تولید پارس جنوبی به ۵۷۰ میلیون متر مکعب می‌رسد/ طرح ازدیاد برداشت برای کدام فاز اجرایی می‌شود؟

به گزارش خبرنگار گروه اقتصاد ، ایران به عنوان دومین دارنده ذخایر گاز طبیعی جهان، قرارگیری در بین پنج کشور تولیدکننده و قرارگیری در بین سه کشور مصرف کننده گاز طبیعی شناخته می‌شود.

 

ایران دارای مخازن و میادین مشترک بسیاری در زمینه نفت و گاز است و وزیر نفت همواره تاکید بر آن داشته تا از این ذخایر عظیم ثروت باید به درستی و با مدیریت زمانی مناسب استفاده کرد. 

این تاکید در حالی انجام می‌شود که بیژن نامدار زنگنه بر این عقیده است که باید ضریب برداشت و بازیافت از چاه‌های نفت و گاز افزایش یابد، در کنار تاکیدات بسیار وزیر نفت، رئیس جمهوری در مراسم افتتاح طرح‌های میادین غرب کارون، اعلام کرد که نباید با چاه‌ها به گونه‌ای رفتار شود که با دست خود، آن‌ها را رو به قبله کرد و باید چاه‌ها جوان بمانند. 

این مسائل در حالی مطرح می‌شود که یکی از مهم‌ترین میادین مشترک برای ایران که در منطقه عسلویه قرار دارد پا به سن 18 سالگی گذاشته است و باید به گونه‌ای با آن رفتار شود تا جوانی خوبی داشته که در میانسالی و پیری، کهنسالی قبراق باشد. 

در این رابطه فرخ علیخانی، مدیرعملیات و تولید شرکت نفت و گاز پارس، به میزان، گفت: در حال حاضر 20 سکوی پارس جنوبی فعال بوده و روزانه 470 میلیون متر مکعب گاز از این میدان برداشت و تولید می‌شود و این در حالی است که با به بهره برداری رسیدن پنج سکوی 21، 18B، 20،17B  و 19B میزان تولید روزانه گاز از این میدان مشترک به ۵۷۰ میلیون متر مکعب خواهد رسید. 

وی با اشاره به موارد اعلامی در رابطه با شرایط مخازن و چاه‌ها، بیان کرد: یک میدان و مخزن همچون یک بچه که متولد می‌شود و دوران کودکی، جوانی، میانسالی، بلوغ، کهنسالی و مرگ را تجربه می‌کند، است. 

علیخانی با بیان اینکه هر میدان دارای دو نیمه زندگی است، یادآور شد: در نیمه اول  انرژی بیشتری وجود دارد به هرحال بمنظور افزایش طول عمر و ضریب برداشت، لزوم مدیریت مخزن الزامی است.  

وی خاطرنشان کرد: با توجه به انرژی طبیعی مخزن و  توان چاه ، مدیریت برداشت از میدان تنظیم خواهد شد، باید به این نکته توجه شود که خصوصیات هر مخزن به سنگ و سیال آن بستگی دارد که با این شرایط ضریب برداشت مخازن و چاه‌ها با یکدیگر متفاوت است. 

مدیرعملیات و تولید شرکت نفت و گاز پارس در رابطه با ضریب برداشت، بیان کرد: در تمام جهان ضریب برداشت ذخایر نفتی از ذخایر گازی کمتر است، در مخازن نفتی ضریب برداشت از 5 تا 30 درصد که میانگین آن در مخازن نرمال 25 درصد و برای مخازن گازی میانگین 60 تا 80 درصد است که برای پارس جنوبی با توجه به خصوصیات مخزن و نوع گاز آن ضریب برداشت حدود 66 درصد است. 

وی افزود: با توجه به شرایط زمین شناسی میدان پارس جنوبی، بلوک‌های مرکزی میدان از وضعیت بهتری نسبت به بلوک‌هایی که در حاشیه قرار دارد، بهره می‌برند.  مخزن پارس جنوبی را از دو منظر شرایط مخزنی و شرایط جغرافیایی هر بلوک می‌توان تقسیم بندی کرد. 

علیخانی با بیان اینکه آخرین فاز در حال توسعه فاز11 است، تصریح کرد: اگر از نگاه زمین شناسی بررسی شود بلوک‌های مرکزی میدان، شرایط بهتری دارد و از لحاظ جغرافیایی بلوک‌های مرزی مهم‌تر است. 

وی در ادامه در رابطه با موضوع ازدیاد برداشت، خاطرنشان کرد: ازدیاد برداشت تابعی از بحث ضریب برداشت بوده و هدف نهایی، افزایش ضریب برداشت است. 

مدیرعملیات و تولید شرکت نفت و گاز پارس با بیان اینکه ازدیاد برداشت بیشتر برای مخازن نفتی مطرح است، یادآور شد: تولید از سه بخش برداشت اولیه (استفاده از انرژی مخزن)، برداشت ثانویه(تزریق آب یا گاز) و برداشت ثالثیه ( تغییر خصوصیات نفت یا سنگ مخزن)  تشکیل شده است. 

وی بیان کرد: در برنامه پنجم به توسعه بخش نفت و گاز توجه شده که دو بند مهم آن افزایش یک درصدی تولید و حفظ شرایط صیانتی است. 

علیخانی، خاطرنشان کرد: برای میادین گازی به صورت کلی شش روش ازدیاد برداشت وجود دارد که رایج ترین روشی که برای مخزنی همچون پارس جنوبی در نظر گرفته می‌شود روش استفاده از کمپرسور است که در این رابطه نیز برنامه ریزی‌ها و مطالعات اولیه صورت گرفته است. 

مدیرعملیات و تولید شرکت نفت و گاز پارس، گفت: برنامه کمپریشن پلتفرم فاز به فاز متفاوت است ولی این طرح در ابتدای امر برای فاز 12 به خصوص 12C عملیاتی خواهد شد. 

وی در انتها در رابطه با برداشت از لایه نفتی اظهار کرد: برداشت از لایه نفتی در حوزه کاری شرکت نفت و گاز پارس نبوده و زیر نظر مدیریت طرح مستقل لایه نفتی از زیر مجموعه های شرکت ملی نفت  است.