میدان گازی پارس جنوبی؛ نعمتی که تکرار نمی‌شود

به گزارش خبرنگار شانا، میدان گازی پارس جنوبی، به عنوان با ارزش ترین منبع اقتصادی کشورمان، بزرگترین میدان گازی جهان است که با مساحت 9 هزار و 700 کیلومتر در عمق 3 هزار متری آب های نیلگون خلیج فارس واقع شده و 50 درصد از ذخایر گازی ایران و 8 درصد از ذخایر گازی جهان را به خود اختصاص داده و ایران را به قطب جذاب تولید انرژی پاک تبدیل کرده است.

این میدان میان کشورهای ایران و قطر ( گنبد شمالی ) به عنوان یک میدان مشترک محسوب می شود اما تنها 3 هزار و 700 کیلومتر مربع از آن در ایران واقع شده بنابراین  14 هزار میلیارد مترمکعب گاز درجا،  10 هزار میلیارد مترمکعب گاز قابل برداشت و 17 میلیارد بشکه میعانات گازی به ایران تعلق می گیرد ، همچنین گاز خشک قابل استحصال در بخش ایرانی میدان 8 تریلیون مترمکعب با ضریب بازیافت 61 درصد است حال در نظر بگیرید کشور قطر که 6 هزار کیلومتر از مساحت این میدان را در اختیار دارد به چه حجمی از منابع انرژی دسترسی پیدا کرده است. 

مشترک بودن این میدان موجب شده تا از ابتدای برداشت میان این دو کشور رقابت سختی ایجاد شود زیرا بر اساس قوانین بین المللی زمانی که یک منبع میان دو کشور مشترک باشد حد و سقف مشخصی برای برداشت آنها تعیین نمی شود و هر کدام از کشورها بنا بر میزان توانایی و پیشرفت خود می توانند از آن منبع مشترک برداشت کنند. در صورت برداشت کامل و یکباره گاز این میدان به همراه میعانات گازی که معادل 230 میلیارد بشکه نفت خام است، انرژی مورد نیاز ۱۰ سال تمام ساکنان  کره زمین تامین می شود.

البته وجود این میدان گازی در کشورمان برای ایرانیان نیز سرشار از برکت بوده، توانمندسازی صنایع داخلی، ایجاد اشتغال و گازرسانی به اکثر منازل، صنایع، نیروگاه‌ها و پتروشیمی‌ها از منبع گازی پارس جنوبی محقق می شود.

در این مدت ایران تلاش کرده تا در زمینه برداشت از منبع گازی پارس جنوبی از رقیب خود عقب نماند اما متاسفانه سرمایه گذاری در این منطقه بسیار دیر آغاز شد این در حالی است که قطر از سال 1371 زیربناهای لازم برای بهره برداری از این میدان را احداث کرد یعنی 6 سال زودتر از ایران !

کشور ما از ابتدای سال 2002 میلادی بهره برداری از میدان گازی پارس جنوبی را آغاز کرد.  بر اساس پیش بینی های صورت گرفته، تا 2 سال آینده توسعه پارس جنوبی در قالب 13 پالایشگاه پایان می یابد و ظرفیت تولید گاز به 730 میلیون مترمکعب در روز، ظرفیت تولید میعانات گازی به یک میلیون بشکه در روز، ظرفیت تولید ال‌پی‌جی به 10 میلیون تن، ظرفیت تولید اتان به 10 میلیون تن و ظرفیت تولید گوگرد به پنج هزار تن افزایش می‌یابد.

شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی به عنوان یک برند معتبر جهانی، یکى از شرکت هاى فرعى شرکت ملى گاز ایران است که در سال 1377 تاسیس شده و مسئولیت بهره برداری از تاسیسات مستقر در خشکی فازهای میدان گازی پارس جنوبی و پالایش میعانات گازی و گاز طبیعی 10 فاز نخست این میدان را بر عهده دارد.

