تلاش ایران برای جلوگیری از افت فشار پارس جنوبی

در حالی که ایران برای صادرات ۲۰۰ میلیون متر مکعب گاز از پارس جنوبی در سالهای آبنده آماده می شود، این میدان به سرعت به نقطه افت فشار نزدیک می شود.

میدان مشترک پارس جنوبی، بزرگترین میدان گازی جهان که یک سوم آن در آبهای ایران و مابقی در آبهای قطر است، بعد از تولید تجمعی ۳.۴ تریلیون متر مکعب، با افت فشار مواجه شده و طی هفت سال آینده بدون استفاده از کمپروسورها، عملا تثبیت تولید گاز ناممکن خواهد بود.

بخش ایرانی این میدان ۱۳ تریلیون متر مکعب گاز و ۱۸ میلیارد بشکه میعانات گازی دارد. ایران یک دهه بعد از قطر تولید گاز خود را شروع کرده و مجموعا تاکنون ۱ تریلیون متر مکعب برداشت گاز داشته که ۲.۴ بار کمتر از برداشت قطر بوده است. ایران در نظر دارد تولید گاز از میدان پارس جنوبی را در سال جاری ۱۰۰ میلیون متر مکعب افزایش داده و به رقم ۵۳۰ میلیون متر مکعب در روز برساند و بدین ترتیب تولید گاز ایران برای اولین بار از قطر پیشی خواهد گرفت.

این کشور کلا در نظر دارد تا سال ۲۰۲۱ تولید گاز از پارس جنوبی را با راه انداری فازهای جدید و تمکیل ۲۴ فاز، به ۸۰۰ میلیون متر مکعب برساند، اما دو سال بعد از آن، عملا فشار مخزن به نزدیك فشار نقطه شبنم خواهد رسید و تولید طبیعی گاز با افت مواجه خواهد شد.

یک کارشناس رسمی صنعت نفت ایران در گفتگو با «نچرال گس یوروپ» می گوید که در پارس جنوبی با افت فشار مخزن بر اثر تولید، اجزای سنگین موجود در گاز جدا شده و اطراف دهانه چاه به شكل مایع تجمع پیدا می كنند. تجمع میعانات در اطراف چاه، باعث كاهش شدید تراوایی گاز و بالطبع كاهش تولید گاز خواهد شد. این اتفاق هم اکنون نیز در حال اتفاق افتادن است و تا سال ۲۰۲۳ نیاز به کمپروسورها و سکوهای ۲۰ هزار تنی (۱۰ برابر سکوهای کنونی تولید گاز) و تجهیزات و روشهای ازدیاد برداشت برای تثبیت تولید گاز نیاز خواهد بود و در سال ۲۰۳۳ نیز عملا سرنوشت تثبیت تولید گاز به تکنولوژیهای جدیدتر بستگی خواهد داشت.

مدیر مهندسی و ساختمان شرکت نفت و گاز پارس ۲۷ اوت در گفتگو با خبرگزاری مهر نیز گفته است که هم اکنون نصب ایستگاه‌های تقویت فشار گاز مهمترین سناریوی مقابله با افت فشار گاز در این میدان مشترک است و در همین زمینه شرکت نفت و شرکت توتال تفاهمنامه ای برای مطالعه میدان پارس جنوبی برای تثبیت تولید میدان امضا شده و انتظار می رود که کارهای مطالعاتی یک سال طول بکشد.

کارشناس وزارت نفت ایران که نخواست نامی از وی برده شود، گفت که سناریوهای مختلقی تاکنون برای تثبیت تولید گاز در سالهای آتی مطرح شده که هر کدام مزایا و معایب خود را دارند، اما میدان پارس جنوبی خصوصیات بسیار پیچیده خود را دارد و باید با دقت مطالعه شود.

بگفته وی، هم اکنون ۱۵ فاز پارس جنوبی تولید گاز دارند و تا یک سال آینده ۴ فاز نیز به چرخه تولید خواهند رسید. «با راه اندازی فازهای جدید افت فشار گاز مخزن مشترک تشدید خواهد شد و حتی احتمالا تولید از برخی چاههای قدیمی امکان برداشت میعانات گازی به صفر برسد. به همین خاطر، نصب سکوی چهارم فاز ۱۲ پارس جنوبی متوقف شده است و این فاز که معادل ۳ فاز استاندارد پارس جنوبی است، تنها با سه سکو فعالیت می کند و بجای ۸۲ میلیون متر مکعب، روزانه حدود ۶۰ میلیون متر مکعب تولید انجام می دهد».

