ایران توانا

کشور ما با دارا بودن بيش از 29 تريليون متر مکعب ذخاير گازي پس از روسيه از لحاظ ذخاير گاز طبيعي در رده دوم جهان قرار دارد. دراين ميان پارس جنوبي سهم عمده‌اي در ذخاير گازي کشور دارد. ميدان گازي پارس جنوبي يکي از بزرگ ترين ميادين مستقل گازي در سطح جهان است که بر روي خط مشترک ايران و قطر در خليج فارس و به فاصله 100 کيلومتري ساحل جنوبي بندر عسلويه ايران قرار دارد. اين ميدان به دليل بزرگي و مشترک بودن ميان ايران و قطر از اهميت ويژه‌اي برخوردار شده است. قسمت قطري ميدان مشترک پارس جنوبي گنبد شمالي ناميده مي‌شود که از سال 1991به بهره‌برداري رسيده است. اما بهره‌برداري در کشور ما به دلايل متعدد از جمله شرايط پس از جنگ تحميلي با تأخير آغاز شد. اين تأخير باعث شده است که ازدياد برداشت کشور قطر موجب مهاجرت گاز از سمت ايران به سمت قطر شود. با اين وجود خطر مهمي که در حال حاضر در خصوص برداشت از اين ميدان وجود دارد اين است که رقابت بين دو کشور و برداشت بي‌رويه از اين ميدان مشترک، افت فشار مخزن در گستره پايين‌تر از نقطه شبنم هيدروکربوري را نتيجه دهد که باعث بروز پديده ميعان معکوس مي‌شود و عملا بخش قابل توجهي از ميعانات گازي مخزن قابل استحصال نخواهد بود.

بر اساس سند چشم‌‌انداز توسعه نفت و گاز در افق 1404، اولويت کشور دستيابي به جايگاه دوم جهاني در توليد گاز طبيعي در نظر گرفته شده است که دراين ميان استفاده از مخازن مشترک در اولويت قرار دارد.

در نقشه‌هاي ابتدايي که قطر از ميدان گنبد شمالي منتشر کرده بود انتهاي ميدان تا مرز دريايي ايران حدود 50 کيلومتر فاصله داشت. در سال 1366 در اداره اکتشافات شرکت نفت با اين حدس که ممکن است ميدان گنبد شمالي يک ميدان مشترک باشد بحث لرزه‌نگاري در شمال خليج فارس مطرح شد. در آن زمان قراردادي به مبلغ 3 ميليون دلار با شرکت هلندي دلف براي لرزه‌نگاري در 3 کيلومتر از مرز آبي ايران در خليج فارس منعقد شد و پس از آن دو شرکت جيکوپراکلا و وسترن جيکو عمليات لرزه‌نگاري در منطقه پارس جنوبي را آغاز کردند. سرانجام در سال 1368 کشف ميدان گازي پارس جنوبي رسما اعلام شد. پس از کشف ميدان، مذاکرات براي توسعه ميدان توسط شرکت فلات قاره که مسئوليت توسعه و بهره‌برداري از ميادين نفتي و گازي مستقر در درياهاي کشور را بر عهده دارد با پيمانکاران خارجي شروع شد. در نتيجه اين مذاکرات کنسرسيومي متشکل از 4 شرکت سايپم ايتاليا، تي پي ال ايتاليا، ميتسوبيشي ژاپن و ايمپورت ماشين روسيه ايجاد شد.

شرکت سايپم به نمايندگي از کنسرسيوم، 3 چاه اکتشافي را در مدت 200 روز با هزينه 185ميليون دلار براي اولين بار در ميدان حفر کرد. بر اساس اطلاعات به دست آمده از اين چاه‌ها، طرح توسعه بخشي از ميدان در سال 1371 به مبلغ يک ميليارد و 710 ميليون دلار براي حفر 18حلقه چاه، ساخت 6 سکوي دريايي، 220 کيلومتر لوله زير دريايي پالايشگاه گازي در عسلويه و تأسيسات يوتيليتي در مجاورت آن منعقد شد. هدف از انعقاد اين قرارداد توليد روزانه 25 ميليون مترمکعب گاز شيرين و حداکثر 50 هزار بشکه ميعانات گازي بود.طبق قرارداد هزينه اجراي اين طرح را شرکت‌هاي عضو کنسرسيوم از طريق بانک‌هاي اروپايي و ژاپن تأمين مي‌کردند و بعدا از طريق فروش ميعانات گازي از همين ميدان باز پرداخت مي‌کردند.اما اين قرارداد به دلايل نامعلومي در سال 1372 فسخ شد.در سال 1373 شرکت مهندسي و توسعه نفت موسوم به «متن» براي توسعه پارس جنوبي تأسيس شد. اين شرکت تا سال 1376 براي اجراي پروژه به برخي خريدها و اجراي برخي مناقصات براي انتخاب پيمانکاران اقدام کرد ولي در سال 1377 شرکت «نفت و گاز پارس» تأسيس و جايگزين شرکت متن شد و عملا طرح توسعه اين ميدان در بخش ايراني بعد از تأسيس شرکت مذکورآغاز شد که تا به امروز نيز مجري توسعه ميدان گازي پارس جنوبي است. در ادامه به بهانه بازديد رهبر انقلاب از ميدان گازي پارس جنوبي در ايام نوروز به بررسي وضعيت فعاليت هاي توسعه اي در اين ميدان مي پردازيم.