موقعیت پالایشگاه های گاز پارس جنوبی  در سایت هاى 1 و 2 منطقه ویژه اقتصادى پارس یعنى عسلویه و کنگان واقع شده و مشتمل بر 24 فاز است که با عنوان طرح توسعه پارس جنوبی در نظر گرفته شده، بر این اساس فازهاى 1 تا 10 و 15 تا 21 در سایت1 ( عسلویه ) و فازهاى 11 تا 14 ، فاز 19 و فازهاى 22 تا 24 در سایت 2 (کنگان) قرار دارند . شرکت مجتمع گاز پارس جنوبى ، نگهدارى و بهره بردارى از تمامى آن ها را عهده دار است.

بر اساس تقسیم بندی انجام شده در زمان راه اندازی پالایشگاه های گازی، پالایشگاه اول در قالب فاز 1 از بهمن سال 76، پالایشگاه دوم در قالب فازهای 2 و 3 از مهر سال 76، پالایشگاه سوم در قالب فازهای 4 و 5 از مرداد سال 79، پالایشگاه چهارم در قالب فازهای 6 و 7 و 8 از بهمن سال 82، پالایشگاه پنجم در قالب فازهای 9 و 10 از شهریور سال 81 برنامه ریزی شده است.

همچنین، پالایشگاه ششم در قالب فازهای 15 و 16 از تیر سال 86، پالایشگاه هفتم در قالب فازهای 17 و 18 از تیر سال 86،  پالایشگاه هشتم در قالب فازهای 20 و 21 از خرداد سال 89، پالایشگاه نهم در قالب فاز 12 از آذر سال 85، پالایشگاه دهم در قالب فاز 13 از تیر سال 88، پالایشگاه یازدهم در قالب فاز 14 از تیر سال 88، پالایشگاه دوازدهم در قالب فاز 19 از خرداد سال 89، پالایشگاه سیزدهم در قالب فازهای 22 و 23 و 24 از خرداد سال 89 برنامه ریزی شده اند. لازم به ذکر است پالایشگاه چهاردهم نیز فاز 11 را در بر می گیرد.

طی سال های اخیر، راه اندازی فازهای پارس جنوبی حدود 70 میلیارد دلار هزینه داشته و 20 میلیارد دلار نیز لازم است تا فازهای باقیمانده توسعه یابند که در مجموع هزینه ای 90 میلیارد دلاری را به خود اختصاص داده. 

به طور کلی منطقه پارس به 3 بخش اصلی تقسیم می شود؛ منطقه پارس 1 (پارس جنوبی) با وسعت 14 هزار هکتار در دو کیلومتری ساحل خلیج فارس در بندر عسلویه، منطقه پارس 2 (پارس کنگان) با وسعت 16 هزار هکتار در حد فاصل عسلویه و کنگان، و منطقه پارس 3 ( پارس شمالی ) با وسعت 16 هزار هکتار.

پالایشگاه فاز 1 که طراحی، نصب و راه اندازی تاسیسات دریایی و خشکی آن با مدیریت شرکت نفت و گاز پارس با هدف  استخراج و بهره برداری از میدان گازی پارس جنوبی به شرکت پتروپارس واگذار شد. در فاز 1 روزانه 28 میلیون مترمکعب گاز از دو سکوی سرچاهی برداشت و عملیات جداسازی آب همراه گاز در سکو انجام می شود، همچنین گاز و میعانات گازی بصورت دو فازی به وسیله یک خط لوله زیردریایی 32 اینچ به فاصله 105 کیلومتر به خشکی منتقل می شود.

روزانه 25 میلیون مترمکعب گاز تصفیه شده توسط یک خط لوله 56 اینچ وارد شبکه ی سراسری و 40 هزار بشکه میعانات گازی پس از عبور از دو واحد تثبیت میعانات گازی به مخازن ذخیره سازی جهت صادرات ارسال می شود؛ علاوه بر این روزانه 200 تن گوگرد به صورت دانه بندی شده تولید می شود.

