میدان گازی پارس جنوبی با داشتن ۴۱ درصد از کل ذخایر گاز طبیعی ایران و ۸ درصد از ذخایر گاز طبیعی دنیا، یکی از مهم‌ترین میادین گازی جهان به شمار می رود. برداشت از این میدان گازی که بین ایران و قطر مشترک است به دلیل حضور شرکت های بزرگ خارجی در آن سوی مرزها اهمیت بیشتری برای ایران دارد.
از طرف دیگر تقاضای نزدیک به 900 میلیون مترمکعبی گاز در کشور چه در بخش خانگی و تجاری و چه در بخش صنعتی و نیروگاهی باعث شده تا پارس جنوبی مهم‌ترین منبع تأمین امنیت عرضه گاز طبیعی در ایران باشد.
اخیرا و پس از بهره‌برداری از 4 فاز 13، 22،23 و 24، ایران در تولید روزانه گاز از این میدان مشترک به صورت رسمی از قطر جلو افتاد؛ اما اگر نگاهی به روند توسعه این میدان گازی بیندازیم این نکته حائز اهمیت است که قطر تولید از میدان گازی پارس جنوبی را در سال 1991 آغاز کرد اما ایران 10 سال بعد به یاد توسعه این میدان مشترک گازی افتاد.
* ایران همسایه غول‌های نفتی جهان در پارس جنوبی
بخش قطری میدان مشترک پارس جنوبی با نام "گنبد شمالی" شناخته می‌شود. قطر تمامی نیاز داخلی و صادراتی گاز خود را از "گنبد شمالی" تأمین می‌کند. طبق برآوردهای صورت‌گرفته میزان ذخایر گازی بخش قطری این میدان مشترک، 36 تریلیون مترمکعب است که IEA میزان قابل استحصال گاز در بخش قطری را حدود 26 تریلیون مترمکعب تخمین زده است.
با وجود این، مخزن گازی پارس جنوبی بین دو کشور مشترک است و قسمت عمیق‌تر آن در بخش قطری قرار دارد و ساختار این مخزن نشان می‌دهد که شیب آن به‌سمت قطر است و هرچه قطر برداشت بیشتری داشته باشد، سیر حرکت منابع گازی و میعانات به‌سمت قطر بیشتر می‌شود. علاوه بر این، مساحت بخش قطری میدان پارس جنوبی دو برابر مساحت بخش ایرانی آن است و این مساله نیز به برداشت بیشتر قطر و اجرای پروژه‌های توسعه در بخش قطری میدان کمک شایانی می‌کند.
قطر با دادن سهم حداکثری از میدان به غول‌های نفتی آمریکایی و اروپایی، توسعه "گنبد شمالی" را از سال 1991 آغاز کرده اما ایران توسعه "پارس جنوبی" را از سال 2001 آغاز کرده است. یعنی در شروع به کار 10 سال از قطر عقب مانده‌ایم. در فاصله سال‌های 1991 تا 2001، قطر حدود 210 میلیارد مترمکعب گاز از این میدان استخراج کرد که به‌ارزش آن زمان، حدود 60 میلیارد دلار برای قطر درآمد به‌دنبال داشته است.
قطر پروژه‌های متعددی در میدان گنبد شمالی تعریف کرده و اکنون با 16 فاز تولیدی به‌میزان حدود 600 میلیون مترمکعب در روز از بخش قطری میدان مشترک پارس جنوبی برداشت گاز دارد. البته تعبیر دقیق‌تر آن است که ایران در این مدت در حال رقابت با بزرگ‌ترین غول‌های نفتی جهان در این گازی مشترک بوده است.
اما برداشت گاز ایران از میدان گازی پارس جنوبی در سال 1381 شمسی (2003) با بهره‌برداری از فازهای 2 و 3، به 56 میلیون مترمکعب در روز رسید. این رقم با به بهره‌برداری رسیدن فازهای یک، 4 و 5، 6 و 7 و 8 و 9 و 10 در سال 1388 به 285 میلیون مترمکعب در روز رسید.
از سال 1388 تا سال 1392 توسعه همزمان همه فازهای باقیمانده پارس جنوبی به جز فاز ۱۱ کلید خورد. اما به دلیل توسعه همزمان تعداد زیادی از فازهای پارس جنوبی، شاهد افزایش ظرفیت تولید گاز از این میدان مشترک در سمت ایران نبودیم. این پروژه‌ها به تدریج در سال 92 و پس از آن وارد مدار تولید شدند و رفته رفته فازهای 12 و 15 و 16 به بهره‌برداری رسیدند و در سال 1395 ظرفیت تولید گاز ایران از میدان مشترک پارس جنوبی به 453 میلیون مترمکعب رسید.
