه مند به ایران بود و برای اعتلای ایران، تمام تلاشش را انجام داد.
پایان پرونده میدان های مشترک گازی
مسعود کرباسیان، مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران نیز در مراسم امضای قرارداد توسعه میدان فرزاد (ب)، آن را نقطه پایان تعیین تکلیف میدان های مشترک گازی کشور خواند و گفت: با دریافت مجوز شورای اقتصاد برای دو میدان در آینده نزدیک، پرونده تعیین تکلیف میدان های مشترک نفتی نیز بزودی بسته می شود. طبق توضیحات او، شرکت پتروپارس که عهده دار توسعه میدان فرزاد (ب) شده است، کارهای توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی را نیز در حال اجرا دارد و منابع مالی توسعه این فاز از مسیر انتشار اوراق مشارکت، تأمین و متناسب با مقدار پیشرفت به طرح تزریق می شود. کرباسیان یادآور شد: امروز و با امضای قرارداد توسعه میدان فرزاد (ب)، پرونده میدان های مشترک گازی بسته می شود. در هشت سال اخیر، ۱۷ فاز پارس جنوبی به بهره برداری رسیده و ظرفیت تولید این میدان مشترک با رشد حدودا ۲.۵ برابری، از ۲۸۵ میلیون مترمکعب در سال ۹۲ به بیش از ۷۲۰ میلیون مترمکعب افزایش یافته است. ظرفیت تولید میدان های مشترک نفتی با محوریت غرب کارون نیز در این مدت ۵.۷ برابر شده و با دریافت مجوز شورای اقتصاد برای توسعه دو میدان، تمامی میدان های مشترک نفتی نیز تعیین تکلیف می شوند. کرباسیان با اشاره به واگذاری توسعه میدان فرزاد (ب) به شرکت پتروپارس، از نقش مرحوم اکبر ترکان در راه اندازی این شرکت یاد کرد و گفت: وی فردی شریف، مدیر، مدبر، جسور، صریح، دوستدار توسعه، دوستدار وطن و حامی تولید بود و در صنعت نفت نیز حضوری اثربخش داشت.
تشخیص بهترین گزینه برای توسعه فرزاد (ب)
رضا دهقان، معاون توسعه و مهندسی شرکت ملی نفت ایران نیز در این مراسم به بیان سختی ها و پیچیدگی های فرایند توسعه میدان گازی فرزاد (ب) و مقایسه بعضی از شاخصه های این میدان با میدان گازی پارس جنوبی پرداخت و گفت: توسعه میدان فرزاد (ب) بیش از پیش نیازمند بهره مندی از دانش، فناوری و تجهیزات روزآمد است. این میدان در مرز آبی ایران و عربستان واقع شده و عربستان در حال برداشت از این مخزن مشترک است. در اجرای طرح توسعه میدان فرزاد (ب)، دو سکوی سرچاهی (فرعی و اصلی) هر کدام مشتمل بر چهار حلقه چاه تولیدی ساخته و نصب خواهد شد که تأسیسات جداسازی روی سکوی اصلی قرار می گیرد و سیال ترش که در سکوی فرعی تولید می شود، با خط ۲۰ اینچی به طول سه کیلومتر به سکوی اصلی می رسد. در ادامه، گاز ترش و میعانات از طریق خط لوله ۳۶ اینچی و ۱۰ اینچی هریک به طول ۲۳۰ کیلومتر به تأسیسات دریافت گاز و جداسازی میعانات می رود و از آنجا گاز ترش به پالایشگاه های فازهای ۱۲، ۱۳، ۱۴، ۱۹ و ۲۲ تا ۲۴ پارس جنوبی و میعانات به پالایشگاه های فازهای ۱۲ و ۱۹ واقع در منطقه پارس ۲ انتقال خواهد یافت.
معاون توسعه و مهندسی شرکت ملی نفت ایران، مدت زمان اجرای طرح را ۶۰ ماه و سرمایه گذاری آن را ۱۷۸۰ میلیون دلار اعلام کرد و گفت: با اجرای این طرح توسعه، روزانه ۲۸ میلیون مترمکعب گاز ترش، یعنی معادل یک فاز پارس جنوبی، همچنین ۵ هزار بشکه میعانات گازی (معادل یک هشتم پارس جنوبی) و ۱۲۰۰ تن گوگرد از میدان فرزاد (ب) برداشت می شود.
