آذر از گذشته تا امروز
اگر بخواهیم مروری به سابقه میدان نفتی آذر داشته باشیم، این میدان به عنوان یکی از میدان های نفتی مشترک با عراق، در جنوب غربی استان ایلام و بین دو شهر مهران و دهلران قرار دارد.
نگاه نو به آذر باعث شد که برای نخستین بار اسفند ماه 95 مرحله نخست تولید زودهنگام از آن هابا ظرفیت روزانه ١٥ هزار بشکه آغاز و مشعل این میدان نفتی مهم در ایران روشن شود و امروز نیز هدف گذاری ترسیم شده برای آن محقق شده است.
اگر بخواهیم جزیی تر به این میدان نفتی مهم بپردازیم، بلوک نفتی اناران در استان ایلام از دو میدان نفتی چنگوله و آذر تشکیل شده است. میدان آذر ۲ میلیارد و ۵۰۰ میلیون بشکه نفت درجا دارد. نفت خام تولیدی میدان آذر از نوع سبک با API حدود ٣٢ تا ٣٣ است. نکته مهم آنکه میدان نفتی آذر از جمله پرچالش ترین و سخت ترین میدان های ایران و حتی جهان از نظر ساختار زمین شناسی و آنومالی های متعدد سازندی است.
وجود لايه هاي پرفشار و کم فشار متعدد در توالی سازندهای مختلف این میدان، لزوم تعریف نقاط متعدد جداره گذاری و جداسازی لایه های ناهمگون از همدیگر را اجتناب ناپذیر می سازد که این تعدد تغییرات فشاری سازندها در میدان آذر منحصر به فرد است. ترکیب سیال میدان آذر به شدت خورنده و لزوم ساخت تاسیسات و خطوط لوله با آلیاژهای مقاوم در برابر خوردگی و زمان طولانی حفاری در قیاس با سایر میدان ها از جمله دیگر چالش ها و سختی های کار در این میدان مشترک به شمار می رود.
از طرفی میدان آذر به واسطه نوع سازند و خواص سنگ مخزن باید به صورتی است که به طور عادی نمی توان پس از حفاری میزان نفت مورد انتظار را از هر چاه استخراج کرد و باید در چاه های این میدان عملیات برانگیزش اسیدی به روش شکافت اسیدی یا تزریق اسید در حجم بالا اقدام کرد، به این معنا که در جریان عملیات شکافت اسیدی باید فشاری بالاتر از فشار شکست سنگ را اعمال کرد تا نفت از فواصل دوردست امکان جریان یافتن به سمت حفره تولیدی را پیدا کند و میزان بهره دهی از هر چاه افزایش یابد که اجرای موفقیت آمیز این عملیات در میدان آذر و کسب تجارب مرتبط با این مقوله می تواند در سایر میادین نفتی کشور به كار گرفته شود.
قرارداد آذر چه بود و چه شد؟
طرح توسعه ای میدان آذر پیش از این در چارچوب یک قرارداد بیع متقابل اکتشافی از سوی شرکت ملی نفت ایران به شرکت نورث هیدرو نروژ واگذار شده بود؛ این شرکت نروژی در آغاز اجرای پروژه در میدان آذر 2 حلقه چاه حفر کرد که چاه شماره یک به علت مشکلات مکانیکی پیش از آنکه به عمق نهایی برسد، متوقف و متعاقبا چاه آذر 2 با موفقیت حفر شد و به عمق نهایی رسید.نتایج لرزه نگاری 2 بعدی و آزمایش چاه موجب تهیه گزارش اقتصادی بودن تولید از این میدان در سال 1385 و تایید آن از سوی شرکت ملی نفت ایران شد؛ اما این شرکت نروژی با وجود مذاکره های فشرده و نهایی سازی (MDP) و عمده موارد قراردادی به علت تشدید محدودیت های بین المللی علیه صنعت نفت کشورمان، حاضر به امضای قرارداد توسعه میدان نشد.با احراز اقتصادی بودن تولید از میدان آذر، شرکت ملی نفت ایران از سال 1387 همزمان با اجرای فعالیت های زیرساختی از جمله تحصیل اراضی، پاکسازی منطقه از مین و مهمات، احداث جاده ها و انجام مطالعات آزمایشی و زیست محیطی از محل منابع داخلی، مذاکره با سرمایه گذاران را نیز در دستور کار قرار داد.