فشارافزایی پارس جنوبی، گلوگاه امنیت انرژی ایران

به گزارش رصد روز، بدون مداخله فوری، پیش‌‌‌بینی می‌شود تولید این میدان سالانه ۱۰ میلیارد متر مکعب کاهش یابد، لذا گفته می‌شود، عدم اقدام یا تاخیر بیشتر نه تنها ناترازی گاز داخلی را تشدید کرده و پیامدهای اقتصادی و اجتماعی وخیمی را به دنبال خواهد داشت، بلکه به از دست رفتن بیشتر سهم ایران از یکی از باارزش‌‌‌ترین منابع طبیعی جهان به نفع رقیب خود در میدان مشترک منجر خواهد شد.

میدان گازی پارس جنوبی، بزرگ‌ترین میدان گازی غیرهمراه جهان، گنجینه‌‌‌ای بی‌‌‌بدیل است که ایران و قطر به‌طور مشترک از آن بهره‌‌‌برداری می‌‌‌کنند. سهم ایران از این میدان عظیم  پارس جنوبی، حدود ۱۴ تریلیون متر مکعب گاز درجا را در خود جای داده که از این میزان، ۱۰ تریلیون متر مکعب آن قابل برداشت است.

این میدان شریان حیاتی انرژی کشور محسوب می‌شود و بیش از ۷۰ درصد نیاز گازی ایران را تامین می‌‌‌کند؛ از جمله ۹۳درصد سوخت نیروگاه‌‌‌ها و صنایع و ۴۵درصد خوراک مجتمع‌‌‌های پتروشیمی. اما این گنجینه ملی اکنون در سراشیبی افت فشار قرار گرفته است. از سال ۱۴۰۲ (۲۰۲۴ میلادی)، پارس جنوبی با کاهش محسوس فشار مخزن و افت تولید مواجه شده است. پیش‌‌‌بینی‌‌‌ها نگران‌‌‌کننده است: افت فشار گاز از سال ۱۴۰۵ (تقریبا ۲۰۲۶-۲۰۲۷) جدی خواهد شد و در کمتر از دو سال آینده به اوج خود می‌‌‌رسد. این وضعیت، تهدیدی عمیق برای تامین انرژی داخلی ایران، به ویژه در فصول سرد سال، به شمار می‌‌‌رود و امنیت ملی را به خطر می‌‌‌اندازد. چالش تنها فنی نیست، بلکه ابعاد ژئوپلیتیک  نیز دارد.

شیب طبیعی لایه‌‌‌های مخزن به سمت شمال شرق، جایی که میدان شمالی قطر قرار دارد، وضعیت را پیچیده‌‌‌تر می‌‌‌کند. برداشت تهاجمی قطر از بخش خود، یک گرادیان فشار ایجاد کرده که باعث مهاجرت گاز از بخش ایرانی به سمت چاه‌‌‌های قطری می‌شود.  این یعنی هرگونه تاخیر ایران در اجرای طرح‌های فشارافزایی، مستقیما به از دست رفتن بخش قابل توجهی از ذخایر قابل برداشت ما به نفع رقیبمان منجر می‌شود.

فشارافزایی: راهی برای بقا و توسعه پارس جنوبی

با گذشت زمان و برداشت از مخازن گازی، فشار طبیعی درون میدان به تدریج کاهش می‌‌‌یابد و استخراج کارآمد گاز را دشوار می‌‌‌سازد. پارس جنوبی نیز از سال ۱۴۰۲ (۲۰۲۴) این پدیده را تجربه کرده و روند افت فشار و کاهش تولید را نشان می‌دهد. بدون مداخله فوری، پیش‌‌‌بینی می‌شود تولید این میدان سالانه ۱۰ میلیارد متر مکعب کاهش یابد. در حال حاضر، استخراج گاز از پارس جنوبی به‌شدت به فشار طبیعی مخزن (حدود ۱۲۰ اتمسفر) وابسته است که این میدان را در برابر افت فشار آسیب‌‌‌پذیر می‌‌‌کند.