دهقان با بیان اینکه اگرچه هدف گذاری تولید این میدان، معادل یک فاز پارس جنوبی است؛ اما کار توسعه در این میدان به مراتب سخت تر از پارس جنوبی است، توضیح داد: گاز میدان فرزاد، گازی خشک است. دمای این مخزن ۱۲۸ درجه سانتی گراد و فشار مخزن ۹ هزار PSI است که هم دما و هم فشار حدود ۲ برابر پارس جنوبی است. ترکیبات گوگردی در سیال تولیدی ۳۶ هزار PPM یعنی در مقایسه با پارس جنوبی حدود هشت برابر و ناخالصی های گاز مثل نیتروژن و گاز کربنیک هم نسبت به پارس جنوبی حدود سه برابر است، همچنین این میدان در فاصله ۲۳۰ کیلومتری از خشکی قرار دارد که از این حیث نیز ۲ برابر فاصله پارس جنوبی تا خشکی است.
دهقان با اشاره به اینکه این مقایسه نشان می دهد در میدان فرزاد، با پیچیدگی ها و عدم قطعیت های بسیاری روبه رو هستیم و مجموع این عوامل، عملیات حفاری، استخراج، انتقال گاز به خشکی و فراورش گاز را سخت خواهد کرد، ادامه داد: خط لوله انتقال گاز میدان فرزاد، سخت ترین خط لوله دریایی خواهد بود که در کشور اجرا می شود.
معاون توسعه و مهندسی شرکت ملی نفت ایران نتیجه گیری کرد: طبیعی است در چنین شرایطی، توسعه این میدان در مرحله طراحی، نیازمند دانش و فناوری پیشرفته و در مرحله تأمین تجهیزات، نیازمند تجهیزاتی با تکنولوژی های بالا و آلیاژهای خاص و مقاوم در برابر خوردگی است.
وی درباره انتخاب پتروپارس به عنوان پیمانکار این طرح توسعه هم گفت: پتروپارس به دلیل حضور موفق در میدان مشابه یعنی میدان پارس جنوبی، بهترین گزینه برای توسعه فرزاد (ب) تشخیص داده شد و امیدواریم در این میدان نیز حضوری موفق داشته باشد.
بررسی 38 سناریو برای توسعه فرزاد
حمیدرضا مسعودی، مدیرعامل گروه پتروپارس از بررسی ۳۸ سناریو برای توسعه میدان گازی فرزاد (ب) خبر داد و گفت: این شرکت با شناخت کامل، توسعه این میدان را به عهده گرفته است. این میدان دارای فشار بالایی است و ساختار زمین شناسی بسیار پیچیده ای دارد. حجم گاز درجای میدان فرزاد (ب) ۲۹.۳ تریلیون فوت مکعب (TCF) و ۲۳ تریلیون فوت مکعب این میدان در سمت ایران و ۶.۳ تریلیون فوت مکعب در سمت عربستان قرار دارد. شرکت پتروپارس در گذشته تحت کارفرمایی مدیریت اکتشاف شرکت ملی نفت ایران و شرکت نفت فلات قاره ایران قراردادی (HOA) را برای انجام مطالعات اکتشافی و توسعه این میدان امضا کرده بود که کارهای آن را منطبق بر قرارداد انجام داد؛ اما در ادامه کارهای مهم دیگری از جمله انجام مطالعات ژئومکانیک سه بعدی به این شرکت سپرده شد. مدیرعامل گروه پتروپارس ادامه داد: برای نخستین بار انجام مطالعات ژئومکانیک سه بعدی در شرکت پتروپارس در این میدان با همکاری دانشگاه های کشور انجام شد که جا دارد به صنعت نفت و گاز کشور تبریک گوییم. حاصل این مطالعات این بود که ما متوجه شدیم در هر کجای این میدان، کار حفاری را به چه صورتی انجام دهیم و بهینه ترین مسیر حفاری را با کمترین مخاطرات با استفاده از این مطالعات مشخص کردیم. مسعودی با اشاره به تغییر کارفرما در سال ۹۶ و اینکه شرکت نفت و گاز پارس در قالب MC کار مطالعات را به پتروپارس واگذار کرد، افزود: برای انجام کار مطالعات و توسعه میدان ۶ سناریو اصلی و ۳۲ سناریو فرعی مشخص شد و دو شرکت تراز اول بین المللی در کار مطالعه این میدان در کنار پتروپارس بودند و سرانجام بهینه ترین سناریو انتخاب شد.وی با یادآوری اینکه ورود دیرهنگام به توسعه این میدان اگرچه مخاطره هایی را در پی داشت، اما اگر ناشناخته وارد میدان می شدیم، با ریسک های جدی در توسعه روبه رو بودیم، گفت: خوشبختانه پتروپارس با آگاهی کامل وارد توسعه این میدان شده است، امیدواریم در ادامه با برنامه ریزی هایی که انجام شده، ریسک ها را کاهش و میدان را در حداقل زمان ممکن توسعه دهیم.