پس از امضای قرارداد محرمانگی و برگزاری نشست های فنی، شرکت پتروناس اطلاعات لازم را دریافت و مطالعات اولیه را انجام داد و در نیمه دوم سال 1388 با مشارکت شرکت گاز پروم روسیه مذاکره ها به شکل جدی تری دنبال شد، به طوری که در خرداد ماه 1389 بیشتر موارد قراردادی با این کنسرسیوم نهایی شد، اما سرانجام این کنسرسیوم هم به علت محدودیت های بین المللی، حاضر به انعقاد قرارداد توسعه میدان نشد.از اواخر سال 1389 مذاکرات توسعه میدان با شرکت مهندسی و ساختمان صنایع نفت با سرمایه گذاری شرکت سپهر انرژی (متعلق به بانک صادرات) آغاز شد که در ادامه نيز اين سرمایه گذار انصراف و شرکت سرمایه گذاری صندوق بازنشستگی کارکنان صنعت نفت جایگزین شرکت سپهر انرژی شد.سرانجام 19 مهر 1390 قرارداد توسعه میدان آذر با پیمانکار ایرانی امضا و در 28 اسفندماه 1390 متعاقب اخذ مجوز شورای اقتصادی این قرارداد موثر شد.آنگونه که مدیرعامل اویک اعلام کرده است، هزینه های اجرایی طرح توسعه میدان آذر ها۱.۴ میلیارد یورو است و شرکت توسعه دهنده (شرکت مهندسی و توسعه سروک آذر) با مدیریت اویک توانست با وجود دشواری های حاصل از تحریم و همسو با آن مشکلات تأمین مالی و تهیه تجهیزات، آزمون عملکرد این پروژه را با موفقیت به پایان برساند و نفت این میدان را با ویژگی های قراردادی، تولید و با خطوط لوله به تأسیسات بهره برداری چشمه خوش ارسال کند.تعداد زیرپروژه های طرح توسعه میدان مشترک آذر براساس توضیحات او ۳۲ پروژه شامل ۱۰ پروژه روسطحی (surface) و ۲۲ پروژه زیرسطحی (sub-surface) است. حفر ۱۹ حلقه چاه، ساخت تأسیسات سرچاهی و ۸۰ کیلومتر خطوط لوله جریانی، احداث ۳۲۰ کیلومتر خط لوله صادرات نفت و گاز، احداث ۶۱ کیلومتر خط لوله انتقال نفت جدید و خط انتقال گاز که به واحد جمع آوری گاز دهلران ختم می شود، احداث ۲۹ کیلومترخط لوله انتقال آب به تأسیسات واحد فرآورش مرکزی و ساخت یک واحد پست برق معادل ۱۳۲.۱۱ کیلوولت از جمله تأسیسات ساخته شده در این میدان است. قرارداد در ۲۸ اسفندماه سال ۹۰ (پس از اخذ مجوز شورای اقتصاد) تنفیذ شد. کنسرسیوم متشکل از شرکت های OIEC و OPIC برای راهبری توسعه میدان آذر، شرکت مهندسی و توسعه سروک آذر را تأسیس کردند و مجوز هیأت مدیره شرکت ملی نفت ایران در این ارتباط شهریورماه ۹۱ اخذ شد، اما تا این تاریخ، عملاً راهبری توسعه آذر ازسوی پیمانکار با مشکلات بسیار و بوروکراسی های شدید روبه رو بود، طوری که در این مدت پیشرفت ملموسی حاصل نشد
طبق اعلام کیوان یاراحمدی، مجری طرح توسعه آذر، این طرح از همان ابتدا به دلیل تأمین نشدن به موقع منابع مالی با مشکلات زیاد و تأخیرهای زمانی روبه رو شد، اما از اواسط سال ۹۴ که منابع مالی کافی به پروژه تزریق شد، کار شتاب گرفت و اسفندماه سال ۹۵ تولید زودهنگام آذر محقق شد.
نگاهی به اقدام های انجام شده در میدان های مشترک
پارس جنوبی
منابع مشترک گازي با کشور قطر سالي که دولت تدبير و اميد بر سرکار آمد، به سمت کشور رقيب روانه بود و سهم ما در حال از دست رفتن بود. بايد بدانيم که ظرفيت توليد روزانه اين ميدان در سال 92 حدود 280 ميليون متر مکعب بود که اکنون اقدام های انجام شده در سال های اخیر به افزايش 2.5 برابري ظرفيت توليد گاز از بزرگ ترين ميدان مشترك گازي جهان منجر شده و راه براي دستيابي به ظرفيت توليد روزانه هزار ميليون مترمكعب گاز در كشور هموار شده است 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 دست یابی به ظرفیت تولید هزار 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 5 برابری ظرفیت تولید نفت خام و دستیابی به ظرفیت 400 هزار بشکه ای تولید نفت در میادین مشترک غرب کارون
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
دست یابی 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