توضیحات شرکت ملی نفت درباره سه قرارداد

در این جوابیه آمده است:

«کنسرسیوم توسعه‌دهنده میدان‌های چشمه‌خوش، دالپری و پایدارشرق در طرح جامع توسعه این میدان‌ها، برنامه نگهداشت و بهبود برداشت (IOR) میدان‌ها را ارائه داده و در عین حال مکلف شده است برنامه ازدیاد برداشت (EOR) را نیز با در نظر گرفتن آینده تولید از مخزن پس از ۱۰ سال ارائه دهد.

این در حالی است که در ابتدا (حسب نامه نخست کمیته مشاورین مدیریت مخازن در مهرماه سال ۹۷) حجم نفت انباشتی قابل برداشت از این میدان‌ها طی دوره ۱۰ ساله از سوی پیمانکار ۹۳.۴ میلیون بشکه لحاظ شده بود و پس از آن و متعاقب انجام بررسی‌های بیشتر، حجم نفت انباشتی قابل برداشت تعدیل شده و به رقم ۱۷۱.۹۷ میلیون بشکه رسیده است.

با تغییر ایجاد شده در مقدار ذخایر قابل استحصال، پیمانکار ضمن تغییر در ارقام خط پایه تخلیه، اصلاحاتی نیز انجام داده است؛ از جمله آنکه سقف تولید میدان چشمه‌خوش از ۸۲ هزار بشکه به ۹۵ هزار بشکه و سقف تولید میدان پایدار شرق از ۹ هزار و ۲۰۰ بشکه به ۱۰ هزار و ۸۰۰ بشکه افزایش یافته است.

همچنین در حالی‌ که در پیشنهاد اولیه تنها تولید از مخزن آسماری میدان چشمه‌خوش در نظر گرفته شده بود، در اصلاحات اعمال شده، تولید از مخزن بنگستان این میدان نیز مدنظر قرار گرفت و در حالی‌ که پیمانکار ابتدا تصمیم داشت به‌دلیل سهولت تولید از ماسه‌سنگ‌ها تنها از بخش ماسه‌سنگی تولید کند، با اصلاحات اعمال‌شده، برنامه تولید از بخش کربناته مخزن آسماری چشمه‌خوش تا ۲۰ هزار بشکه در روز افزایش یافت.

افزایش سهم تولید از بخش کربناته مخزن آسماری پایدارشرق، افزودن برنامه ارزیابی لایه‌شکافی هیدرولیکی برای چاه‌های میدان‌های چشمه‌خوش و پایدارشرق و ارائه برنامه برای آینده ازدیاد برداشت از میادین نیز در این اصلاحات مورد توجه قرار گرفت و اصلاحات یادشده پس از تأیید کمیته مشاورین مدیریت مخازن، در آبان‌ماه سال ۹۷ خطاب به وزیر نفت برای دستور طرح موضوع در شورای‌عالی مخازن ارسال شد.

بنابراین هرگونه استنادی به نامه اولیه کمیته مشاورین مدیریت مخازن در این زمینه صحیح نیست و لازم است در گزارش‌ها حول محور بسته قراردادی سه میدان چشمه‌خوش، دالپری و پایدارشرق، نامه‌نگاری‌های بعدی این کمیته مورد توجه قرار گیرد.

کنسرسیوم توسعه‌دهنده، یک برنامه نگهداشت و بهبود برداشت (IOR) برای این سه میدان ارائه داده که اگرچه انجام کار در این ابعاد از سوی این شرکت پذیرفته شده، اما پیمانکار مکلف شده است پس از ۱۰ سال، یک برنامه ازدیاد برداشت (EOR) نیز برای آینده تولید از مخزن ارائه دهد.

بر این اساس، درباره ضرورت تزریق گاز به این میدان‌ها باید به این نکته توجه داشت که آنچه در این زمینه نقش تعیین‌کننده‌ای دارد، رسیدن فشار مخزن به فشار اشباع است.

بر اساس بررسی‌ها و رصد فشار اولیه، فشار کنونی و فشار اشباع سه میدان، فاصله فشار کنونی و فشار اشباع در مخزن آسماری چشمه‌خوش (مخزن اصلی این میدان) حدود ۲۳۰۰ psi و در مخزن بنگستان پایدارشرق بیش از ۳۵۰۰ psi است؛ به این معنا که جای نگرانی درباره تعویق تزریق گاز وجود ندارد و مهم‌ترین میدان این بسته قراردادی یعنی چشمه‌خوش آسماری به‌واسطه تزریق نکردن گاز در ۱۰ سال آینده با مشکلی روبه‌رو نمی‌شود.

درباره میدان دالپری نیز با وجود اینکه فشار مخزن ۲۰۰ psi از فشار اشباع پایین‌تر آمده‌، اما حجم نفت قابل برداشت آن نسبتا کم است و از مجموع ذخیره ۱۶۱.۳ میلیون بشکه، تاکنون حدود ۵۷.۳ میلیون بشکه تولید شده است. به عبارت دیگر اجرای پروژه تزریق گاز برای این حجم از نفت توصیه نمی‌شود و روش‌های حفاری بین‌چاهی (infill drilling) و فرازآوری مصنوعی در این مورد مورد توجه قرار گرفته است.

همچنین از میان ۱۷ کمپرسور خریداری‌شده برای تزریق گاز نیز با توجه به ضرورت انتقال گاز به ان‌جی‌ال ۳۱۰۰، تعداد ۱۳ کمپرسور برای جمع‌آوری و انتقال گاز به این واحد منتقل می‌شود و تنها چهار دستگاه کمپرسور بلااستفاده خواهد ماند که شرکت نفت مناطق مرکزی ایران مکلف شده است در ۱۰ سال به نحو مطلوب این چهار کمپرسور را نگهداری یا در پروژه‌های دیگر استفاده کند.

شرکت روس طرف قرارداد پیش‌تر توسعه میدان‌های مشترک آبان و پایدارغرب را نیز عهده‌دار شده بود و مجاورت این پنج میدان و رفتارهای مشابه مخزنی از یک سو و امکان استفاده از تأسیسات فرآورشی مشترک ازسوی دیگر و همین‌طور اهمیت جذب سرمایه خارجی ایجاب می‌کرد چنین فرصتی برای توسعه این میدان‌ها (هرچند مستقل) مورد غفلت قرار نگیرد.

در مجموع لازم است نگارنده محترم به این نکته مهم توجه داشته باشد که باید به بسته قراردادی میدان‌های چشمه‌خوش، دالپری و پایدارشرق به‌عنوان یک طرح نگهداشت و بهبود برداشت نگریسته و به این موضوع توجه شود که پروژه‌های ازدیاد برداشت (EOR) در آینده در این میدان‌ها مدنظر قرار می‌گیرد».