راه‌حل حیاتی و عملی برای پارس جنوبی، نصب سکوهای عظیم ۲۰ هزار تنی مجهز به کمپرسورهای قدرتمند است. این سکوها برای جداسازی گاز-مایع طراحی شده‌‌‌اند تا گاز فشرده شده و میعانات به‌طور جداگانه به پالایشگاه‌‌‌های خشکی پمپ شوند. کمپرسورهای گازی، با دریافت گاز کم‌‌‌فشار و فشرده‌‌‌سازی آن به فشار بالاتر، نقش کلیدی در این فرآیند ایفا می‌‌‌کنند. اجرای موفقیت‌آمیز طرح فشارافزایی، می‌تواند عمر مفید پارس جنوبی را تا ۷۰ سال افزایش دهد و مهم‌تر اینکه، کل گاز قابل برداشت از میدان را به‌طور بالقوه تا ۹۰ تریلیون فوت مکعب افزایش خواهد داد.

اهداف استراتژیک این پروژه چندوجهی است: افزایش طول عمر تولید میدان، جلوگیری از مهاجرت گاز به سمت بخش قطری، حفظ یکپارچگی مخزن ایران، و تامین تقاضای رو به رشد داخلی برای گاز و بنزین. نیاز مبرم به گاز در ایران، که ناشی از ناترازی شدید داخلی است، ممکن است انگیزه‌‌‌ای برای اقدامات کوتاه‌‌‌مدت مانند افزایش حفاری باشد. اما این رویکرد، در حالی که شاید در کوتاه‌‌‌مدت کمبودها را تسکین دهد، افت فشار کلی در میدان پارس جنوبی را تسریع خواهد کرد. این وضعیت، ایران را در یک دوراهی استراتژیک قرار می‌دهد: انتخاب بین تسکین فوری و پایداری بلندمدت.

اقدامات ایران: تلاش‌‌‌هایی در میان موانع

تلاش‌‌‌های ایران برای فشارافزایی با تاخیرهای قابل توجهی همراه بوده است. وزیر سابق نفت، جواد اوجی، تاخیر ۸ ساله در اجرا را به مهاجرت گاز به سمت قطر نسبت داد. فاز ۱۱ پارس جنوبی نمونه بارز این موانع است که اکنون بسیار کمتر از ظرفیت هدف‌‌‌گذاری شده تولید می‌‌‌کند. سال گذشته مدیر مهندسی و توسعه شرکت ملی نفت ایران (NIOC)، از یک توافق اجرایی ۱۷ میلیارد دلاری جدید برای فشارافزایی پارس جنوبی خبر داد.

پیمانکاران اصلی این پروژه از شرکت‌های داخلی مانند پتروپارس و مپنا برگزیده شدند و قراردادهای چارچوب آن در اواخر سال ۱۴۰۳ (۲۰۲۴) امضا شد و پروژه رسما در ۲۶ اردیبهشت ۱۴۰۴ (۱۶ مه ‌۲۰۲۵) آغاز به کار کرد.اما موانع همچنان پابرجا هستند.

کارشناسان به چالش‌‌‌هایی مانند تنگناهای تامین مالی، دستیابی به ابزارها و فناوری‌‌‌های لازم به ویژه فناوری‌‌‌های پیشرفته، اشاره کرده‌‌‌اند. اگرچه پروژه ۱۷ میلیارد دلاری اخیر بر استفاده از توربوکمپرسورهای ساخت داخل (تولید شرکت توربو کمپرسور نفت – OTC) تاکید دارد، اما تحریم‌های اقتصادی بین‌المللی در دو دهه گذشته، سرمایه‌‌‌گذاری خارجی را به‌شدت محدود کرده و مانع توسعه ظرفیت تولید گاز و نیروگاه‌‌‌ها شده است.

تردیدها در مورد توانایی شرکت‌های داخلی برای ساخت «کمپرسورهای عظیم » مورد نیاز برای فشارافزایی پارس جنوبی، به ویژه با توجه به شکست‌‌‌های گذشته در تولید کمپرسورهای توربین نیروگاهی، همچنان پابرجاست. حتی بعضا شنیده می‌شود، اجرای کامل قرارداد ۱۷ میلیارد دلاری با شرکت‌های داخلی، تنها می‌تواند روند کاهش تولید در بخش ایرانی پارس جنوبی را کندتر کند، نه اینکه آن را متوقف یا معکوس سازد.

