یک هفته پس از امضای قراردادی به ارزش ۲۰ میلیارد دلار میان دولت ایران و تعدادی از شرکت‌های داخلی برای استخراج گاز طبیعی، ایران توسعه شش میدان نفتی خود را هم به این شرکت‌ها سپرد و قراردادهایی بالغ بر ۱۳ میلیارد دلار با آن‌ها منعقد کرد.
قراردادهای جدید که روز یک‌شنبه ۱۷ اسفند به امضا رسیدند، می‌کوشند ظرفیت تولید نفت ایران را ۲۰۰ هزار بشکه در روز افزایش دهد.
اکثر این قراردادها به پروژه‌ای بسیار پیچیده مرتبطند که سال‌ها برای عملیاتی شدن در انتظار فن‌آوری کشورهای غربی بوده است.
بزرگترین قرارداد منعقد شده درباره توسعه میدان نفتی آزادگان است. این میدان نفتی میان دو کشور ایران و عراق مشترک است و در عراق با نام «مجنون» شناخته میشود.
در ابتدا شرکت چینی سینوپک در این میدان نفتی فعالیت داشت اما در سال ۲۰۱۸ و پس از اعمال تحریم‌های آمریکا علیه جمهوری اسلامی، کار خود را نیمه‌کاره رها کرد.
میدان آزادگان دارای بزرگترین ذخیره نفت ایران است اما به دلیل ساختار بسیار پیچیده این میدان نفتی، نرخ بازیابی آن از شش درصد فراتر نمی‌رود.
به عبارت دیگر، تنها شش درصد از ذخایر نفتی آزادگان در شرایط عادی قابل استخراج است و نمی‌توان بدون برخورداری از فن‌آوری کشورهای غربی، به ۹۴ درصد باقی‌مانده، معادل ۳۱ میلیارد بشکه به ارزش ۲/۶ تریلیون دلار، دسترسی پیدا کرد.
وزارت نفت ایران روز یک‌شنبه قراردادی ۱۱/۵ میلیارد دلاری با ۱۱ شرکت داخلی منعقد کرد که در راس آن‌ها شرکت دشت آزادگان اروند قرار دارد.
این شرکت که در دسامبر ۲۰۲۲ تاسیس شد، از سابقه قابل‌توجهی در زمینه اکتشاف و استخراج نفت برخوردار نیست.
یکی دیگر از قراردادهای امضا شده در ارتباط با میدان نفتی مسجد سلیمان، قدیمی‌ترین میدان نفتی ایران است. تولید نفت در این میدان از ۱۱۳ سال پیش آغاز شد اما اخیرا با کاهش شدید مواجه شده است.
هرچند میدان مسجد سلیمان پنج میلیارد بشکه نفت در خود جای داده است اما برای بهبود نرخ بازیابی آن، باید از افزایش فشار بهره برد.
ظرفیت تولید میدان مسجدسلیمان از ۱۷۰ هزار بشکه در روز در سال ۲۰۱۷ به پنج هزار بشکه در سال ۲۰۲۳ کاهش یافته است.
بر اساس قرارداد جدید، قرار است تنها ۹ هزار بشکه به تولید روزانه این میدان افزوده شود و ۸۰ درصد از ذخایر آن همچنان دست‌نخورده باقی خواهد ماند.
میدان‌های نفتی ایران، با ذخیره نفتی ۶۵۰ میلیارد بشکه در محل، به طور معمول دارای نرخ بازیابی حدودا ۲۰ درصد هستند و این موضوع نیاز ایران به فن‌آوری پیشرفته غربی را برجسته می‌کند.
هر یک درصد افزایش در نرخ بازیابی نفت به معنای ۵۵۰ میلیارد دلار درآمد بیشتر برای ایران است.
هنوز مشخص نیست شرکت‌های ایرانی برای توسعه میادین نفتی این کشور قرار است از چه فنآوریهایی استفاده کنند اما سوالی که مطرح میشود، این است که اگر این شرکت‌ها از تواناییهای لازم در این خصوص بهرهمند بودند، چرا توسعه میادین نفتی ایران پیشتر به آن‌ها واگذار نشد؟
حدود ۸۰ درصد از میادین نفتی فعال ایران در نیمه دوم چرخه حیات خود به سر میبرند و سالانه با کاهش تولید حدود ۸ تا ۱۲ درصدی روبرو هستند.
ایران برای حفظ سطح تولید نفت خود باید ۳۰۰ میلیون متر مکعب گاز به میادین نفتی تزریق کند. این در حالی است که به دلیل کمبود گاز طبیعی، تنها ۳۰ میلیون متر مکعب گاز به این میادین تزریق میشود.
۴ قرارداد نفتی دیگر
علاوه بر دو میدان نفتی آزادگان و مسجد سلیمان، توسعه چهار میدان نفتی دیگر نیز در قراردادهای اخیر دیده شده است. این میادین عبارتند از آذر، سومار، سامان و دلاوران.
