5 حقول نفط بحرية في الشرق الأوسط تخضع للتوسعة.. إمكانات ضخمة (تقرير)

تشهد 5 حقول نفط بحرية في الشرق الأوسط خططًا لتعزيز الإنتاج، وفق إستراتيجيات متباينة، غالبًا ما تتضمن إطالة عمر المنصات، وربطها تحت سطح البحر، وتقنيات الاستخراج المُعزّز للنفط لمواجهة معدلات الانخفاض الطبيعية.

ووفق تقرير حديث حصلت عليه منصة الطاقة المتخصصة (مقرّها واشنطن)، يستثمر مشغّلون -منهم أرامكو السعودية، وأدنوك الإماراتية، وقطر للطاقة- بكثافة في منطقة الشرق الأوسط، التي من المتوقع أن تُمثّل ما يقرب من نصف نمو العرض البحري العالمي بحلول عام 2030.

ويتوقع مجلس التعاون الخليجي ارتفاع إنتاج الحقول البحرية بنسبة 30%، ليصل إلى 14.9 مليون برميل من النفط المكافئ يوميًا بحلول عام 2028، ويعود ذلك أساسًا إلى توسعات الحقول القائمة.

كما من المتوقع أن تصل الاستثمارات في المشروعات البحرية بمنطقة الشرق الأوسط إلى 260 مليار دولار بين عامي 2025 و2030.

تطوير حقول النفط البحرية

يُعدّ الخليج العربي مركزًا رئيسًا لنشاط تطوير حقول النفط البحرية القائمة، حيث تخضع حقول ناضجة في السعودية، والإمارات، وقطر، لعمليات تطوير شاملة.

في هذا التقرير، نستعرض أبرز مشروعات توسعة الحقول القائمة في الخليج العربي:

• حقل السفانية البحري في السعودية

يهدف مشروع توسعة حقل السفانية النفطي التابع لأرامكو السعودية لزيادة الإنتاج إلى 1.5 مليون برميل يوميًا بحلول عام 2027، من خلال سلسلة من عمليات تطوير الحقول القائمة.

يقع حقل السفانية النفطي قبالة الساحل الشرقي للمملكة العربية السعودية، وهو أكبر حقل نفط بحري تقليدي في العالم من حيث الاحتياطيات القابلة للاستخراج، التي تُقدَّر بأكثر من 37 مليار برميل من النفط و5.6 تريليون قدم مكعبة من الغاز المصاحب.

وتشغّل شركة أرامكو الحقل، الذي يمتد على مساحة 65 كيلومترًا مربعًا تقريبًا في 15 كيلومترًا مربعًا، ويقع على بُعد 200 كيلومتر شمال الظهران في مياه ضحلة (30-50 مترًا).

ووفق قاعدة بيانات الحقول لدى منصة الطاقة المتخصصة، اكتُشف حقل السفانية عام 1951، وبدأ تشغيله عام 1957، وهو يُعدّ حجر الزاوية في إنتاج النفط في السعودية، كما يمثّل نحو 15% من إجمالي إنتاج أرامكو السعودية من النفط.

يتراوح الإنتاج الحالي لحقل السفانية بين 1.2 و1.3 مليون برميل يوميًا، مع خطط للحفاظ عليه أو زيادته إلى 1.5 مليون برميل يوميًا بحلول عام 2027، من خلال تطوير الحقول القائمة.

ويتطلب وضع حقل السفانية الناضج -الذي يمتدّ إنتاجه لأكثر من 65 عامًا- إستراتيجيات لتطوير الحقول القائمة، لمواجهة معدلات الانخفاض الطبيعي (5-10% سنويًا) وإطالة عمر الحقل، بحسب ما جاء في التقرير الذي نشرته منصة "أوفشور ماغازين" (Offshore Magazine).

ويركّز استثمار أرامكو السعودية -الذي يتجاوز 10 مليارات دولار، في الخطة الرئيسة لتطوير حقل السفانية (SMDP) والمشروعات ذات الصلة- على تطوير البنية التحتية، وأساليب الاستخلاص المعزز للنفط، وتقنيات الرقمنة.

وفيما يلي بعض المبادرات للخطّة الرئيسة لتطوير حقل السفانية، بهدف إطالة عمر الحقل لمدة تتراوح بين 15 و20 عامًا، بما يعزز هدف تحقيق إنتاج مستدام يبلغ 1.5 مليون برميل يوميًا:

• تركيب 10 منصات جديدة وتطوير المنصات الحالية، بهدف إضافة 300 ألف برميل يوميًا بحلول عام 2025.
• تركيب أكثر من 100 منصة جديدة لرؤوس الآبار منذ عام 2020، مع إضافة 20 إلى 30 منصة أخرى في المدة 2024-2025، وهي مجهزة بأنظمة حفر آلية وإكمال ذكية.
• توسيع أنظمة الربط البحرية لدمج الخزانات الأصغر في النظام الرئيس، ما يقلل تكاليف التطوير بنسبة 20-25% مقارنةً بالمشروعات الجديدة.