سناریوهای پیش رو: انتخاب بین بحران و خودکفایی

سناریو ۱- فشارافزایی موفقیت‌آمیز: در صورت موفقیت در اجرای طرح فشارافزایی، استخراج گاز از پارس جنوبی می‌تواند برای ۷۰ سال بدون مشکل ادامه یابد و ۹۰ تریلیون فوت مکعب گاز اضافی از این میدان قابل برداشت خواهد بود. این امر نه تنها طول عمر تولید میدان را افزایش می‌دهد، بلکه از مهاجرت گاز به سمت قطر جلوگیری کرده و یکپارچگی مخزن ایران را حفظ می‌‌‌کند. همچنین، توانایی کشور برای تامین تقاضای رو به رشد داخلی گاز و بنزین تقویت شده و وابستگی به واردات کاهش می‌‌‌یابد. این پروژه همچنین به تقویت تحقیق و توسعه داخلی و پیشرفت تخصص فنی ایران در ماشین‌‌‌آلات توربینی با عملکرد بالا منجر خواهد شد.

سناریو ۲- تاخیر یا عدم اجرای طرح: پیامدهای عدم اجرای یا تاخیر قابل توجه در فشارافزایی وخیم خواهد بود. پیش‌‌‌بینی می‌شود که اگر راه‌‌‌حل موثری یافت نشود، ایران از دو سال آینده (از ۱۴۰۵ / ۲۰۲۶-۲۰۲۷) با مشکلات فزاینده‌‌‌ای در تامین گاز کشور مواجه خواهد شد. تولید این میدان سالانه ۱۰ میلیارد متر مکعب کاهش می‌‌‌یابد، به‌طوری که حتی قادر به تامین نیازهای اساسی داخلی نخواهد بود.

در نهایت، ایران، با وجود در اختیار داشتن دومین ذخایر بزرگ گاز جهان، با کمبود گسترده و رو به وخامت گاز مواجه خواهد شد و در خطر تبدیل شدن به واردکننده خالص انرژی قرار می‌گیرد. عدم فشارافزایی، نیاز به ادامه و افزایش اتکا به مازوت، سوخت سنگین و آلوده‌‌‌کننده، برای تولید برق و مصارف صنعتی را ضروری می‌‌‌سازد که منجر به تشدید تخریب محیط زیست می‌شود.

این امر منجر به تشدید چرخه قطعی گاز در زمستان و قطعی‌‌‌های مکرر و گسترده‌‌‌تر برق در ماه‌‌‌های تابستان خواهد شد. صنایع در سراسر کشور به‌شدت تحت تاثیر قرار خواهند گرفت و مجبور به تغییر به سوخت‌‌‌های کمتر کارآمد و آلوده‌‌‌تر، یا حتی توقف کامل تولید به دلیل کمبود گاز خواهند شد.

الگوی قطر: توسعه تهاجمی میدان شمالی

میدان شمالی قطر، بزرگ‌ترین ذخیره گاز طبیعی غیرهمراه در جهان، سنگ بنای استراتژی انرژی ملی این کشور است. قطر برنامه توسعه جاه‌‌‌طلبانه‌‌‌ای را با هدف افزایش قابل توجه ظرفیت تولید گاز طبیعی مایع (LNG) خود آغاز کرده است. هدف این است که تولید از ۷۷ میلیون تن در سال فعلی به ۱۴۲ میلیون تن تا سال ۲۰۳۰ برسد که نشان‌دهنده افزایش چشمگیر ۸۵ درصدی است. این توسعه تهاجمی در سه فاز متمایز ساختار یافته است:

فاز شرقی میدان شمالی (NFE): این فاز برای افزودن ۳۳ میلیون تن به ظرفیت LNG قطر تا سال ۲۰۲۷ طراحی شده است.

فاز جنوبی میدان شمالی (NFS): این فاز ۱۶ میلیون تن دیگر به ظرفیت کل تا سال ۲۰۲۸ اضافه خواهد کرد.

فاز غربی میدان شمالی (NFW): فاز نهایی با هدف افزودن ۱۶ میلیون تن دیگر، مجموع را تا پایان سال ۲۰۳۰ به ۱۴۲ میلیون تن می‌‌‌رساند.

