ذخیره گاز میدان پازن معادل 25 سال مصرف پایتخت است
سرویس اقتصادی -
مدیر اکتشاف شرکت ملی نفت گفت: با عملیاتی شدن میدان گازی تازه کشف شده پازن، امکان تولید گاز معادل استاندارد یک فاز جنوبی برای ۵۰ سال وجود خواهد داشت که به معنای توان تأمین نیاز پایتخت برای ۲۵ سال است.
به گزارش خبرنگار ما، میدان گازی پازن در غرب منطقه عسلویه، شمال‌غرب شهرستان جم و در امتداد رشته‌کوه‌های زاگرس واقع شده است. اکتشاف اولیه این میدان در سال ۱۳۹۴ انجام شد، اما به‌دلیل بروز مشکلات عملیاتی متوقف شد.
با ازسرگیری فعالیت‌های اکتشافی در شرکت ملی نفت، متخصصان حفاری کشور موفق به حفاری چاه دوم شدند که ظرفیت قابل توجهی به گاز تولیدی کشور اضافه می‌کند.
«محی‌الدین جعفری» مدیر اکتشاف شرکت ملی نفت در نشستی خبری در این خصوص اظهار داشت: برای چاه دوم به میزان چهار هزار و 600 متر حفاری کردیم. به لایه‌های دوران سوم، دوم و اول زمین‌شناسی رسیدیم و دو کشف مهم و افزایش حجم اولیه را ثبت کردیم که 10 هزار میلیارد مترمکعب گاز و 200 میلیون بشکه نفت کشف شد.
وی در همین زمینه در گفت‌وگو با کیهان، ضمن مقایسه تولید و اشتغالزایی این میدان در مقایسه با فازهای پارس جنوبی، گفت: با عملیاتی شدن میدان گازی تازه کشف شده پازن، امکان تولید گاز معادل استاندارد یک فاز پارس جنوبی برای 50 سال وجود خواهد داشت که به معنای توان تأمین گاز پایتخت برای 25 سال است.
مدیر اکتشاف شرکت ملی نفت خاطرنشان کرد: هر اکتشاف حدود
20 میلیون دلار هزینه دارد و در کل کشور هیچ کاری به اندازه اکتشاف نفت اشتغال ایجاد نمی‌کند.
جعفری با بیان اینکه پازن بزرگ‌ترین میدان گازی مستقل خشکی است، توضیح داد: کل میزان گاز تولیدی این میدان ۱۶۰ میلیون متر مکعب در روز و معادل یک‌سوم میزان تولید شرکت نفت و گاز زاگرس جنوبی است. اگر این حجم را به کشف اولیه اضافه کنیم، این میدان بزرگ‌ترین میدان گازی مستقل بخش خشکی کشور محسوب میشود.
او در ادامه با اشاره به تاثیر تولید گاز از پازن در کاهش ناترازی افزود: به‌تازگی قرارداد توسعه میدان منعقد شده و گاز تولیدی به مصرف منازل و صنعت خواهد رسید. پازن از جمله میادین پرامیدی است که ظرف مدت کوتاهی می‌توان آن را توسعه داد.
مدیر اکتشاف شرکت ملی نفت ایران، ارزش اقتصادی میدان گازی پازن را با در نظر گرفتن نرخ متوسط جهانی ۳۰ سنت برای هر مترمکعب گاز بالغ بر ۱۰۰ میلیارد دلار عنوان کرد و گفت: اولین واحد توسعه این میدان سال آینده منجر به سطح رسیدن نخستین برداشت گاز از این میدان میشود.
جعفری افزود: سه دکل حفاری را در استان بوشهر و فارس برای کشف ذخایر جدید گازی مستقر کرده‌ایم و در حال اکتشاف در این مناطق هستیم.
وی با اشاره به مخاطرات عملیات اکتشاف توضیح داد: لحظه‌ای که هیدروکربور (مهم‌ترین ماده آلی نفت) به سطح زمین می‌رسد چندین روز در سطح می‌سوزد و بعد از آن، تست محاسبات مطالعات مخزن انجام میشود، اینها پرمخاطره است. همچنین گازی که به سطح می‌رسد ترشی بالایی دارد، بعضا آتش‌سوزی دکل‌ها را هم داریم و یا لرزه‌نگاری در مناطق باتلاقی و پرخطر باید صورت گیرد.
این مسئول با بیان اینکه برای نخستین بار از هوش مصنوعی در انعقاد قراردادها استفاده کردیم، گفت: مشکلات را با هوش مصنوعی بررسی می‌کنیم و هوش مصنوعی مناقصات مربوطه برای حل مسائل را پیشنهاد می‌دهد. از طریق هوش مصنوعی خطاها را در پردازش و تفسیر داده‌ها کاهش می‌دهیم و برای نخستین بار، بومی‌سازی را با هوش مصنوعی انجام داده‌ایم.
وی ادامه داد: آخرین لرزه‌نگاری دریا مربوط به سال 1379 بوده و الان بعد از ۲۵ سال با مناقصه پارس آپادانا، در ناحیه مرزی با عربستان، کویت، امارات و بحرین لرزه‌نگاری انجام خواهیم داد که فرآیند مناقصه آن به زودی انجام خواهد شد.
مدیر اکتشاف شرکت ملی نفت با اشاره به اینکه میعانات گازی همراه با نفت این میدان از نظر حجم و کیفیت در سطحی بی‌سابقه قرار دارد، گفت: میعانات گازی همراه با گاز این میدان در مجموع ۲۳۷ میلیون بشکه در حجم درجا برآورد شده که از این میزان حدود ۷۴ میلیون بشکه قابل استحصال است. این میعانات کیفیتی بسیار بالا دارند. نفت این میدان نیز از نوع سبک است و گاز تولیدی آن کاملاً شیرین محسوب میشود که مزیتی مهم نسبت به برخی میادین دیگر کشور دارد.
جعفری با بیان اینکه دکل هم خشکی و هم دریا کمبود داریم، گفت: از آنجایی که با توجه به شرایط کشور، اولویت با بخش تولید است، درنتیجه بیشتر دکل‌ها هم در این بخش استفاده میشود.
مدیر اکتشاف شرکت ملی نفت گفت: در منطقه مغان اردبیل احتمال کشف نفت وجود دارد و برنامه لرزه‌نگاری سه‌بعدی را در این منطقه در دستور کار داریم، همین‌طور یک دکل در شمال شرق کشور برای اکتشاف ذخایر گازی مستقر خواهد شد.