توسعه در پارس جنوبی ادامه یافت و با بهره‌برداری از فازهای 17 و 18، 19 و 20 و 21 در سال 96 به رکورد تولید 570 میلیون مترمکعب در روز و با بهره‌برداری از سکوهای A و C فاز 14 در سال جاری به ظرفیت تولید 610 میلیون مترمکعب در روز رسیدیم.
اتفاقی که به برکت تکیه بر توان شرکت‌های ایرانی در پارس جنوبی اتفاق افتاد.
* توسعه میدان گازی پارس جنوبی با حضور شرکت های ایرانی
اما چگونه علی رغم وجود تحریم ها در طول سال های گذشته ایران در این میدان گازی توانست به تولید گاز و رکورد شکنی و سبقت گرفتن از غول‌های نفتی حاضر در بخش قطری میدان بپردازد؟ نگاهی به تاریخچه توسعه میدان تصویر دقیق تری به ما خواهد داد.
1) پالایشگاه فاز 1 :
طرح توسعه فاز ١ میدان گازی پارس جنوبی در دی ماه ١٣٧٧ توسط شرکت نفت و گاز پارس (POGC) و در قالب یک قرارداد بیع متقابل (Buy Back) به شرکت پتروپارس واگذار شد. به منظور استخراج و بهره برداری از میدان گازی پارس جنوبی در هر فاز دو سکوی سرچاهی نصب شده است که هر کدام ظرفیت پذیرش 16 چاه را دارند که 6 عدد فعال است.
در فاز 1 روزانه 28.3 میلیون مترمکعب گاز از دو سکوی سرچاهی برداشت و عملیات جداسازی آب همراه گاز در سکو انجام می گیرد و 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.
همچنینH2S در واحد شیرین سازی به واحدهای بازیافت گوگرد هدایت و روزانه 200 تن گوگرد به صورت دانه بندی شده تولید و توسط کامیون به انبار مکانیزه گوگرد منتقل می شود.
2) پالایشگاه فاز 2 و 3 :
عملیات توسعه فازهای 2 و 3 میدان گازی پارس جنوبی تاریخ 76.07.06 به شرکت توتال فرانسه واگذار شد و در تیرماه 1383 بطور کامل به بهره برداری رسید.
روزانه 56.5 میلیون متر مکعب گاز از دو سکوی سرچاهی برداشت و بصورت سه فازی شامل گاز، میعانات گازی و آب به وسیله دو خط لوله زیردریایی 32 اینچ به فاصله 105 کیلومتر به خشکی منتقل می‌شود.
روزانه 53.3 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.
همچنینH2S جدا شده در واحد شیرین سازی به واحدهای بازیافت گوگرد هدایت و روزانه 400 تن گوگرد به صورت دانه بندی شده تولید و توسط کامیون به انبار مکانیزه گوگرد منتقل می شود.
3) پالایشگاه فاز 4 و 5 :
عملیات توسعه فازهای 4 و 5 میدان گازی پارس جنوبی در مرداد ماه 1379 به کنسرسیومی متشکل از شرکت های انی، پتروپارس و نیکو واگذار گردید و در بهمن ماه 1383 به طور کامل به بهره برداری رسید.
در هر فاز 2 سکوی عملیاتی سر چاهی نصب شده است که در هر کدام پذیرش 12 حلقه چاه دارند. روزانه 56.5 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 فاصله 100 کیلومتر به خشکی منتقل می شود.
4) پالایشگاه فاز 6 و 7 و 8 :
عملیات توسعه فازهای 6 و 7 و 8 میدان گازی پارس جنوبی- در بهمن ماه 1382 بصورت بیع متقابل توسط کنرسیومی 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 مهرماه 1387 به بهره برداری کامل رسید.
طبق طراحی محصولات روزانه این پالایشگاه عبارتند از : 104 میلیون مترمکعب گاز ترش خشک، 170 هزار بشکه میعانات گازی و 5000 تن گاز مایع (پروپان و بوتان LPG).
5) پالایشگاه فاز 9 و 10 :
عملیات توسعه فازهای 9 و 10میدان گازی پارس جنوبی در عسلویه به کنرسیومی متشکل از شرکت های IOEC، OIEC، GS واگذار شد و در شهریور سال 87 واحدهای تصفیه گاز در سرویس قرار گرفته و در اردیبهشت سال 88 با راه اندازی واحدهای فرایندی به طور کامل به بهره برداری رسید.
