در دوران پس از انقلاب و دوران پس از انقلاب

دانلود پایان نامه

این قرارداد به عنوان اولین قرارداد نفتی ایران به شیوه بیع متقابل است که پس از انصراف شرکت نفتی کونو در تاریخ 22/4/1374 بین شرکت ملی نفت ایران و شرکت فرانسوی توتال امضاء رسید.
میدان سیری E در ۲۰ کیلومتری جنوب شرقی جزیره سیری و میدان سیری A در فاصله ۵۰ کیلومتری جنوب غربی این جزیره قرار دارد . هدف از اجرای طرح های توسعه میادین سیری A و E تولید روزانه بشکه نفت در روز(به ترتیب ۱۰۰۰۰۰ و00 ۲40 بشکه نفت خام در روز) از این میادین بوده است. در حال حاضر تعدادی از چاه های میدا ن سیری به علت تولید بیش از حد نفت خام، نسبت گاز به نفت افزایش یافته است که صدمه قابل ملاحظ ه ای به مخزن وارد م ی آورد و کام ً لا مغایر با بهره برداری صیانتی از این مخزن یا هر مخزن دیگر است . به عبارت دیگر، از یک طرف روزانه
حدود ۱۵۰ هزار بشکه آب در این میدان تزریق م ی شود و از طرف دیگر حجم عظیمی گاز اضافی از آن بهره برداری می گردد که مغایر اصل تزریق و بالا نگه داشتن فشار مخزن است . لذاپیشنهاد می شود با بستن و یا پائین آوردن میزان تولید از چاه هایی که با نسبت بالا بهره برداری می شود از سوزاندن و به هدر دادن گازها جلوگیری به عمل آید .
همان طور که در قرارداد سیری – توتال مشاهده می شود، سه مورد فریبکاری از طرف شرکت توتال اعمال شده است : تولید بیشتر از توان میدان ، سوزاندن گاز همراه نفت و تزریق آب به مخزن.
بند دوم:طرح توسعه میدان پارس جنوبی
میدان گازی پارس جنوبی با داشتن 130/13 تریلیون متر مکعب گاز و 1/17 میلیارد بشکه ۱۳ تریلیون متر مکعب گاز و میدان گازی پارس جنوبی با داشتن ۱۳۰میعانات گازی بزرگترین میدان گازی مستقل جهان است و میان ایران و قطر مشترک می باشد. با توجه به اینکه قطر از سال ۱۹۹۲ برداشت از این مخرن را آغاز نموده است، وزارت نفت جمهوری اسلامی ایران به منظور جلوگیری از مهاجرت گاز و میعانات گازی و نیز تامین گاز مورد نیاز کشور و صادرات میعانات گازی، بهره برداری و توسعه این میدان را در دستور کار خویش قرارداد.
میدان گازی پارس جنوبی در امتداد میدان گازی گنبد شمالی و در خلیج فارس واقع می باشد . این میدان در یکصد کیلومتری جنوب غربی بندر عسلویه قرار دارد . وسعت این میدان (که در سال ۱۳۵۰ هجری شمسی کشف شد) ۹۷۰۰ کیلومتر بوده که ۳۷۰۰ کیلومتر آن در آبهای ایران و ۶ هزار کیلومتر آن در آبهای قطر قرار گرفته است. ذخیره گازی بخش مربوط به ایران طبق برآوردها بیشتر بوده و حدود ۸ درصدکل ذخایر گاز جهان و بالغ بر ۴۰ درصد ذخایر گازی کشور را به خود اختصاص داده است . با توجه به وسعت میدان، طرح توسعه آن در قالب چندین مرحله صورت گرفته است. برای نمونه فاز دو و سه پارس جنوبی بررسی می شود.
عملیات توسعه فاز ۲ و ۳ میدان پارس جنوبی با هدف استحصال روزانه ۲ میلیارد فوت مکعب گاز، حدود ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی و ۴۰۰ تن گوگرد به صورت بیع متقابل در تاریخ 8/7/1376 با کنسرسیومی متشکل از شرکت های توتال ١ فرانسه و پتروناس ٢ مالزی منعقد گردید.
این قرارداد از نظر حجم مالی یکی از بزرگترین قراردادهای نفتی در دوران پس از انقلاب اسلامی می باشد . سقف هزینه های سرمایه ای این قرارداد ۲۰۱۲ میلیون دلار و بهره بانکی آن (با نرخ بهره لیبور+75/. درصد) ، حدود ۸۰۷ میلیون دلار برآورد می شود. حق الزحمه مقطوع /۷۵+ نرخ بهره لیبور ٣ پیمانکار ۱۴۰۰ میلیون دلار خواهد بود که ۲۵۱ میلیون دلار آن برای سایر هزینه های تأمین مالی پیش بینی شده است . هزینه های غیر سرمایه ای (شامل گمرک، بیمه، هزینه های آموزش نیرویانسانی و …) ، درصد هزینه های سرمایه ای برآورد می شود که در ابتدا به خزانه دولت واریز شده و سپس به اقساط از محل درآمد پروژه به پیمانکار بازپرداخت خواهد شد.