پروژه توسعه کلی انرژی قطر، با ارزش تخمینی ۱۰۰ میلیارد دلار، از نظر استراتژیک برای تامین ۲۰ درصد از LNG جهان تا سال ۲۰۳۰ برنامه‌‌‌ریزی شده است.  استراتژی توسعه قطر با همکاری گسترده با شرکت‌های بزرگ انرژی بین‌المللی مشخص می‌شود. شرکای کلیدی شامل اکسون‌‌‌موبیل، شل، توتال‌‌‌انرژیز، انی، سینوپک، CNPC و کونوکو فیلیپس هستند.

به عنوان مثال، توتال‌‌‌انرژیز یک شریک مهم است که ۶.۲۵درصد سهم مشارکتی در NFE و ۹.۳۷۵ درصد سهم در NFS دارد.  شرکت مهندسی بزرگ هند، لارسن‌اند توبرو (L&T)، قراردادی عظیم به ارزش ۴ تا ۵ میلیارد دلار با شرکت قطر انرژی LNG برای اجرای بسته چهارم فشرده‌‌‌سازی (COMP۴) در چارچوب برنامه پایداری تولید میدان شمالی قطر (NFPS) امضا کرده است.گروه مهندسی انرژی ایتالیایی سایپم نیز یک قرارداد ۴ میلیارد دلاری مهندسی، تدارکات و ساخت (EPC) فراساحلی را برای برنامه پایداری تولید میدان شمالی (COMP۳A & COMP۳B) تضمین کرد.

سیاست خارجی بی‌‌‌طرفی استراتژیک قطر به این کشور امکان داده است تا پیچیدگی‌‌‌های منطقه‌‌‌ای را پشت سر بگذارد و قراردادهای LNG سودآور و بلندمدت را در سطح جهانی تثبیت کند. نمونه‌‌‌های اخیر شامل یک توافقنامه عرضه ۱۵ ساله و ۳ میلیون تن با کویت (خرداد ۱۴۰۴ / ژوئن ۲۰۲۵)، برنامه‌‌‌هایی برای تحویل گاز به سوریه از طریق اردن (با دور زدن ایران)، و یک قرارداد ۱۵ ساله و ۲ میلیون تن با آلمان است.  یکی از مزیت‌‌‌های رقابتی کلیدی برای قطر، هزینه‌‌‌های بسیار پایین سربه‌‌‌سر تولید LNG آن است که بین ۰.۳ تا ۰.۵ دلار در هر میلیون BTU تخمین زده می‌شود که به‌طور قابل توجهی کمتر از هزینه‌‌‌های LNG ایالات متحده (۲.۵ تا ۳ دلار در هر میلیون BTU) است.

از نظر فناوری، پروژه‌‌‌های قطر شامل نوآوری‌‌‌های پیشرفته‌ای است، از جمله یکی از بزرگ‌ترین سیستم‌‌‌های جذب و جداسازی CO۲ در صنعت LNG، با ظرفیت تزریق ۳.۲ میلیون تن CO۲. این کشور همچنین بر پایداری زیست‌‌‌محیطی تاکید زیادی دارد که از طریق بهبود عملکرد فلرینگ و استفاده نوآورانه از پهپادها برای اندازه‌‌‌گیری انتشار متان نشان داده شده است.

دو مسیر واگرا در یک میدان مشترک

مقایسه مستقیم سرعت توسعه، استراتژی‌‌‌های سرمایه‌‌‌گذاری و دسترسی به فناوری پیشرفته در ایران و قطر، تفاوت‌‌‌های فاحشی را آشکار می‌‌‌سازد:

سرعت توسعه: قطر استراتژی توسعه‌‌‌ای فوق‌العاده تهاجمی و شتابان را دنبال کرده و قصد دارد ظرفیت تولید LNG خود را تا سال ۲۰۳۰ تقریبا دو برابر کند. در مقابل، ایران با تاخیرهای قابل توجه و مداوم در توسعه پارس جنوبی، به ویژه در ابتکارات فشارافزایی (۸ سال تاخیر) مواجه بوده است.

