میدان گازی پارس جنوبی پس از دو دهه برداشت، به مرحله‌ای رسیده که افت فشار سرچاهی آن، آینده انرژی ایران را به تصمیمی راهبردی گره زده است؛ پروژه‌ای ۱۷ میلیارد دلاری برای فشارافزایی که نه‌تنها چالش فنی و مالی، بلکه تمرین ملی برای مدیریت پایدارترین منبع گاز کشور خواهد بود.
اکنون، بیست و چند سال پس از آغاز برداشت، این میدان عظیم به مرحله‌ای رسیده که دیگر نفسش بی‌صدا کوتاه می‌شود. فشار سرچاهی به‌تدریج افت کرده و در دل هر سکوی عظیم، پرسشی تکرار می‌شود: چگونه این ثروت را حفظ کنیم تا فروکش نکند؟
در ظاهر، همه‌چیز آرام است؛ تولید پایدار، پالایشگاه‌ها فعال، خطوط لوله برقرار؛ اما زیر این آرامش مهندسی‌شده، یک چالش فنی و راهبردی در حال شکل گرفتن است: پارس جنوبی برای حفظ فشار خود نیازمند پروژه‌ای ۱۷ میلیارد دلاری است که در صنعت گاز ایران مشابهی ندارد.
فشارافزایی، در جهان امروز، مرحله دوم زندگی یک میدان است؛ مرحله‌ای که تنها با فناوری‌های پیشرفته، کمپرسورهای غول‌پیکر و مدیریت هوشمند شبکه تولید ممکن می‌شود. انجام چنین کاری در شرایط تحریمی و با تکیه بر توان داخل، به‌معنای ورود به قلمرو تازه‌ای از مهندسی ملی است؛ جایی که هر تصمیم، تلاقی علم و سیاست است.
در این مرحله، ریسک‌ها چند لایه‌اند؛ از ریسک فنی در انتخاب مسیر فشارافزایی (فراساحلی یا ساحلی) گرفته تا ریسک زمانی و مالی در اجرای ده‌ها قرارداد سنگین با پیمانکاران ایرانی و تامین تجهیزات کلیدی مانند توربین‌های گازی و خطوط لوله خاص. در کنار آن، ریسک ژئوپلیتیکی نیز مطرح است؛ سهم قطر از همین میدان، سال‌هاست وارد فاز اجرای پروژه‌های فشارافزایی شده و فاصله‌گیری فنی ایران، می‌تواند در میان‌مدت بر سهم برداشت از مخزن مشترک اثر بگذارد.
با این حال، روایت پارس جنوبی فقط روایت نگرانی نیست؛ روایت بلوغ هم هست. صنعتی که تا همین یک دهه پیش برای کوچک‌ترین فناوری وابسته بود، امروز ساخت توربین ۱۸۰ مگاواتی، طراحی سکوهای فشارافزا و اجرای خطوط لوله عمیق دریایی را با ترکیب تجربه داخلی و دانش مهندسی بومی پیش می‌برد. این پروژه، به‌نوعی، تمرین ملی برای مدیریت آینده انرژی ایران است، جایی که سؤال اصلی دیگر «چطور بیشتر تولید کنیم؟» نیست، بلکه «چطور آنچه داریم را پایدارتر کنیم؟» است.
خبرنگار هیچ یک _ برای آگاهی از وضعیت این میدان گازی و برنامه های توسعه ای آن، با محمدمهدی توسلی‌پور مجری طرح فشارافزایی میدان گازی پارس جنوبی شرکت نفت و گاز پارس به گفت و گو نشست.
مطالعات فشار افزایی از یک دهه پیش آغاز شد
با توجه به اهمیت طرح فشارافزایی در میادین گازی، چه برنامه ای در دست اجرا دارید؟
در کل میادین گازی و نفتی، ماهیت مخازن به‌صورت میراست؛ یعنی هر مخزن وقتی به نیمه دوم عمر خود نزدیک می‌شود، با دو اتفاق اصلی مواجه می‌شود: یکی افت تولید و دیگری افت فشار. به همین دلیل اصطلاحاً یک مرحله به نام «بازیافت نهایی» یا Ultimate Recovery برای میادین تعریف می‌شود.