بگفته وی، در سالهای پیش رو فشــار مخزن به درجه ای می رسد که عملا تولید میعانات گازی را مختل می کند، چرا که هم اکنون روزانه حدود ۴۵۰ هزار بشکه میعانات از پارس جنوبی تولید می شود و انتظار می رود که این رقم تا سال ۲۰۲۱ به یک میلیون بشکه برسد.

بگفته این کارشناس فعلا بازگردانی گاز تولیدی به مخزن، تزریق گازهای نیتروژن و دی اكسید كربن، تغییر خاصیت ترشوندگی سنگ مخزن و مدیریت مخزن بعنوان راههای ممکن جهت تثبیت میعانات گازی مطرح است، اما نیاز به مطالعات بیشتر دارد. بگفته وی، بعد از سال ۲۰۲۳ احتمالا در برخی فازها ۵۰ تا ۱۰۰ درصد گاز تولیدی (متان) دوباره بعد از جداسازی از میعانات گازی به مدت ۱۰ تا ۱۵ سال به مخزن تزریق شود تا تولید میعانات گازی افزایش یابد، البته این بدترین گزینه است. «فعلا تزریق دی اکسید کربن به مدت ۲۰ سال بعنوان بهترین سناریو مطرح است».

این کارشناس نفت گفت که در مورد بخصوص تولید گاز، بهترین راه استفاده از یک یا دو کمپرسور در هر سکو هست که البته فضای زیادی اشغال خواهد کرد و باید سکوهای جدیدی ۱۰ برابر بزرگتر از سکوهای حاضر در پارس جنوبی نصب شود. «دو کمپروسور در هر سکو، می تواند تولید گاز را تا ۷۰ درصد افزایش دهد.

البته صادرات روزانه ۲۰۰ میلیون متر مکعب گاز ایران و حتی بیشتر از این رقم در سالهای پیش رو ناممکن نخواهد بود.

اخیرا امیر حسین زمانی نیا در گفتگو با خبرگزاری ترند گفت که هم اکنون ۲۰۰ میلیون متر مکعب گاز در کشور به هدر می رود که پروژه هایی به ارزش ۲۰ میلیارد دلار تعریف شده که با کاهش فلیرینگ و افزایش بازدهی صنایع کشور، از جمله نیروگاهها، عملا مصرف داخلی گاز در حد کنونی ۷۰۰ تا ۷۵۰ میلیون متر مکعب ثابت خواهد ماند.

ایران هم اکنون روزانه بیش از ۳۰ میلیون متر مکعب فلیرینگ دارد.

از طرفی ایران ۴۹ میدان نفت و گاز را برای شرکتهای خارجی در قالب مدل قراردادهای جدید نفتی موسوم به IPC معرفی کرده که در صورت توسعه آنها، انتظار می رود روزانه ۳۸۰ میلیون متر مکعب گاز از ۲۱ میدان گازی مستقل و ۲۰۰ میلیون متر مکعب گاز همراه از میادین نفتی تولید شود.

البته ایران نیاز شدیدی به افزایش تزریق گاز به میادین نفتی نیز دارد. ۸۰ درصد میادین نفتی فعال ایران در نیمه دوم عمر خود قرار دارند و روزانه نیاز به تزریق ۲۸۰ تا ۳۰۰ میلیون متر مکعب گاز برای تثبیت تولید نفت دارند. فعلا ایران یک سوم این میزان را تزریق می کند. در سالهای گذشته، از ۱۹۹۷ تا ۲۰۱۵ نیز کل گاز تزریقی ایران به میادین نفتی حدود ۵۸۱ میلیارد متر مکعب بوده، در حالی که این رقم بایستی ۱۲۷۰ میلیارد متر مکعب می بود. برای سالهای ۲۰۱۶ تا ۲۰۲۴ نیز ایران بطور متوسط روزانه ۲۸۷ میلیون متر مکعب باید تزریق گاز به میادین نفتی انجام دهد.

گره قراردادهای جدید نفتی ایران

دالغا خاتین اوغلو

در حالی که میزان سرمایه گذاریهای جهانی در بخش بالادستی نفت شامل اکتشاف، توسعه و تولید در فاصله سالهای ۲۰۰۰ تا ۲۰۱۳ حدود دو برابر افزایش پیدا کرده و سالانه به رقم ۵۰۰ میلیارد دلار رسیده بود، این رقم طی دو سال گذشته به سرعت افت کرده و به کمتر از نصف کاهش یافته است.

حتی در سال گذشته، میزان سرمایه گذاریهای جهانی در بخش انرژی های تجدید پذیر به ۲۸۶ میلیارد دلار رسید که بیشتر از کل سرمایه گذاریهای جهانی در بخش بالادستی نفت بود.