مدیرعامل گروه پتروپارس با بیان اینکه این میدان با روش بیع متقابل و با هزینه ۱.۷۸ میلیارد دلار توسعه می یابد، در پایان گفت: از اعتماد وزارت نفت و شرکت ملی نفت ایران به پتروپارس تشکر می کنم. سعی پتروپارس در این سال ها این بوده است، پروژه هایی را که به این شرکت واگذار شده، منطبق با هزینه اقتصادی، کیفیت و زمان به سرانجام برساند. امیدواریم پاسخگوی این اعتماد باشیم.
بخشی از دستاوردهای 8 سال اخیر میدان های مشترک پارس جنوبی
ظرفيت توليد روزانه ميدان مشترک با کشور قطر در سال 92 حدود 280 ميليون متر مکعب بود که اقدام های انجام شده طی سال های اخیر، به افزايش 2.5 برابري ظرفيت توليد گاز از بزرگ ترين ميدان مشترك گازي جهان منجر شده و هم اکنون روزانه ۷۰۰ هزار مترمکعب گاز از این میدان تولید می شود و البته راه براي دستيابي به ظرفيت توليد روزانه یکهزار ميليون مترمكعب گاز در كشور هموار شده و که برخی اقدام ها در ادامه می آید:
اجرا و تکمیل 18 فاز متعارف پارس جنوبی
30.8 میلیارد دلار در سال درآمد بهره برداری از 18 فاز متعارف پارس جنوبی
سبقت گرفتن از کشور قطر در برداشت گاز از میدان مشترک پارس جنوبی برای نخستین بار در تاریخ صنعت نفت ایران
پایان طرح توسعه میدان گازی پارس جنوبی و دستیابی به ظرفیت تولید یکهزار میلیون مترمکعب گاز در کشور
لایه نفتی پارس جنوبی
توسعه لایه مشترک نفتی پارس جنوبی با بهره گیری از شناور پالایشی FPSO برای اولین بار در ایران
بهره مندی از 7 میلیون نفر- ساعت کار مداوم در طرح توسعه لایه نفتی میدان مشترک پارس جنوبی
درآمدزایی سالانه 510 میلیون دلاری محصولات تولیدی از لایه نفتی میدان مشترک پارس جنوبی
افزایش 30 درصدی سهم داخل در اجرای پروژه های پارس جنوبی
طرح های توسعه ای- تولیدی غرب کارون
توسعه ميدان هاي مشترک غرب کارون به دليل همپوشاني منابع هيدروکربوري آن با کشورعراق، يکي ديگر از اهداف مهم توسعه اي وزارت نفت بوده است. ميدان هاي مشترک غرب کارون هم که سال 92 آيينه تمام نماي سرمايه هاي از دست رفته بود، حالا روزگار شکوفايي را به خود مي بيند. بهتر است با آمار صحبت کنيم. بد نيست بدانيد در سال 92 ميزان برداشت از ميدان هاي مشترک غرب کارون حدود 70 هزار بشکه بود که حالا روزگار رونق و امید در آن حاکم است که مختصری از این شاخص ها در ادامه می آید:
افزایش ظرفیت برداشت از میدان های غرب کارون با افزایش ۶ برابری از ۷۰ هزار بشکه در روز در سال ۹۲ به ۴۲۰ هزار بشکه
افتتاح فاز نخست 3 میدان نفتی یادآوران، آزادگان شمالی و یاران شمالی
افتتاح رسمی فاز نخست زنجیره انتقال نفت میادین غرب کارون با هدف انتقال بیش از 700 هزار بشکه نفت خام به مبادی صادراتی
اجرای طرح احداث نیروگاه غرب کارون در مسیر تامین برق میدان های نفتی غرب کارون
دستیابی به تولید تجمعی 202 میلیون بشکه نفت از میدان نفتی یادآوران
افزایش ظرفیت تولید روزانه 55 هزار بشکه نفت، رهاورد توسعه میدان های نفتی یاران شمالی و جنوبی
انجام طرح توسعه میدان نفتی آزادگان شمالی و افزایش 108 میلیون بشکه ای سرانه تولید تجمعی نفت در کشور
آذر از صفر تا بی نهایت
میدان مشترک آذر، به عنوان یکی از پیچیده ترین میدان های نفتی کشور، با ظرفیت تولید روزانه ۶۵ هزار بشکه نفت اواخر پارسال به بهره برداری رسمی رسید. این میدان در بلوک اناران در استان ایلام در مرز ایران و عراق واقع و تاکنون حدود ۳۶ میلیون بشکه نفت از آن برداشت شده است.
در سال های ۹۲ و ۹۳ تا پایان سال ۹۵ به تولید ۳۰ هزار بشکه در میدان مشترک رسید.
با افتتاح فاز دوم ۶۵ هزار بشکه در روز از این میدان مشترک استفاده می شود.
تولید انباشتی این میدان تاکنون حدود ۳۶ میلیون بشکه نفت است.