به گزارش گروه اقتصادی خبرگزاری دانشجو، «محمد مشکین فام» مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس صبح امروز در نشستی خبری اظهار داشت: توسعه میدان گازی پارس جنوبی رو به اتمام است اما میدان گازی پارس شمالی که میدانی مشترک نیست، در اولویت توسعه شرکت ملی نفت ایران قرار نگرفته است.
وی افزود: در خصوص میدان گازی فرزاد B که میدانی مشترک با عربستان است، با هندی ها در حال مذاکره هستیم، پیش از این پیشنهاد مالی آنها ارائه شد اما ما این پیشنهاد را نپذیرفتیم و همچنان مذاکرات ادامه دارد.
مشکین فام در خصوص اینکه چه زمانی امضای قرارداد این میدان با هندی ها نهایی می شود، گفت: تا پایان سال جاری تعیین تکلیف خواهد شد که توسعه میدان گازی فرزاد B با شرکت های هندی به امضای قرارداد می رسد یا خیر.
وی ادامه داد: در خصوص فرزاد A نیز که میدان گازی مشترک با عربستان است، مذاکراتی با چند شرکت خارجی داشته ایم اما هنوز این مذاکرات به نتیجه ای نرسیده است.
مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس در خصوص میزان تولید گاز از میدان گازی پارس جنوبی گفت: در سال 92 تولید روزانه گاز ایران از پارس جنوبی 285 میلیون مترمکعب در روز از 10 فاز بود که صبح امروز با تولید 500 میلیون مترمکعب رکورد تاریخ تولید گاز ایران از این میدان شکست.
وی افزود: طی دو سه روز آینده با به مدار بهره برداری آمدن سکوی فاز 21 میزان تولید گاز از این میدان به 515 میلیون مترمکعب می رسد و تا پایان سال 95 میزان تولید گاز ما به رقم 550 میلیون مترمکعب در روز خواهد رسید.
مشکین فام با بیان اینکه ظرفیت تولید گاز در سمت قطر 21 میلیارد فوت مکعب است که قریب به حدود 600 میلیون مترمکعب در روز می شود، گفت: در سال 96 با بهره برداری از فازهای جدید، میزان تولید گاز ایران از پارس جنوبی به ظرفیت تولید قطر خواهد رسید.
وی ادامه داد: در طول سال 95 با افزایش تولید 140 میلیون مترمکعب تولید گاز تا پایان سال رکورد جدیدی در افزایش ظرفیت تولید گاز کشور به ثبت می رسد که تا امروز از مجموع این 140 میلیون مترمکعب، 95 میلیون مترمکعب افزایش تولید محقق شده است.
مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس مجموع بودجه مصوب پارس جنوبی را 91 میلیارد دلار اعلام کرد و گفت: تا امروز 69 میلیارد و 700 میلیون دلار در پارس جنوبی هزینه شده و تا پایان توسعه میدان گازی پارس جنوبی، 21 میلیارد دلار دیگر باید هزینه شود که این 21 میلیارد دلار ظرف یکی دو سال آینده هزینه می شود.
وی افزود: از ابتدای بهره برداری از پارس جنوبی تا پایان سال 94 در مجموع 879 میلیارد مترمکعب گاز طبیعی از این میدان توسط ایران برداشت شده که مجموع درآمد 378 میلیارد دلاری برای کشور به دنبال داشته است.
مشکین فام در خصوص مجموع ذخایر درجای میدان مشترک پارس جنوبی اذعان داشت: در مجموع 14 تریلیون مترمکعب ذخیره گاز و 18 میلیارد بشکه ذخیره میعانات گازی در این مخزن مشترک است و از مجموع 9700 کیلومترمربع مساحت این میدان گازی، 3700 کیلومتر مربع ان در آبهای ایران است.
وی ادامه داد: پیش بینی شده است که تمامی طرح های توسعه ای پارس جنوبی به جز فاز 11 تا پایان سال 96 تکمیل خواهد شد و با تکمیل توسعه پارس جنوبی روزانه 272 میلیون دلار و سالانه 90 میلیارد دلار ارزش محصولات تولیدی این میدان مشترک برای ایران است.
این مقام مسئول از تغییر برنامه های توسعه فازهای 13، 22، 23 و 24 با ترک پروژه ها از سوی شل و توتال در زمان تحریم ها خبر داد و گفت: قرار بود فازهای 13 و 22 تا 24 برای تبدیل گاز به LNG اختصاص یابند اما با رفتن شل و توتال که قرار بود این پروژه ها را اجرایی کنند، برنامه توسعه انها تغییر کرد و مثل دیگر فازهای پارس جنوبی با احداث پالایشگاه گازی در خشکی، گاز آنها شیرین سازی خواهد شد و به شبکه سراسری تزریق می شود.
مشکین فام با بیان اینکه "بحث افت فشار در میدان گازی پارس جنوبی طبیعی است" گفت: از قبل پیش بینی می کردیم که با افت فشار مواجه شویم، در فاز 12 در سکوی 12C بیش از آنچه تصور می شد با افت فشار مواجه شدیم و از مجموع ظرفیت یک میلیارد فوت مکعبی این سکو فقط یک سوم آن تولید می شود و سکوی 12D که قرار بود زمانی در نقطه ای مشخص شده نصب شود، با تغییر مکانی مواجه شده و قرار است در نقطه دیگری در اینده این سکو با حفر 9 حلقه چاه نصب شود و گاز تولیدی از نقطه مورد نظر در فاز 12 به سکوی 12C منتقل شده و بعد به خشکی انتقال یابد.
وی افزود: با کنسرسیومی به رهبری توتال موافقنامه توسعه فاز 11 پارس جنوبی امضا شده که پیش بینی می شود ظرف چندماه آینده این موافقتنامه به قرارداد برسد.
این مقام مسئول با بیان اینکه "توتال اقدام به طراحی و ساخت سکوی افزایش فشار برای فاز 11 خواهد کرد، گفت: برای تولید هر هزار فوت مکعب گاز از این فاز، پاداشی برای توتال در نظر گرفته شده که رقم آنرا اعلام نمی کنیم اما به طور مثال برای قراردادهای اینچنینی برای میادین گازی برای تولید هر هزار فوت مکعب مثلا 40 سنت پاداش در نظر گرفته می شود که البته این پاداش ربطی به افزایش تولید ندارد.
وی ادامه داد: این پاداش در قراردادهای نفتی به ازای تولید هر بشکه نفت محسوب می شود اما برای رسیدن به رقم مناسبی از پاداش در قرارداد فاز 11 مسائل مختلفی چون میزان سرمایه گذاری پیمانکار، نرخ بازگشت سرمایه، میزان تولید و میزان نگهداشت تولید در نظر گرفته می شود، پس توتال هر چه تولید بیشتری از این فاز داشته باشد بیشتر عایدات نصیبش می شود.