بنا بر آخرين اطلاعات به دست آمده، مساحت ميدان در بخش ايران حدود 3700 کيلومتر مربع است که حجم ذخاير آن 14 تريليون متر مکعب و ميعانات گازي آن حدود 18 ميليارد متر مکعب است. بر اين اساس حجم ذخاير گاز طبيعي اين ميدان معادل 8 درصد ذخاير گازي جهان و 40 درصد ذخاير گاز ايران است. براي بهره‌برداري از پارس جنوبي در حال حاضر 28 فاز در نظر گرفته شده است که تا کنون براي 24 فاز آن برنامه‌ريزي شده است و فازهاي يک تا 5 به طور کامل به بهره‌برداري رسيده‌اند ولي فازهاي 8 تا 24 يا در حال اجرا و بهره‌برداري ناقص هستند و يا در مرحله انعقاد قرارداد قرار دارند. در ادامه به طور خلاصه وضعيت فازهاي 24 گانه پارس جنوبي مرور مي‌شود. سپس به وضعيت قطر در اين ميدان مشترک اشاره مي‌شود. بايستي توجه داشت که قراردادهاي توسعه ميدان پارس جنوبي با شرکت‌هاي خارجي عمدتا در قالب روش بيع متقابل بسته مي‌شود. همچنين طرح توسعه ميدان در فازهاي مختلف لزوما به ترتيب يک تا 24 صورت نگرفته است. در حال حاضر توليد روزانه ايران از اين ميدان مشترک حدود ۱۹۳ ميليون مترمکعب و توليد روزانه قطر ۲۵۰ ميليون مترمکعب است.

فازهاي1، 2 و 3: قرارداد احداث فاز يک در سال 1376 با شرکت ايراني پتروپارس منعقد شد. قرارداد فازهاي 2 و 3 نيز در همين سال با شرکت توتال فرانسه و تحت نظارت شرکت نفت و گاز پارس منعقد شد.

فازهاي 4 و 5: قرارداد توسعه اين فازها در سال 1379 و با مشارکت شرکت‌هاي ايراني پتروپارس و نيکو و شرکت ايتاليايي اني - آجيپ منعقد شد. از جمله ويژگي‌هاي قرارداد فازهاي 4 و 5 تعهد شرکت‌هاي پيمانکار نسبت به تأسيس واحد LNG بود.

فازهاي 6 7 و 8: در سال 1379 قرارداد توسعه فازهاي 6، 7 و 8 با شرکت ايراني پتروپارس و شرکت نروژي استات اويل بسته شد. عمده هدف توسعه اين فازها تزريق گاز استخراجي درمحدوده اين فازها به ميادين نفتي جنوب کشور و همچنين احداث نيروگاه مستقل گازي بود. در حال حاضر طرح توسعه اين فازها نيز به اتمام رسيده است.

فازهاي 9 و 10:اين فازها عمدتا با هدف تأمين گاز شبکه سراسري کشور و توليد اتان مورد نياز صنايع پتروشيمي توسعه يافته است و در حال حاضر در بخش حفاري با پيشرفت فيزيکي 80 و 90 درصدي همچنان ادامه دارد. اما پالايشگاه گازي اين فازها به بهره‌برداري رسيده است. در توسعه اين فازها شرکت‌هاي کره‌جنوبي مشارکت داشته‌اند.