استراتژی‌‌‌های سرمایه‌‌‌گذاری: قطر با موفقیت سرمایه‌‌‌گذاری مستقیم خارجی عظیمی را جذب کرده است، به‌طوری که شرکت‌های بزرگ انرژی بین‌المللی میلیاردها دلار در این کشور سرمایه‌‌‌گذاری کرده‌‌‌اند. اما ایران برای جذب سرمایه خارجی لازم به‌شدت با مشکل مواجه است و مقامات سابق به نیاز ۲۴۰ میلیارد دلاری سرمایه‌‌‌گذاری در کل صنایع بالادست نفت و گاز اشاره کرده‌‌‌اند که تحریم‌ها و عدم رعایت دستورالعمل‌‌‌های FATF موانع اصلی آن هستند.

دسترسی به فناوری: قطر از دسترسی بی‌‌‌قید و شرط به فناوری‌‌‌های پیشرفته برخوردار است و آنها را به‌طور فعال پیاده‌‌‌سازی می‌‌‌کند؛ از سیستم‌‌‌های پیشرفته کمپرسور فراساحلی گرفته تا تاسیسات جذب و جداسازی CO۲. ایران، اما به‌شدت از دستیابی به فناوری غربی برای اجزای حیاتی مانند کمپرسورهای عظیم محدود شده و مجبور به تکیه بر شرکت‌های داخلی است که توانایی آنها برای چنین تولید پیچیده‌‌‌ای مورد تردید است.

تمرکز استراتژیک: تمرکز استراتژیک قطر بر تبدیل شدن به رهبر بلامنازع جهانی در صادرات LNG است، با تنوع‌‌‌بخشی فعال بازارهای صادراتی و ایجاد مسیرهای جایگزین برای افزایش امنیت عرضه. هدف استراتژیک اصلی ایران، که ناشی از ضرورت است، تامین تقاضای داخلی رو به رشد و جلوگیری از از دست دادن بیشتر سهم خود از میدان گازی مشترک به دلیل مهاجرت است.

تاثیر عوامل ژئوپلیتیک (تحریم‌ها در مقابل بی‌‌‌طرفی) بر این رویکردها و نتایج مربوطه در مدیریت مخزن مشترک، غیرقابل انکار است. تحریم‌های اقتصادی بین‌المللی گسترده، عامل تعیین‌‌‌کننده‌‌‌ای در مشکلات حوزه انرژی ایران بوده است. آنها سرمایه‌‌‌گذاری خارجی را به‌شدت محدود کرده، دسترسی به فناوری مدرن و ضروری را تقریبا مسدود کرده و سرعت توسعه پارس جنوبی را کاهش داده‌‌‌اند. این امر ایران را مجبور به تکیه بر شرکت‌های داخلی کرده است که ممکن است ظرفیت فنی یا مالی کامل برای چنین پروژه‌‌‌های بزرگی را نداشته باشند و منجر به راه‌‌‌حل‌‌‌های کمتر موثر و کندتر شود. در مقابل، سیاست

بی‌‌‌طرفی استراتژیک قطر، که با دقت پرورش یافته است، به این کشور امکان داده است تا «درگیری‌‌‌های منطقه‌‌‌ای را پشت سر بگذارد و قراردادهای LNG را » با طیف متنوعی از شرکای بین‌المللی «تثبیت کند». این موقعیت ژئوپلیتیک در ایجاد همکاری‌‌‌های بین‌المللی قوی، تامین دسترسی به بازارهای متنوع و تسهیل دستیابی بی‌‌‌قید و شرط به فناوری، نقش اساسی داشته و مستقیماً به توسعه سریع و مزیت رقابتی قدرتمند آن در بازار جهانی انرژی کمک کرده است.

شیب زمین‌‌‌شناسی ذاتی میدان مشترک به سمت قطر به این معنی است که تلاش‌‌‌های استخراجی تهاجمی و از نظر فناوری پیشرفته قطر، که بدون مانع از تحریم‌ها انجام می‌شود، مستقیما برداشت آن را از گاز به ضرر ذخایر قابل برداشت ایران افزایش می‌دهد. این وضعیت نشان می‌دهد که چگونه نابرابری‌‌‌های ژئوپلیتیک به ضررهای ملموس برای ایران از یک منبع طبیعی مشترک منجر می‌شود.

برای عضویت در کانال رصد روز کلیک کنید