ومن المتوقع أن تزيد إجراءات الاستخلاص المعزز للنفط، من نسبة الاستخلاص من 40% إلى 50-55% في المناطق المستهدفة.

وفيما يتعلق بالرقمنة والتقنيات الذكية، تنشر أرامكو السعودية مجموعة من "تقنيات الثورة الصناعية الرابعة"، بما في ذلك التحكم التنبؤي بالنماذج المدعوم بالذكاء الاصطناعي، وأجهزة استشعار إنترنت الأشياء لمراقبة الخزانات في الوقت الفعلي، ما يقلل من وقت التوقف بنسبة 15% واستهلاك الطاقة بنسبة 20%.

وتهدف أرامكو إلى تجهيز أكثر من 200 بئر بتقنيات "ذكية" أو تقنيات إكمال ذكية بحلول عام 2025، ما يسمح بالتحكم في التدفق عن بُعد وتحليل البيانات.

وواجهت إستراتيجية تطوير الحقول القائمة عقبة في فبراير/شباط 2025، عندما ألغت أرامكو عملية تقديم العطاءات لتوسعة كبيرة لحقل السفانية، تماشيًا مع أمر الحكومة بوقف خطط زيادة الطاقة الإنتاجية المستدامة البالغة 12 مليون برميل يوميًا.

وتشير التقارير إلى أن الإنتاج الحالي لم يتوقف، ولكن تأجلت التوسعة واسعة النطاق التي كانت مخططة، في حين من المتوقع أن تستمر مشروعات التوسعة الأخرى التي وصلت إلى مرحلة اتخاذ قرار الاستثمار النهائي، كما هو مخطط لها.

• حقل المرجان البحري في السعودية

يُعدّ برنامج زيادة إنتاج حقل المرجان التابع لأرامكو السعودية مشروعًا رائدًا لتطوير الحقول القائمة، إذ يهدف إلى إعادة إحياء الحقل البحري الناضج في الخليج العربي، الذي يقع على بُعد نحو 85 كيلومترًا شمال شرق مجمع تناجيب النفطي، و260 كيلومترًا شمال شرق الظهران.

ووفق قاعدة بيانات الحقول لدى منصة الطاقة المتخصصة، اكتُشِف حقل المرجان عام 1967 ضمن موجة من الاكتشافات البحرية التي وسّعت محفظة أرامكو، ويواصل إنتاجه منذ عقود، ولكنه يواجه تراجعًا طبيعيًا.

ويُعدّ البرنامج، الذي أُعلِن عام 2017، أحد أكثر مشروعات أرامكو البحرية تعقيدًا، إذ يتضمن أعمال بناء غير مسبوقة في حقل مكتظّ يضم أكثر من 100 منصة قائمة.

بحلول أكتوبر/تشرين الأول 2025، بلغ المشروع مراحل متقدمة من البناء والتشغيل، ومن المتوقع أن يبدأ الإنتاج بكامل طاقته بحلول أواخر عام 2025، ما سيضيف 300 ألف برميل يوميًا من النفط الخام العربي المتوسط.

ومن ثم، ترتفع الطاقة الإنتاجية للحقل من 500 ألف برميل يوميًا إلى 800 ألف برميل يوميًا، و2.5 مليار قدم مكعبة قياسية يوميًا من معالجة الغاز، بالإضافة إلى 360 ألف برميل يوميًا من سوائل الغاز الطبيعي.

ويستهدف البرنامج زيادةً شاملةً في إنتاج حقل المرجان، لمواجهة معدلات انخفاض تتراوح بين 5% و8% سنويًا في الخزّانات الناضجة.

كما يُركّز برنامج زيادة الإنتاج في حقل المرجان على خفض كثافة الكربون، من خلال عمليات إكمال الآبار المتقدمة، وإدارة الخزانات، وتقنيات مثل عمليات التفتيش المدعومة بالذكاء الاصطناعي.

وينقسم البرنامج إلى حزم متعددة (مثل الحزم من 1 إلى 12)، تجمع بين تطوير الحقول القائمة (ربطها بالمنصات الحالية) والإنشاءات الجديدة.

وينص برنامج زيادة الإنتاج في حقل المرجان على إنشاء 24 منصة بحرية جديدة لإنتاج النفط، وحقن المياه، وحقن الغاز، بالإضافة إلى تطوير المنصات الحالية، ويشمل ذلك 6 منصات ثقيلة مُركّبة بتقنية التعويم، بالإضافة إلى 3 منصات ربط جديدة لعمليات التوصيل تحت سطح البحر.