فاز هاي 11، 12، 13 و 14: اين فازها هنوز در مرحله انعقاد قرارداد هستند و يک شرکت چيني در حال مذاکره با شرکت ملي نفت ايران براي توسعه فاز 11 پارس جنوبي است. نکته قابل توجه اين است که ظرفيت برداشت از فاز 12 به اندازه 3 فاز استاندارد 25 ميليون متر مکعبي تعريف شده است. با توجه به تحريم‌هاي اخير عليه کشورمان، شرکت‌هاي ايراني از فاز 13 به بعد نقش پررنگ‌تري در توسعه فازهاي پارس جنوبي بر عهده گرفته‌اند. بر اين اساس فاز 13 به کنسرسيومي متشکل از شرکت‌هاي پتروپايدار ايرانيان، صدرا و مپنا واگذار شده است که پيشرفتي حدود 10 درصدي داشته است. قرارداد توسعه فاز 14 نيز در خرداد ماه 1389 بين شرکت ملي نفت ايران و شرکت‌هاي مهندسي و ساخت تأسيسات دريايي، سازمان گسترش و نوسازي صنايع ايران، ايزاکو، مپنا، ملي حفاري، پايبندان، ماشين سازي اراک و IPMO منعقد شده است.

فازهاي 15، 16، 17 و 18: فازهاي 15 و 16 صرفا در مرحله طراحي قراردارند. اما فازهاي 17 و 18 نيز در سال 1385 به شرکت‌هاي ايدرو، تأسيسات دريايي، مهندسي و ساخت صنايع نفت، صدرا و شرکت ملي نفت ايران واگذارشده است. و تاکنون حدود 46 درصد پيشرفت فيزيکي داشته است. فاز 19 نيز به کنسرسيومي متشکل از شرکت‌هاي پتروپارس و شرکت مهندسي و ساخت تأسيسات دريايي واگذار شده است.

فازهاي 20 تا 24: توسعه فازهاي 20 و 21 نيز در سال 1389 به شرکت مهندسي و ساختمان ايران به عنوان پيمانکار واگذار شده است. اخيرا نيز طرح توسعه فازهاي 22 ، 23 و 24 به شرکت‌هاي پتروسينا آريا و صدرا واگذار شده است.

همان‌‌طورکه ذکر شد قسمت قطري ميدان مشترک پارس جنوبي گنبد شمالي ناميده مي‌شود و ذخيره درجاي اين بخش بر اساس اغلب منابع موجود 900 تريليون فوت مکعب است که 500 تا 600 تريليون فوت مکعب ذخيره قابل برداشت دارد. توليد قطر در سال 1991 با بهره‌‌برداري از سکويي موسوم به آلفا آغاز شد. توليد در اين کشور با حفر 16 حلقه چاه آغاز شد. اولويت اوليه توسعه اين ميدان براي قطري‌ها تأمين نياز داخلي قطر بوده است. توليد قطر در اين سال 7.6 ميليارد متر مکعب بود. اما با ورود ايران به اين ميدان به نظر مي‌رسد طرح‌هاي توسعه‌اي قطري‌ها نيز از سرعت بيشتري برخوردار شده است. قطر از سال 1997 به جمع صادرکنندگان LNG دنيا پيوست. آمار رسمي در خصوص ميزان حجم گاز برداشت شده از ميدان گنبد شمالي توسط قطر موجود نيست ولي به صورت تقريبي و با فرض توليد مستمر از اين ميدان مي‌توان برداشت گاز از اين ميدان توسط قطر را به اين صورت تخمين زد.

قطر در بهره‌برداري از اين ميدان به ويژه در بخش صادرات LNG عمدتا از کنسرسيومي موسوم به «قطر گاز» که متشکل از شرکت‌هاي قطرپتروليوم، توتال، اکسون موبيل، ميتسويي و ماروبني هستند استفاده کرده است. قطر در سال‌هاي اخير بزرگ ترين شرکت مايع‌ سازي گاز دنيا را به منظور افزايش صادرات LNG خود احداث کرده است که در سال 2007 به بهره‌برداري رسيده است. در خصوص صادرات از خط لوله نيز قطر تنها تحت عنوان طرح «دلفين»، گاز غني شده به امارات منتقل مي‌کند اما در خصوص انتقال گاز به بحرين و کويت نيز مذاکراتي در حال انجام است. قرار بود که خط لوله دلفين تا پاکستان نيز گسترش يابد که فعلا مسکوت مانده است. نمودار زير ترکيب مصرف گاز در کشور قطر را نشان مي‌دهد. همان طور که مشاهده مي‌شود با گسترش برداشت از ميدان گنبد شمالي از سهم مصرف داخلي کاسته شده است و سهم صادرات به ويژه LNG افزايش يافته است.