پالایشگاه فازهای 2 و 3 که عملیات توسعه آن در سال 76 به شرکت توتال فرانسه واگذار شد و در شهریور سال 81 راه اندازی شد؛  روزانه بیش از پنج میلیون متر مکعب گاز از دو سکوی سر چاهی برداشت و بصورت سه فازی شامل گاز ، میعانات گازی و آب به وسیله دو خط لوله زیر دریایی 32 اینچ به طول 105 کیلومتر به خشکی منتقل می شود. به منظور محافظت از لوله ها و جلوگیری از خوردگی آنها ماده شیمیایی گلایکول از طریق 2 خط لوله 5/4 اینچ به سکوها منتقل و به خط لوله تزریق می شود. گاز ورودی به پالایشگاه پس از جدا سازی از میعانات گازی به 4 واحد عملیاتی هر کدام به ظرفیت 7.13 میلیون متر مکعب منتقل و پس از شیرین سازی، نم زدایی، تنظیم نقطه شبنم گاز و مرکپتان زدایی تصفیه می شود.

روزانه بیش از 3 میلیون متر مکعب گاز تصفیه شده توسط یک خط لوله 56 اینچ وارد شبکه سراسری و 80 هزار بشکه میعانات گازی پس از عبور از دو واحد تثبیت میعانات گازی به مخازن ذخیره سازی جهت صادرات ارسال می شود، همچنین  روزانه 400 تن گوگرد به صورت دانه بندی شده تولید و توسط کامیون به انبار مکانیزه گوگرد منتقل می شود.

پالایشگاه فاز 4 و 5 که عملیات توسعه آن در سال 79 به کنسرسیومی متشکل از شرکت های انی، پتروپارس و نیکو واگذار شد و در سال 83 به بهره برداری رسید. در هر فاز، 2 سکوی عملیاتی سر چاهی نصب شده که هر کدام پذیرش 12 حلقه چاه را دارند. روزانه 5.56 میلیون مترمکعب گاز از مخزن برداشت و بصورت 3 فاز شامل گاز، میعانات گازی و آب به وسیله دو خط لوله زیردریایی 32 اینچ به طول 100 کیلومتر به خشکی منتقل می شود.
 
پالایشگاه فاز 6 و 7 و 8 که عملیات توسعه آن در سال 82 بصورت بیع متقابل توسط کنسرسیومی متشکل از شرکت ایرانی پتروپارس، سازمان گسترش و نوسازی صنایع ایران، دو شرکت ژاپنی Toyo و JGC و شرکت Daelim از کره جنوبی آغاز و در سال 87 به بهره برداری رسید. محصولات روزانه این پالایشگاه عبارتند از 104 میلیون مترمکعب گاز ترش خشک، 170 هزار بشکه میعانات گازی و 5 هزار تن گاز مایع.
 
پالایشگاه فاز 9 و 10 که عملیات توسعه آن به کنسرسیومی متشکل از شرکت های IOEC، OIEC، GS  واگذار شد و در سال 87 واحدهای تصفیه گاز در خط تولید قرار گرفته و در سال 88 به بهره برداری رسید، روزانه 5/56 میلیون مترمکعب گاز از مخزن برداشت و بصورت سه فازی شامل گاز،‌ میعانات گازی و آب به وسیله دو خط لوله زیردریایی 32 اینچ به طول 105 کیلومتر به خشکی منتقل می شود.

طرح توسعه  فاز ١١ به صورت قرارداد بیع‌ متقابل‌ به شرکت چینی CNPC واگذار و به منظور تامین‌ گاز ترش‌ مورد نیاز واحد ایران ال ان جی و استحصال میعانات گازی همراه گاز، طراحی و اجرا خواهد شد.  تولید روزانه 2 میلیارد فوت مکعب گاز از میدان پارس جنوبی، تولید روزانه یک میلیون و 900 هزار فوت مکعب گاز ترش استحصالی جهت خوراک واحد LNG، استحصال روزانه 80 هزار بشکه میعانات گازی سنگین از جمله محصولات این فاز است.