كما ينص البرنامج على نشر تقنيات الإكمال الذكي لأكثر من 200 بئر جديدة، مع إمكانات المراقبة عن بُعد.

وفيما يتعلق بالبنية التحتية تحت سطح البحر، يدعو برنامج زيادة الإنتاج في حقل المرجان إلى إنشاء أكثر من 200 كيلومتر من خطوط الأنابيب و250 كيلومترًا من الخطوط لربط الخزانات والمرافق، بما في ذلك شبكات معقّدة لتصدير النفط، وتجميع الغاز، وأنظمة الحقن.

كما يتضمن المشروع أطول خطوط بحرية مَدَّتْها أرامكو على الإطلاق لنقل الكهرباء والبيانات.

• حقل الظلوف البحري في السعودية

حقل الظلوف هو حقل نفط بحري تقليدي كبير يقع في مياه ضحلة بالخليج العربي، على بُعد نحو 40 كيلومترًا من الساحل الشمالي الشرقي للمملكة العربية السعودية.

ووفق قاعدة بيانات الحقول لدى منصة الطاقة، تُقدَّر احتياطيات حقل الظلوف المؤكدة بأكثر من 31 مليار برميل من النفط المكافئ، وتملكه وتديره شركة أرامكو السعودية، وبدأ الإنتاج عام 1973.

حقل الظلوف مورد رئيس للسعودية، إذ شهد خلال السنوات القليلة الماضية مشروع توسعة واسع النطاق لزيادة إنتاجه، من خلال إضافة منصات جديدة وبنية تحتية تحت سطح البحر وخطوط أنابيب.

في عام 2018، بدأ مشروع توسعة بمليارات الدولارات لزيادة الطاقة الإنتاجية لحقل الظلوف بأكثر من 600 ألف برميل يوميًا، ما ضاعف إنتاج الحقل تقريبًا إلى 1.4 مليون برميل يوميًا من النفط الخام الثقيل.

ومن العناصر الرئيسة لهذه التوسعة تطوير مصنع بحري رابع لفصل الغاز عن النفط (GOSP-4)؛ إذ صُمِّم المشروع بوصفه منشأة معالجة بحرية مركزية للتعامل مع الإنتاج المتزايد المخطط له، مع دمج أنظمة كهربة حديثة للمضخّات الغاطسة الكهربائية، وأنظمة ضغط الغاز.

ويجري العمل على إنشاء المشروع، ولكن من المتوقع أن يبدأ تشغيله عام 2026، وهو الجدول الزمني الذي أُعيد تأكيده مؤخرًا على الرغم من تقليص أرامكو لبعض خطط التوسع الأوسع نطاقًا، حيث أُعطيت الأولوية لإتمام مشروع الظلوف، إلى جانب حقلَي المرجان والبري.

ومنحت أرامكو السعودية العديد من عقود الهندسة والتوريد والبناء والتركيب (EPCI) لدفع عجلة التوسعة؛ إذ حصلت شركات على عقود رئيسة، منها ماكديرموت الدولية، ولارسن آند توبرو للهندسة الهيدروكربونية، وصب سي 7، والشركة الوطنية للإنشاءات البترولية (NPCC).

وبحلول منتصف عام 2025، منحت أرامكو السعودية عقودًا لمرحلة جديدة من التوسعة، بقيمة تقديرية تبلغ نحو 5 مليارات دولار، لتعزيز الطاقة الإنتاجية بشكل أكبر.

بالإضافة إلى ذلك، تتضمن توسعة الظلوف تركيب منصات جديدة، وخطوط أنابيب بحرية، وكابلات، مع إيقاف تشغيل البنية التحتية القديمة؛ إذ يجري التخلص تدريجيًا من البنية التحتية القديمة لصالح هذه المنصات الكهربائية الجديدة لإطالة عمر الحقل وزيادة كفاءته.

• توسعة حقل زاكوم العلوي في الإمارات

يُعدّ حقل زاكوم العلوي النفطي البحري، الواقع على بُعد نحو 84 كيلومترًا شمال غرب أبوظبي في دولة الإمارات العربية المتحدة، أحد أكبر احتياطيات الهيدروكربونات في العالم.

اكتُشف الحق عام 1963، وتُقدَّر احتياطياته المؤكدة من النفط الخام بنحو 50 مليار برميل، ما يجعله ثاني أكبر حقل نفط بحري ورابع أكبر حقل نفط عالميًا، بحسب قاعدة بيانات الحقول لدى منصة الطاقة المتخصصة.

وبدأ إنتاجه عام 1982، وهو حاليًا أكبر حقل منتج في محفظة شركة بترول أبوظبي الوطنية (أدنوك)، ويسهم بشكل كبير بإنتاج النفط في دولة الإمارات؛ وتُشغّله أدنوك البحرية، التابعة لشركة أدنوك.