قبل از بررسی جنبه های حقوقی و فنی قراردادهای جدید نفتی - که از طرف برخی منتقدان دولت حسن روحانی به شدت مورد انتقاد است- بهتر است نگاهی کوتاه به سرمایه گذاریهای جهانی و وضعیت تولید نفت ایران بکنیم.

** وضعیت سرمایه و تولید

در این میان، ایران طی دو دهه گذشته در هیچ کدام از سه بخش یاد شده توفیقی نداشته است، بطوری که هنوز هم بیش از ۸۰ درصد ذخایر نفت و گاز ایران شامل میادینی است که قبل از انقلاب کشف شده بود. تولید روزانه نفت ایران در این مدت نیز بیش از ۲.۳ میلیون بشکه افت کرده و به رقم ۳.۷ میلیون بشکه رسیده است.

از طرفی ۸۰ درصد نفتی که در ایران تولید می شود از میادین قدیمی است که در نیمه دوم عمر خود قرار دارند و بنا بر ارزیابی اداره اطلاعات انرژی آمریکا، سالانه ۸ تا ۱۲ درصد از تولید آنها بخاطر افت طبیعی فشار میادین کاهش می یابد، مگر اینکه با روشهای صیانتی مانند تزریق گاز، آهنگ افت تولید کند شود.

ایران از روشهای مختلفی برای جلوگیری از افت فشار میادین استفاده می کند که یکی از آنها تزریق گاز است. اما بخاطر عدم موفقیت کشور در افزایش تولید گاز و توسعه میادین گازی، خصوصا در دوران ریاست جمهوری محمود احمدی نژاد، تزریق گاز به میادین نفتی بسیار کمتر از میزانی انجام شد که برنامه ریزی شده بود.

۱۷ میدان اصلی تولید کننده نفت ایران از چهار دهه قبل نیاز حیاتی به تزریق گاز دارد. در دوران جنگ و افت تولید نفت ایران، عملا این برنامه مسکوت ماند. اما بر اساس آمارهای رسمی و برنامه وزارت نفت ایران بایستی از سال ۶۸ تا ۹۴ حدود ۱۲۷۰ میلیارد متر مکعب گاز به میادین نفتی تزریق می شد، اما کل گاز تزریقی به میادین نفتی تنها ۵۸۱ میلیارد متر مکعب شد.

به همین خاطر، تولید نفت ایران از ۱۷ میدان که نیاز حیاتی به تزریق گاز داشتند از ۳.۷ میلیون بشکه در روز در سال ۶۸ به ۱.۷ میلیون بشکه در ابتدای ریاست جمهوری احمدی نژاد رسید و این افت تا کنون ادامه داشته است. هم اکنون ۲۴ میدان نفتی ایران که سهمی ۸۰ درصدی در تولید نفت دارند، نیاز به تزریق سالانه ۱۰۰ میلیارد متر مکعب گاز دارند، اما ایران بخاطر کمبود گاز، تنها ۳۰ میلیارد تزریق انجام می دهد. ایران با کمبود گاز مواجه است و سال گذشته واردات گاز ایران از صادرات آن پیشی گرفت.

** لزوم تعریف نوع جدیدی از قراردادهای نفتی

با توجه به وضعیت میادین ایران و کاهش چشمگیر سرمایه گذاریهای جهانی در بخش بالادستی، دیگر عملا متوسل شدن به قراردادهای قدیمی و از نوع بیع متقابل که جذابیتی برای شرکتهای خارجی ندارد، چندان راهگشا نخواهد بود.

چرا که حتی همسایه های ایران به سرعت با قراردادهایی مانند «مشارکت در تولید» در حال جذب دهها میلیارد دلار سرمایه گذاری هستند. برای نمونه دو ماه قبل قزاقستان با کنسرسیومی به رهبری شرکت شورون آمریکا قرارداد ۳۷ میلیارد دلاری توسعه میدان تنگیز را امضا کرد، یا آذربایجان هم اکنون مشغول توسعه فاز دوم میدان شاه دنیز به مبلغ ۲۴ میلیارد دلار برای صادرات سالانه ۱۶ میلیارد متر مکعب گاز به اروپا است. ترکمنستان نیز با کمک و میلیاردها دلار سرمایه شرکت «سی ان پی سی» چین هم میدان «قالخنیش» را توسعه داد و هم سالانه ۳۰ میلیارد متر مکعب گاز به چین صادر می کند و قرار است تا پنح سال آینده این رقم به ۵۵ میلیارد متر مکعب بالغ خواهد شد. همه پروژه های یاد شده از نوع مشارکت در تولید هستند.

