دوشنبه, 27 اردیبهشت,1400
تشریح پیچیدگی توسعه میدان گازی فرزاد در مقایسه با پارس جنوبی

تشریح پیچیدگی توسعه میدان گازی فرزاد در مقایسه با پارس جنوبی

معاون امور توسعه و مهندسی مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران ضمن تشریح پیچیدگی‌های توسعه میدان گازی فرزاد «ب» گفت: با توجه به مشکلات انتقال گاز ترش در این میدان، سخت‌ترین لوله‌گذاری دریایی در ایران در این موقعیت اجرا خواهد شد.

به گزارش روابط‌عمومی شرکت نفت و گاز پارس، رضا دهقان امروز (دوشنبه، 27 اردیبهشت 1400) در مراسم امضای قرارداد توسعه میدان گازی فرزاد «ب» با اشاره به موقعیت جغرافیایی این میدان مشترک گازی در مرز آبی ایران و عربستان گفت: در حال حاضر عربستان سعودی در حال برداشت از این مخزن است.

دهقان با بیان اینکه برای توسعه این میدان نصب و راه‌اندازی دو سکو برنامه‌ریزی شده است، گفت: یک سکوی سرچاهی فرعی با حفر 4 حلقه چاه تولیدی و یک سکوی سرچاهی اصلی با حفر 4 حلقه چاه تولیدی در نظر گرفته شده و تأسیسات جداسازی روی سکوی اصلی قرار می‌گیرد، بدین ترتیب سیال ترشی که در سکوی فرعی تولید می‌شود، از طریق یک خط لوله 20 اینچ سه کیلومتری به سکوی اصلی منتقل و جداسازی می‌شود.

وی ادامه داد: در این مرحله یک خط لوله 36 اینچ انتقال گاز ترش به طول 230 کیلومتر و به موازات آن یک خط لوله 10 اینچ انتقال میعانات گازی به طول 230 کیلومتر تا تأسیسات خشکی در نظر گرفته شده است.

به گفته دهقان، تأسیسات ساحلی طرح نیز شامل تجهیزات دریافت سیال ترش تولیدی بخش فراساحل و جداسازی میعانات به همراه تأسیسات جانبی و خطوط لوله خشکی برای انتقال و توزیع گاز ترش و میعانات به پالایشگاه‌های مستقر در منطقه پارس 2 است.

معاون امور توسعه و مهندسی مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران تولید این میدان را روزانه ۲۸ میلیون مترمکعب معادل یک فاز پارس جنوبی، 5 هزار بشکه میعانات گازی و 1200 تن گوگرد اعلام کرد و گفت: اگرچه تولید هدف‌گذاری‌شده،‌ معادل یک فاز پارس جنوبی است اما کار در این‌ میدان به مراتب سخت‌تر از پارس جنوبی است.

وی با بیان اینکه برای اجرای قرارداد توسعه میدان گازی فرزاد «ب»، ۱۷۸۰‌ میلیون دلار سرمایه‌گذاری پیش‌بینی می‌شود؛ گفت: توسعه این طرح پنچ سال به طول می‌انجامد.

رضا دهقان توسعه این میدان را در شرایط سخت و با عدم قطعیت بالا خواند و در مقایسه با وضعیت میدان پارس جنوبی گفت: فاصله این میدان در مقایسه با پارس جنوبی دو برابر، دمای مخزن 128 درجه سانتی‌گراد (نزدیک به 2 برابر)، فشار مخزن 9 هزار PSI و حدود دو برابر، ترکیبات گوگردی در سیال تولیدی به طور متوسط 36 هزار پی.پی.ام و حدود 8 برابر و ناخالصی‌های دیگر نیز حدود 3 برابر پارس جنوبی هستند و به همه این موارد باید پیچیدگی‌های زمین‌شناسی و مشکلات حفاری را افزود.

وی با اشاره به مشکلات موجود در توسعه این میدان گفت: وجود ناخالصی‌ها، دما و فشار بیشتر، انتقال گاز را با مشکل مواجه می‌کند، بنابراین خطوط لوله‌ای که در این میدان نصب می‌شود، با آنچه تا کنون اجرا شده، تفاوت عمده‌ای دارد و سخت‌ترین خطوط لوله دریایی در ایران در این میدان اجرا خواهد شد.

معاون امور توسعه و مهندسی مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران شرکت پتروپارس را مناسب‌ترین پیمانکار برای توسعه این میدان مشترک خواند و گفت: این شرکت بیشترین حضور موفق را در پارس جنوبی به عنوان‌ مخزن مشابه داشته است.


آخرين اخبار
 
 
Copyright 2017 © Pars Oil and Gas Company :: Powered By Parsian