طرح‌ توسعه‌ فاز 12 به‌ منظور تولید روزانه‌ 3 میلیاردفوت‌ مکعب‌ گاز از مخزن‌، با مدیریت شرکت نفت و گاز پارس جنوبی و با استفاده از ظرفیت های بزرگ داخلی و بین اللملی (مشارکت 66درصدی بخش داخلی)انجام شد.تولید روزانه‌ 78 میلیون‌ متر مکعب‌ گاز طبیعی‌ جهت‌ تزریق‌ به‌ خط لوله ششم گاز کشور، تولید روزانه‌ 600 تن‌ گوگرد دانه‌بندی‌ شده، تولید 10 میلیون تن LNG در سال و تولید روزانه‌ 110 هزار بشکه‌ میعانات‌ گازی‌ سنگین‌  از جمله اهداف توسعه این فاز بود.

طرح توسعه فاز ١٣ با ظرفیت تولید روزانه دو میلیارد فوت مکعب، میان شرکت نفت و گاز پارس و کنسرسیومی متشکل از شرکت‌های پتروپایدار ایرانیان، مپنا و صدرا منعقد شده است.

طرح توسعه فاز ١٤ میان شرکت نفت و گاز پارس و کنسرسیومی متشکل از مپنا، شرکت مهندسی و ساخت تأسیسات دریایی، شرکت ملی حفاری، شرکت پایندان، شرکت مدیریت طرح‌های صنعتی ایران، ایزوایکو و ماشین‌سازی اراک با ظرفیت تولید روزانه دو میلیارد فوت مکعب گاز، با 44 حلقه چاه، 4 سکوی دریایی، دو خط لوله 32 اینچی و دو رشته خط 18 اینچی دریایی، در کنار پالایشگاه خشکی، جهت تصفیه روزانه 50 میلیون مترمکعب گاز، تولید بیش از 1 میلیون تن گاز مایع جهت صادرات، تولید روزانه 77 هزار بشکه میعانات گازی جهت صادرات و تولید یک میلیون تن گاز اتان جهت تامین خوراک پتروشیمی منعقد شده است.

قرارداد طرح توسعه فازهای ١٥ و ١٦ در سال 85 بین شرکت ملی نفت و گازپارس و کنسرسیومی متشکل از شرکت‌های آریا نفت شهاب، مهندسی و ساخت تاسیسات دریایی، صف، ایزوایکو و حفاری داناکیش به عنوان پیانکار طرح عملیات خشکی و دریا منعقد شد. هدف از این قرارداد، تولید روزانه‌ 50 میلیون‌ متر مکعب‌ گاز طبیعی‌، تولید روزانه‌ 80 هزار بشکه‌ میعانات‌ گازی‌، تولید سالیانه‌ 1.05 میلیون‌ تن‌ گاز مایع‌ ، تولید سالانه‌ یک میلیون‌ تن‌ اتان‌ به‌ منظور تامین‌ خوراک‌ واحدهای‌ پتروشیمی‌ و تولید روزانه‌ 400 تن‌ گوگرد است. این پالایشگاه در سال 94 افتتاح شد.

طرح توسعه فازهای ١٧ و ١٨  به منظور تولید روزانه‌ 50  میلیون‌ متر مکعب‌ گاز طبیعی‌، 80 هزار بشکه‌ میعانات‌ گازی‌ و  400 تن‌ گوگرد و تولید سالانه‌ 1 میلیون‌ تن‌ اتان‌ و 1.05 میلیون‌ تن‌ گاز انجام می شود. تاسیسات‌ فرا ساحلی‌ این‌ طرح‌ در فاصله‌ 100 کیلومتری‌ از ساحل‌ عسلویه‌ احداث‌ می شود. چهار سکوی‌ حفاری‌ تولیدی‌ شامل‌ 44 حلقه‌ چاه‌، دو رشته‌ خط‌ لوله‌ 32 اینچ‌ دریایی‌ انتقال‌ گاز، دو خط‌ لوله‌ 4 اینچ‌ انتقال‌ محلول‌ گلایکول‌، تاسیسات‌ دریایی‌ این‌ طرح‌ را شامل‌ می‌شود.

