مجری طرح توسعه میدان مشترک پارس جنوبی؛

آینده گازی ایران در خطر است

پارس جنوبی، بزرگترین میدان گازی ایران که حدود 70 درصد از گاز مصرفی کشور را تأمین می‌کند، در آستانه افت فشار و کاهش ظرفیت تولید گاز است.

کد خبر: ۵۰۱۹۱۰

۱۱ بهمن ۱۳۹۹

به گزارش اقتصادآنلاین به نقل از ایران، اتفاقی که برخی از کارشناسان آن را نتیجه مسابقه میان دو شریک مخزن مشترک این میدان یعنی ایران و قطر، بهره‌برداری غلط و توسعه نادرست چاه‌ها می‌دانند و برخی هم می‌گویند که این مسأله در مورد یک مخزن مشترک کاملاً طبیعی است و دیر یا زود رخ می‌دهد. اما حالا باید چکار کرد تا سطح تولید گاز این میدان مهم که اهمیت آن زمستان امسال بیش از پیش نمایان شد، حفظ شود؟ در حال حاضر ۲۷ بلوک گازی پارس جنوبی در مدار تولید قرار دارد و دو بلوک فاز ۱۱ نیز در حال توسعه است. نزدیک به 700 میلیون مترمکعب در روز گاز طبیعی از این میدان برداشت می‌شود که این میزان 70 درصد تولید گاز کشور را تشکیل می‌دهد. اما حالا محمد مشکین‌فام، مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس از ورود این میدان به دوره سخت خبر می‌دهد.

مشکین‌فام در گفت‌وگو با «ایران» می‌گوید: «افت تدریجی ظرفیت تولید گاز در میدان مشترک پارس جنوبی از 3 سال دیگر رقم خواهد خورد. افت تولیدی که سالانه حداکثر 5 درصد و نزدیک به تولید یک فاز پارس جنوبی تخمین زده می‌شود و باید برای آن برنامه‌ریزی کرد.»

اما افت تولید به اندازه یک فاز پارس جنوبی رقم بزرگی است که اگر برای آن فکری نشود، کشور نه تنها از حضور گسترده در بازارهای جهانی همچنان محروم می‌ماند بلکه بزودی با کمبود گاز در داخل مواجه می شود. یک فاز پارس جنوبی بین 26 تا 28 میلیون مترمکعب در روز گاز ترش تولید می‌کند و رقم قابل توجهی است. برای درک اهمیت آن، این حجم از تولید گاز بعد از شیرین‌سازی نزدیک به میزان مصرف گاز سی ان جی کشور می‌شود.

آغاز مرحله نگهداشت تولید پارس جنوبی از 8 ماه قبل

مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس که بازوی اجرایی شرکت ملی نفت ایران در این میدان محسوب می‌شود، از آغاز فاز دو توسعه میدان پارس جنوبی یعنی همان حفظ و نگهداشت تولید فعلی، از 8 ماه قبل خبر می‌دهد و می‌گوید: «این افت فشار و ظرفیت تولید چیزی نیست که یک دفعه اتفاق بیفتد و به مرور زمان رخ خواهد داد. اگرچه از ابتدا در فاز 12 پارس جنوبی شاهد این کمبود تولید بوده‌ایم اما مابقی فازها وضعیت قابل قبولی دارند و باید برای جلوگیری از این افت فشار و تولید هرچه زودتر وارد عمل شویم. به این منظور 8 ماه است که در حال کار روی بخش مهندسی فاز 2 توسعه هستیم و به این موضوع وارد شده‌ایم. البته اجرای آن از 3 سال دیگر خواهد بود.» به گفته مشکین فام، یک برنامه بلندمدت به این منظور تنظیم شده که در آن برای مقابله با افت فشار و تولید برنامه‌ریزی شده است. برای این مسأله مهندس مشاور گرفته شده تا با این افت تولید از مخزن که از 3 سال دیگر به صورت تدریجی اتفاق می‌افتد، مقابله شود. او می‌گوید که اگر به درستی اقدام نشود و تولید امسال را با تولید سال 1405 مقایسه کنید، این افت تولید خودش را نشان می‌دهد.

امسال بیش از برنامه تولید کرده‌ایم

مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس با تأکید بر تدریجی بودن این روند افت فشار و تولید و اینکه افت فشار عامل کمبود گاز در زمستان امسال نبوده، اذعان می‌کند: «برنامه مصوب امسال تولید 676 میلیون مترمکعب در روز گاز از مخزن پارس جنوبی بوده اما ما تا این لحظه روزانه 690 میلیون مترمکعب تولید کرده‌ایم که به این ترتیب حدود 15 میلیون مترمکعب بیش از برنامه مصوب در حال تولید هستیم. این امکان هم وجود دارد که تولید را به 700 میلیون مترمکعب در روز برسانیم. به این ترتیب ربط دادن کمبود گاز امسال به افت فشار مخزن پارس جنوبی و کاهش تولید از این میدان غیرمنطقی و غیراصولی است.»

او همچنین از برنامه‌ریزی و انجام کارهای مهندسی برای مقابله با افت فشار در فازهای پارس جنوبی می‌گوید که به این منظور در حال رایزنی و مذاکره با یک شرکت سازنده داخلی برای کمپرسورهای تقویت فشار هستند و  به زودی قراردادهای مربوطه نیز منعقد می‌شود.