پیش از این ایران توسعه میدان نفتی آذر را به شرکت گازپروم روسیه محول کرده بود اما تاخیر این شرکت باعث لغو قرارداد در سال گذشته شد.
دو دهه قبل، جمهوری اسلامی قرارداد مشابهی را با قرارگاه سازندگی خاتمالانبیا، وابسته به سپاه پاسداران به امضا رساند اما آن هم به نتیجه نرسید.
پس از آن یادداشت تفاهمی میان تهران و شرکت لهستانی پیجینیگ در این خصوص منعقد شد اما آن هم پیشرفت ملموسی به دنبال نداشت.
وزارت نفت ایران روز یک‌شنبه از امضای سه قرارداد برای توسعه میادین نفتی سومار، سامان و دلاوران خبر داد. این در حالی است که پیش از این، مهدی حیدری، مدیرعامل شرکت نفت مناطق مرکزی ایران در سال ۱۴۰۱ گفته بود شرکت‌های داخلی در توسعه این میادین مشارکت دارند.
شرکت نفت مناطق مرکزی ایران مسوولیت اداره این میادین نفتی را بر عهده دارد.
قرارداد گازی به ارزش ۲۰ میلیارد دلار
وزارت نفت ایران روز ۲۰ اسفند توافقنامهای را با شرکت‌های داخلی برای احداث ۲۸ سکو، هر کدام به وزن هفت هزار تُن، و نصب ۵۶ کمپرسور برای افزایش فشار در میدان گازی پارس جنوبی نهایی کرد.
این اقدام در حالی انجام میشود که شرکت‌های ایرانی از تجربه لازم برای تولید این تجهیزات برخوردار نیستند. فن‌آوری مورد نیاز در این خصوص حتی در اختیار شرکت‌های چینی نیز قرار ندارد.
شرکت ملی نفت چین (سیانپیسی) که بخشی از کنسرسیوم توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی به رهبری شرکت توتال بود، یک سال پس از توتال از این قرارداد خارج شد.
نیمی از قرارداد پنج میلیارد دلاری برای توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی به احداث یک سکوی ۲۰ هزار تُنی با دو کمپرسور بزرگ اختصاص داشت که این موضوع فراتر از توانایی و دانش فنی شرکت سیانپیسی بود.
فشار دهنه چاه در بخش متعلق به ایرانِ پارس جنوبی به طور متوسط ۲۱۰ بار بود اما از سال ۲۰۲۳، این فشار به میزان سالانه هفت بار کاهش یافته و این به معنی از دست رفتن ۱۰ میلیارد متر مکعب گاز در سال است.
افت شدید فشار در فاز ۱۲، بزگترین فاز پارس جنوبی، در سال‌های اخیر آغاز شده بود. بنا بر اعلام شرکت ملی گاز ایران، سطح تولید فاز ۱۲ از روزانه ۶۵ میلیون متر مکعب در سال ۲۰۱۸، به ۴۳ میلیون متر مکعب در حاضر کاهش یافته است.
ایران طرحهای بلندپروازانهای برای احداث سه سکو و تولید روزانه ۸۵ میلیون متر مکعب گاز در فاز ۱۲ پارس جنوبی در سر داشت. با این حال، به دلیل مهندسی حفاری اشتباه در سکوی سوم، بخش قابل‌توجهی از تولید آن نه گاز طبیعی، بلکه آب شور بود.
در نتیجه، تولید این فاز در سال ۲۰۱۸ به ۶۵ میلیون متر مکعب کاهش یافت و در سال ۲۰۲۳ به ۳۴ درصد رسید.
در نهایت ایران تابستان گذشته سکوی سوم را از فاز ۱۲ پارس جنوبی به طور کامل به فاز ۱۱ منتقل کرد.
از مجموع ۲۴ فاز بخش ایرانی پارس جنوبی، حدود ۱۰ چاه با مشکلات مهندسی مواجه شدهاند که این چالش تولید بیشتر آب شور در مقایسه با گاز را در پی داشته است.
ایران در تابستان ۱۴۰۲ با هدف حفظ سطح تولید خود، فاز ۱۱ پارس جنوبی را کلید زد و به حفاریهای گسترده پرداخت.
وزارت نفت ایران در پاییز امسال قراردادی را برای حفر ۳۵ حلقه چاه جدید با شرکت‌های داخلی به امضا رساند. حفاریهای جدید میتواند سطح تولید گاز ایران را در کوتاهمدت حفظ کند اما پیش‌بینی میشود که این اقدام کاهش فشار در بخش ایرانی پارس جنوبی را تسریع نماید.
تنها راهحل موجود برای حل این مشکل، نصب سکوهای ۲۰ هزار تنی مجهز به کمپرسورهای عظیم است و این فن‌آوری انحصارا در اختیار شرکت‌های غربی قرار دارد.
در حال حاضر، تمامی ۲۴ فاز بخش ایرانی فاز جنوبی عملیاتی هستند و دیگر جایی برای راهاندازی یک فاز جدید به منظور جبران کاهش سطح تولید ایران باقی نمانده است.