شرکت نفت توتال بهترین ناحیه این میدان را به خود اختصاص داده و سطوح فازهای ۲و ۳ را حدود ۱۴۰ کیلومتر مربع تعیین کرده است . این در حالی است که سطح مورد نیاز فازها به منظور بهره برداری روزان ه یک میلیارد پای مکعب، در حدود ۷۰ کیلومتر مربع کافی است. این مساحت به عنوان الگو در فازهای بعدی نیز مورد استفاده قرار گرفت . یکی از اهداف اصلی این شرکت، جلوگیری از آثار ناشی از بهره برداری ناحیه ایران بر روی چاه های گاز ناحیه قطر است که خود این شرکت در آن ناحیه مشارکت دارد . اکنون لازم است برنام ه ریزی صحیحی جهت بالا بردن مقدار تولید گاز از کلیه فازها انجام شود . جهت جلوگیری از مهاجرت گاز از ناحیه ایران به قطر، لازم است میزان تولید از کلیه فازها تا دو برابر حجم فعلی آ ن ها افزایش یابد .
بند سوم :توسعه میادین نفتی سروش و نوروز
قرارداد توسعه این میادین با هدف استخراج ۱۹۰ هزار بشکه نفت خام در روز(هزار بشکه ازمیدان سروش و ۹۰ هزار بشکه متعلق به نوروز) بصورت بیع متقابل بین شرکت ملی نفت ایران و شرکت نفتی شل در تاریخ23/8/1378 منعقد گردید . سقف هزینه های سرمایه ای این قرارداد میلیون دلار، هزینه های بانکی ۲۰۵ میلیون دلار، پاداش م قطوع پیمانکار ۴۵۰ میلیون دلار وسایر هزینه های غیر سرمایه ای ۱۵۲ میلیون دلار که در مجموع بالغ بر ۱۶۰۶ میلیون دلار خواهدبود.
این پروژه شامل سه بخش به قرار زیر است:
الف) توسعه میدان سروش به میدان ۱۰۰ هزار بشکه در روز
این میدان مشترک نیست و حاوی نفت خام سنگ ین است . قیمت تمام شده نفت آن در سال١٣٧٨ ، حدود ۶ دلار پایین تر از قیمت متوسط نفت خام کشور است . شرکت شل متعهد شده است با تزریق آب و شدت دادن به آبرانی ١ مخزن در این میدان، روزانه نزدیک به ۱۰۰ هزار بشکه نفت برای مدت حدود ۱۰ سال یعنی بیش از ۳۰۰ میلیون بشکه ن فت از این میدان
استخراج نماید. ضمن آن که پس از ۲۱ روز که سطح تولید به رقم ۱۰۰ هزار بشکه رسید.این در مقایسه با مدت ۱۰ سال استمرار تولید، زمان بسیار کوتاهی است . کلیه تاسیسات جهت ادامه تولید به شرکت ملی نفت ایران تحویل خواهد شد.
بر اساس رفتار قبلی این میدا ن، هنگامی که روزانه حدود ۳۰ هزار بشکه از آن بهره برداری می شد، بهر ه برداری از این میدان بر اساس روزانه ۱۰۰ هزار بشکه و تزریق آب میسر نخواهد شد .
به بیان دیگر، پس از تولید حدود ۱۰۰ میلیون بشکه نفت در طول ۳ تا ۴ سال آینده، بهره برداری نفت از این میدان با اشکا لات فراوان، از جمله تول ید حجم زیادی آب صورت خواهد گرفت که عملا امکان استمرار تولید را مشکل خواهد یافت.
ضمن این که آب استخراجی از این میدان باید دوباره به مخزن تزریق شود؛ زیرا وارد نمودن آن به دریا با اشکالات زیست محیطی همراه خواهدبود.
ب) توسعه میدان نوروز به میزان ۹۰ هزار بشکه در روز این مید ان نیز مشترک نیست و دارای نفت نیمه سنگین و آبرانی نسبتا قوی است . بهره برداری ۹۰هزار بشکه در روز از این میدان باعث خواهد شد سطح آب در این میدان به سرعت به طبقات
بالایی مخزن نفوذ کند و از همان سال های اولیه، نفت همراه با آب، بهر هبرداری شود که در نتیجه
باعث کاهش تولید از میدان می گردد. در حالی که اگر گازهای همراه این مخزن و مخازن مجاور تزریق شود ضمن انبساط حجم نفت این مخزن، ضریب بازدهی آن نیز به نحو محسوسی بالا می رود. این کار باعث کاهش گرانروی (ویسکوزیته ) نفت این میدان می شود که کمک زیادی به بالا بردن بهره دهی چاه های این میدان است.
برای جلوگیری از زیان های ناشی از بهره برداری بیش از حد این میدان، پیشنهاد م ی شود که با کاهش تولید تا حدود ۵۰ هزار بشکه در روز و تزریق گازهای همراه این مخزن و مخازن مجاور در آن، برنامه توسعه این میدان، مورد تجدید نظر قرار گیرد . ضمن این که سرمای ه گذاری در این بخش نیز به میزان قابل ملاحظه ای کاهش خواهد یافت.
بندچهارم: طرح توسعه میدان نفتی درود
این طرح با هدف افزایش تولید روزانه ۲۲۰ هزار بشکه نفت به صورت بیع متقابل بین شرکت ملی نفت ایران و الف ٣ فرانسه ، در تاریخ 11/12/1377 منعقد گردید .
سقف هزینه های سرمایه ای ۵۴۰ میلیون دلار، هزینه های بانکی ۱۶۰ میلیون دلار ، حق الزحمه مقطوع پیمانکار ۲۹۸ میلیون دلار و هزینه های غیر سرمایه ای مانند گمرک بیمه، آموزش و …،10درصد هزینه های سرمایه، یعنی ۵۴ میلیو ن دلار می باشد . بنابراین مبلغ کل بازپرداخت ۱۰۵۲ میلیون دلار خواهد بود.