عراق نیز تولید نفت خود را به مدد قراردادهای جدیدی که طی یک دهه گذشته تدوین کرده و بسیار شبیه به قراردادهای جدید نفتی ایران هست از ۱.۵ میلیون بشکه در روز در ابتدای سال ۲۰۰۶ به ۲.۵ میلیون بشکه در سال ۲۰۱۰ و نهایتا به ۴.۳ میلیون بشکه در ماه گذشته رساند.

** قرارداد جدید نفتی ایران

قراردادهای جدید نفتی ایران به اندازه ای به قراردادهای عراق شبیه است که برخی کارشناسان داخل ایران نیز این قراردادها را کپی قراردادهای عراق می نامند، با چند تفاوت، از جمله اینکه عراق در ازای تولید هر بشکه نفت، مبلغی بعنوان پاداش به شرکت طرف قرارداد خود می دهد، اما ایران درصدی از نفت تولیدی را به شرکت خارجی تحویل می دهد.

در قراردادهای قدیمی بیع متقابل، مسئولیت شرکت خارجی تنها توسعه میدان بود و بعد از رسیدن به مرحله تولید، پروژه را تحویل ایران داده و ترک می کرد و عملا مسئولیتی نداشت، اما قراردادهای جدید بلند مدت (۲۰ تا ۲۵ ساله) است و شرکت خارجی تا زمانی که نفت از میدان تولید شود، درآمد دارد. به همین خاطر نیز تشویق می شود که ضریب بازیافت نفت از میادین را افزایش دهد.

ضریب بازیافت درصدی از ذخایر میدان است که قابل بازیافت باشد. برای نمونه این رقم بطور طبیعی در میادین نفتی ایران حدود ۲۳-۲۵ درصد است و به همین خاطر تنها ۱۵۸ میلیارد بشکه از ۷۰۰ میلیارد بشکه ذخایر نفتی ایران در حالت طبیعی قابل بازیافت است. ضریب بازیافت نفت در بسیاری از کشورها با استفاده از تکنولوژیهای جدید و سرمایه گذاریهای بیشتر، بالای ۳۵ درصد است.

در قراردادهای جدید همچنین شرکت خارجی موظف است که یک شریک ایرانی را برای توسعه پروژه انتخاب کند و اپراتوری پروژه بصورت دوره ای میان شرکت خارجی و ایرانی تعویض شود. این موضوع فرصتی برای شرکتهای ایرانی است که با تکنولوژی خارجی آشنا شده و تجربه اپراتوری یک پروژه عظیم را حاصل کنند.

در این میان نوک حمله برخی اصولگرایان در ایران به قراردادهای جدید نفتی جنبه حقوقی قراردادها است، بطوری که تحویل مالکیت بخشی از نفت تولیدی به شرکت خارجی را امری بر علیه منافع ملی قلمداد می کنند.

از لحاظ حقوقی چنین منعی برای وزارت نفت وجود ندارد. بطوری که قراردادهای جدید نفتی با منع اصول ۴۴ و ۴۵ قانون ایران مواجه نمی شود، چرا که مالکیت بخشی از نفت تولیدی را در اختیار خارجی ها قرار می دهد، نه مالکیت میدان و ذخایر آن را.

دوم اینکه مطابق جزء (۳) بند (ت) ماده (۳) قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت مصوب ۱۳۹۱، به وزارت نفت اجازه داده شد تا «نسبت به جذب و هدایت سرمایه های داخلی و خارجی به منظور توسعه میادین هیدروکربوری با اولویت میادین مشترک از طریق طراحی الگوهای جدید قراردادی از جمله مشارکت با سرمایه گذاران و پیمانکاران داخلی و خارجی بدون انتقال مالکیت نفت و گاز موجود در مخازن و با رعایت موازین تولید صیانت شده اقدام نماید».

قراردادهای جدید از نوع امتیازی، لیسانس و یا لیز (lease) نیست که با منع قانونی مواجه شود.

وزارت نفت ایران به رغم مذاکره با دهه شرکت خارجی، تاکنون حتی موفق به امضای یک قرارداد نیز نشده است و شرکتهای غول انرژی از جمله «توتال» و «شل» رسما اعلام کرده اند که قراردادهای قدیمی بیع متقابل برای آنها جذابیتی ندارد و منتظر هستند تا مناقصه های جدید شرکت نفت برای 49 میدان نفت و گازی بر مبنای قراردادهای نوع جدید چه زمان منتشر می شود تا شرایط ایران و حضور یا عدم حضور خود در این پروژه ها را بررسی کنند.

** این مقاله به قلم دالغا خاتین اوغلو مدیر اخبار ایران بخش انگلیسی خبرگزاری ترند و کارشناس حوزه انرژی نشریه نچرال گس یوروپ بصورت اختصاصی برای روزنامه شرق نوشته و منتشر شده است.