وتستعمل أدنوك أساليب الاستخلاص المعزز للنفط (EOR) جزءًا من مشروعات التوسع والتطوير الجارية، مثل مشروع توسعة حقل زاكوم العلوي (UZ 750).

وتُعدّ أساليب الاستخلاص المعزز للنفط أساسية لزيادة الطاقة الإنتاجية للحقل، وتضمنت مجموعة من الإستراتيجيات، مثل الرفع الاصطناعي، والرفع بالغاز، وتقنيات أخرى لتعزيز الاستخلاص.

وتضمنت هذه الجهود إنشاء جزر اصطناعية تتّسع لآبار متعددة ومنشآت معالجة، وتشمل المراحل اللاحقة تركيب ضاغط الرفع بالغاز المتكامل، ووحدة تجفيف الغاز، ونظام استعادة البخار، وهي كلّها مكونات أساسية لعملية الاستخلاص المعزز للنفط.

وصُمِّمت إستراتيجية أدنوك الحالية لتطوير الحقول القائمة لتوسعة حقل زاكوم العلوي بهدف تحسين البنية التحتية الحالية لدعم أهداف الإنتاج الطموحة (1.2-1.5 مليون برميل يوميًا)، مع دمج تقنية الاستخلاص المعزز للنفط، لتعظيم الاستخلاص من مكامنها القديمة.

ويُعدّ الاستخلاص المعزز للنفط، وخاصةً حقن الغاز، محوريًا في هذه الإستراتيجية، ما يُمكّن من تحقيق عائدات أعلى من الآبار الحالية.

ومن خلال الجمع بين تطوير البنية التحتية والعمليات القائمة على الذكاء الاصطناعي والممارسات المستدامة، تتطلع أدنوك إلى ضمان بقاء حقل زاكوم العلوي حجر الزاوية ببرنامج إنتاج النفط في دولة الإمارات العربية المتحدة.

• حقل العد الشرقي-القبة الشمالية في قطر

تعمل شركة قطر للطاقة على تطوير مشروع الجزء الثاني من المرحلة الخامسة لتطوير حقل العد الشرقي-القبة الشمالية، وهو مبادرة رئيسة لتطوير حقول النفط والغاز الخام في المناطق البحرية، تُركّز على توسعة حقل العد الشرقي-القبة الشمالية (ISND).

ويُعدّ حقل العد الشرقي-القبة الشمالية أحد أكبر حقول النفط البحرية في قطر، ويقع على بُعد بحو 85 كيلومترًا شرق الدوحة في الخليج العربي.

اكتُشف الحقل عام 1960، ويتألف من هيكلي القبة الشمالية الأكبر والقبة الجنوبية الأصغر، وكان منتجًا رئيسًا للنفط الخام، حيث بلغ إنتاجه المستهدف تاريخيًا نحو 100 ألف برميل نفط يوميًا، وفق قاعدة بيانات الحقول لدى منصة الطاقة المتخصصة.

ويتضمن المشروع حفر أكثر من 200 بئر جديدة (للإنتاج، وحقن المياه، ومصادر المياه)، وتركيب مرافق داعمة، مثل منصات رؤوس الآبار، وخطوط الأنابيب، ومعدّات المعالجة.

وفازت شركة هندسة النفط البحرية الصينية (COOEC) بعقد المشروع في يناير/كانون الثاني 2024، ثم وُقِّعَ في يونيو/حزيران 2024، بقيمة نحو 2.216 مليار ريال قطري، أي ما يعادل نحو 609 ملايين دولار.

ومن المتوقع أن يستمر المشروع 43 شهرًا، ومن المقرر إنجازه في أوائل عام 2028.

موضوعات متعلقة..

• اكتشافات النفط والغاز في 2024.. الحقول البحرية تهيمن بقيادة دولة عربية
• بدء تطوير حقل نفط ضخم في الشرق الأوسط.. احتياطياته 1.4 مليار برميل
• توقعات التنقيب البحري عن النفط والغاز.. السعودية وقطر ضمن أسواق النمو (تقرير)

اقرأ أيضًا..

• جنوح ناقلة نفط في قناة السويس.. و5 قاطرات تنقذ الموقف
• سعة تخزين الغاز تحت الأرض ترتفع إلى 424 مليار متر مكعب
• سوق الهيدروجين الأخضر ليست في انتكاسة.. و5 دول عربية تملك مفاتيح الريادة (حوار)
• طاقة تصدير الغاز المسال العالمية قد ترتفع 300 مليار متر مكعب سنويًا (تقرير)

المصدر:

• توسعة 5 حقول نفط بحرية في الشرق الأوسط، من منصة "أوفشور ماغازين"