به گفته مشکین فام، مطابق با برنامه‌ریزی‌های انجام شده، پایلوت اجرای فاز 2 توسعه پارس جنوبی فاز 19 خواهد بود و این کار قابل تعمیم به سایر فازها نیز خواهد بود. گزارش احداث تأسیسات فشارافزایی در هر دو بخش فراساحل و خشکی  نیز قرار است که بزودی نهایی ‌شود. مضاعف کردن خطوط لوله برای کاهش افت فشار در طول مسیر انتقال گاز، توسعه نواحی خارج از محدوده فعلی میدان پارس جنوبی و حفر چاه‌های درون‌میدانی - حفاری ۶۰ الی ۷۰ حلقه چاه جدید اطراف سکوهای دریایی - از دیگر ‌راهکارهای حفظ نگهداشت تولید گاز است و به این ترتیب کار توسعه در 20 سال آینده نیز در میدان مشترک پارس جنوبی ادامه خواهد داشت. کار ایران در مقابل قطر، شریک خود در این میدان، سخت تر است؛ چراکه ایران از دانش و تکنولوژی و سرمایه غول‌های نفتی جهان بی بهره است و با تکیه بر توان داخل فرآیند فشار افزایی از مخزن را دنبال می‌کند.

فاز 11 و تولید زودهنگام زمستان 1400

افت فشار طبیعی مخزن و کاهش توان در برداشت گاز از بستر، به مرور و با تجمع محصولات جانبی مانند کاندانسیت طی افزایش برداشت گاز رخ می‌دهد. ضمن آنکه شیب میدان به سمت قطری‌هاست و بخش بزرگ‌تر میدان نیز در مرزهای آنها قرار دارد. اما برای فاز 11 برنامه این بود که از همان ابتدا سکویی در دریای خلیج فارس مستقر شود که مجهز به تجهیزات فشار افزایی است.

در دوره برجام قراردادی نیز با توتال فرانسه و سی ان پی سی چین و پتروپارس ایران منعقد شد اما با خروج امریکا از برجام این دو شرکت نفتی نیز از کار در فاز 11 خودداری کردند. حالا توسعه فاز به واسطه شرکت ایرانی پتروپارس دنبال می‌شود اما همچنان فشار افزایی فاز در بخش فراساحلی خواهد بود و این میدان قرار است که زمستان 1400 به تولید زودهنگام گاز با فشار طبیعی مخزن برسد.

حمیدرضا مسعودی، مدیرعامل گروه پتروپارس درخصوص تولید زودهنگام از بلوک 11 و فشارافزایی این فاز  می‌گوید: «برای تولید زودهنگام از این فاز در زمستان 1400، تاکنون 2 هزار و 500 متر عملیات حفاری انجام شده و پیش‌بینی می‌کنیم که این اتفاق بیفتد. در بخش B فاز 11 که در حال حفاری در آن هستیم 12 حلقه چاه باید زده شود. ما با 5 حلقه چاه در گام اول تولید را شروع می‌کنیم، حفاری را تمام و سکو را نصب می‌کنیم و با یک اتصال به خط لوله فاز 12 و استفاده از ظرفیت فراورشی فاز 12 و فازهای دیگر منطقه «پارس دو» تولید را انجام می‌دهیم. البته با چالش جدی بیماری کووید 19 که توان اجرایی را هم برای ما و هم برای سازندگان قطعات کند می‌کند و بدی آب و هوا در زمستان‌های خلیج فارس مواجه هستیم اما امیدواریم که برنامه تولید زودهنگام در زمستان سال آتی محقق شود.

او در ادامه به مساله فشار افزایی فاز 11 می‌پردازد و می‌گوید: «فاز 11 با فشار مخزن کار خودش را شروع می‌کند و در ادامه که فشار کاهش پیدا می‌کند از عملیات فشار افزایی برای حفظ فشار تولید استفاده خواهد شد. به همین منظور سکوی این فاز متفاوت از سایر فازهاست. حجم کار بیشتر است و مطالعات مهندسی دقیق‌تر نیاز دارد. تا به حال تجربه نصب کمپرسور روی پلتفورم‌های دریایی وجود نداشته که قرارداد آی پی سی این فاز به همین منظور منعقد شد تا در مرحله دوم این اتفاق فشار افزایی بیفتد.»

او با اشاره به امکان بازگشت توتال و سی ان پی سی و یا سی ان پی سی به تنهایی در قالب این قرارداد، بیان می‌کند: «تصمیم نهایی با وزارت نفت است اما این امکان در قالب قرارداد منعقد شده، وجود دارد و مهم‌ترین مسأله نیز تأمین مالی پروژه است.  البته ما تمهیداتی را در نظر گرفته ایم و کار مطالعات را شروع کرده‌ایم که خودمان این طرح را به سرانجام برسانیم و منتظر کسی نمی‌مانیم.»

حالا به نظر می‌رسد که برای 20 سال آینده، ایران در پارس جنوبی دو محور «توسعه و نگهداشت ظرفیت تولید فعلی» و در سایر میادین نیز  موضوع توسعه را دنبال کند تا کشور با کمبود مواجه نشود. گفته می‌شود که ظرفیت افزایش برداشت گاز از سایر میادین به میزان نزدیک به ۴۲۸ میلیون مترمکعب در روز وجود دارد و توسعه آنها به ایران یک قدرت در تأمین نیاز داخل و رایزنی برای صادرات می‌دهد.