در هر فاز دو سکوی عملیاتی سرچاهی نصب شده است که هر کدام پذیرش 12 حلقه چاه دارند.
روزانه 56.5 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 فاصله 105 کیلومتر به خشکی منتقل می شود.
این گزارش حاکی است در طول سال های 92 تا کنون نیز شاهد بهره برداری از فاز های گازی پارس جنوبی با حضور پیمانکاران داخلی بودیم به طوریکه فاز 12 توسط شرکت پتروپارس، فاز 13 توسط قرارگاه سازندگی خاتم‌الانبیا و شرکت‌های مپنا و صدرا، فاز 14 توسط شرکت سازمان گسترش و نوسازی و شرکت ایزو ایکو ، فاز 15 و 16 توسط قرارگاه سازندگی خاتم الانبیا، فاز 17 و 18 توسط اویک و تاسیسات دریایی، فاز 19 توسط قرارگاه سازندگی خاتم‌الانبیا، فاز 20 و 21 توسط سازمان گسترش و فازهای 22 تا 24 نیز توسط قرارگاه سازندگی خاتم الانبیا به بهره برداری رسید.
* شرکت‌های ایرانی که بیکار شدند
آنچه که باید در این گزارش به آن اشاره کرد عملکرد درخشان شرکت های داخلی در توسعه فازهای 24 گانه پارس جنوبی به خصوص در شرایط تحریم‌های سختگیرانه است که موجب شد حتی برخی از این شرکت ها در بیرون از مرزهای کشور نیز فعالیت های توسعه ای را انجام دهند. اما امروز این شرکت ها دیگر پروژه ای در داخل کشور ندارند و توان فنی بالای ایجاد شده و تجربه گرانبهای کسب شده معطل مانده و رو به فرسایش می‌رود.
در حال حاضر که شرکت های داخلی دیگر پروژه ای برای فعالیت ندارند و شرکت های خارجی به بهانه تحریم های نفتی پروژه‌های ایران را ترک کرده‌اند به نظر می رسد دوباره دولت می تواند دوباره به شرکت‌های پیمانکار ایرانی که اغلب آنها دولتی نیز هستند اعتماد کند. در شرایطی که پارس جنوبی نیازمند سکوهای فشار افزا برای جو گیری از افت تولید است ایرانی ها می توانند با همکاری شرکت های دانش بنیان اقدام به احداث این سکو ها کنند که اخیرا برخی از شرکت های داخلی نیز آمادگی خود را برای احداث این سکوها اعلام کرده اند.
حال باید دید آیا دولت و وزارت نفت که در گذشته نتیجه اعتماد به شرکت های داخلی را در توسعه فازهای پارس جنوبی گرفته است حاضر است دوباره به این شرکت ها اعتماد کرده و در گام دوم توسعه پارس جنوبی به این شرکت ها پروژه دهد یا همچنان چشم به راه وزیدن باد در میان موهای طلایی اروپایی‌ها باقی خواهد ماند.
* دو چالش بزرگ برای آینده پارس جنوبی
با بهره‌برداری از این پروژه‌ها و تکمیل بخش های باقیمانده از آنها و فاز ۱۴، عملا پرونده توسعه پارس جنوبی بدون در نظر گرفتن فاز مرزی ۱۱ که توتال در سال جاری برای دومین آن را ترک کرد، بسته می‌شود. در سمت قطری نیز فرآیند اولیه توسعه مدت‌هاست به پایان رسیده است.
در این شرایط دو چالش عمومی پیش روی ایران و قطر به عنوان مالکان بزرگ‌ترین میدان گازی جهان وجود دارد. چالش نخست به رقابت شدید دو کشور برای برداشت از این میدان مرتبط است. چنانکه با برداشت حداکثری در دو سوی میدان، عملا فشار مخزن پارس جنوبی کاهش خواهد یافت و میلیاردها بشکه از میعانات گازی قابل استحصال برای همیشه در مخزن محبوس خواهد شد و دو کشور از درآمد سرشار بهره‌برداری از آنها محروم خواهند شد.
چالش دوم که به نوعی در مقابل چالش اول تعریف می‌شود باز هم به کاهش فشار مخزن مربوط است. چنانکه به دلیل کاهش فشار مخزن، باید فعالیت‌های مربوط به ازدیاد برداشت و نگهداشت تولید از میدان در دستور کار قرار بگیرد. یکی از این اقدامات نصب و راه‌اندازی سکوهای فشارافزا در کنار سکوهای اصلی فازهای پارس جنوبی است که به حفظ تولید از میدان کمک قابل توجهی خواهد کرد.