طرح توسعه فاز ١٩ ، در سال 89 توسط شرکت نفت و گاز پارس به کنسرسیومی متشکل از شرکت های پتروپارس لیمیتد و پتروپارس ایران و شرکت مهندسی تاسیسات دریایی ایران با رهبری شرکت پتروپارس واگذار شد. این فاز با ظرفیت تولید روزانه 2 میلیارد فوت مکعب گاز شامل 21 حلقه چاه، 4 سکوی دریایی، دو خط لوله 32 اینچی و دو رشته خط 18 اینچی در بخش دریایی تعریف شده همچنین در پالایشگاه بخش خشکی، گاز به همراه مایعات ورودی فرآورش شده و روزانه 50 میلیون مترمکعب گاز تصفیه می شود، سالانه 1/1 میلیون تن گاز مایع جهت صادرات، روزانه 77  هزار بشکه میعانات گازی جهت صادرات و سالانه یک میلیون تن گاز اتان جهت تامین خوراک پتروشیمی تولید می شود.

طرح توسعه فازهای  ٢٠ و ٢١ با به کارگیری پیمانکاران و سازندگان داخلی و به صورت EPCCS، در سایت شماره 1 منطقه ویژه اقتصادی واقع در بندر عسلویه اجرا خواهد شد.

هدف از توسعه این فاز عبارت است از  تامین روزانه 50 میلیون متر مکعب گاز تصفیه شده برای مصارف داخلی، بازیافت سالیانه یک میلیون تن گاز اتان قابل مصرف در صنایع پتروشیمی، بازیافت سالیانه 1.05 میلیون تن گاز مایع مرغوب جهت صادرات، تولید روزانه 75 هزار بشکه میعانات گازی گوگردزدایی و تثبیت شده و بازیافت روزانه 400 تن گوگرد جهت صادرات.    

طرح توسعه فازهای ٢٢ و ٢٣ و ٢٤ با ظرفیت تولید روزانه 2 میلیارد فوت مکعب گاز از مخزن، با 38 حلقه چاه، 4 سکو، دو خط لوله 32 اینچی، 2 رشته خط 18 و 20 اینچی به عنوان تجهیزات دریایی، و تصفیه روزانه 50 میلیون مترمکعب گاز، تولید سالانه 1.1 میلیون تن گاز جهت صادرات، تولید روزانه 77 هزار بشکه میعانات گازی جهت صادرات، و تولید سالانه یک میلیون تن گاز اتان جهت تامین خوراک پتروشیمی در پالایشگاه خشکی صورت پذیرفته است.

وضعیت برداشت ایران از مخزن گازی پارس جنوبی با آهنگی سریع رو به جلو حرکت می کند، ظرفیت اسمی تولید گاز ایران از میدان عظیم پارس‌جنوبی در سال گذشته به ۵٠٠‌ میلیون مترمکعب در روز افزایش یافت. تقاضای گاز در ایران در سال‌های آتی تثبیت خواهد شد، و همین امر می تواند سبب افزایش صادرات از طریق خط لوله یا LNG شود. اما باز هم این موارد باعث نمی شوند تا رقابت میان ایران و قطر به دست فراموشی سپرده شود. کشوری که از فرصت ها به خوبی استفاده کرده و در برداشت از میدان مشترک پارس جنوبی شتابی قابل توجه دارد، ایران نیز باید قدم های خود را تبدیل به گام هایی بلند و پرشتاب کند تا بهره کافی از این نعمت ارزشمند و تکرارناشدنی خداوند ببرد.  

فاطمه شعبانی