در مورد میدان گازی پارس جنوبی، این بازه زمانی تا حدود سال ۲۰۷۰ میلادی (معادل ۱۴۴۹ یا ۱۴۵۰ هجری شمسی) برآورد شده است؛ یعنی زمانی که میدان از منظر اقتصادی و فنی حداکثر میزان برداشت خود از گاز غنی و میعانات را خواهد داشت.
بر همین اساس، از سال ۲۰۱۶ موضوع بررسی و مطالعه دقیق مخزن میدان گازی پارس جنوبی در دستور کار قرار گرفت. این مطالعه از طریق مدل‌های دینامیکی مخزن انجام شد که مبنای آن روندهای برداشت در سال‌های گذشته بود. این مدل‌ها در مجموعه نفت و گاز پارس طراحی و هر سال بر اساس داده‌های واقعی برداشت و تولید به‌روزرسانی می‌شوند تا بتوان روند فشار و میزان برداشت را برای ۵ تا ۱۰ سال آینده و نهایتاً تا سال ۲۰۷۰ پیش‌بینی کرد.
در همان سال ۲۰۱۶، شرکت نفت و گاز پارس مطالعات مفهومی را با همکاری یک شرکت فرانسوی انجام داد. در این مطالعات بیش از ۵۳ سناریو برای فشارافزایی میدان بررسی شد تا مشخص شود در سال‌هایی نظیر ۲۰۲۶ (که آن زمان برای افت فشار پیش‌بینی می‌شد)، چه اقداماتی باید انجام شود تا فشار مخزن و فشار در تجهیزات سرچاهی به سطح فعلی بازگردد و گاز همچنان به‌صورت پایدار به پالایشگاه منتقل شود.
چرا فشار افزایی در پارس جنوبی مهم است؟
گازی که از چاه‌های میدان تولید می‌شود، از طریق حفاری‌ها و خطوط لوله ۳۲ اینچ به تأسیسات خشکی منتقل می‌شود. برای اینکه این گاز وارد فرآیندهای پالایشگاهی شود، باید هنگام ورود به واحد نخست پالایشگاه (Reception Facility) فشاری حدود ۷۴ بار داشته باشد. با توجه به فاصله حدود ۱۲۰ کیلومتری میان سکوهای دریایی و پالایشگاه‌های خشکی (که بسته به موقعیت هر فاز کمی کم یا زیاد است)، در این مسیر حدود ۵۰ بار افت فشار ایجاد می‌شود. بنابراین، فشار در سرچاه باید حداقل حدود ۱۲۰ بار باشد تا در ورودی پالایشگاه بتوان همان فشار مطلوب ۷۴ بار را دریافت نمود.
در حالت پایدار، هر خط لوله ظرفیت انتقال حدود یک میلیارد فوت مکعب یا حدود ۲۸ میلیون متر مکعب گاز در روز را دارد که معادل ظرفیت تولید یک فاز استاندارد است. اگر فشار سرچاه به مرور کاهش یابد، برای حفظ فشار ۷۴ بار در ورودی پالایشگاه ناچار می‌شویم نرخ برداشت را کاهش دهیم؛ برای مثال، به جای ارسال کامل یک میلیارد فوت مکعب، روزانه ۸۰۰ یا ۹۰۰ میلیون فوت مکعب گاز بفرستیم. این مسئله موجب افت تولید خواهد شد آن هم در شرایطی که کشور برای مدیریت تراز گاز به حداکثر برداشت نیاز دارد.
برای جلوگیری از این وضعیت، باید فشار در سرچاه، یعنی همان ۱۲۰ بار اولیه، مجدداً احیا شود. به همین دلیل پس از تکمیل مطالعات مفهومی، در سال ۲۰۲۰ شرکت نفت و گاز پارس وارد مرحله «مطالعات مهندسی پایه» شد.
بهترین روش، اجرای پروژه فشارافزایی در بخش فراساحل است
آیا راهکارهای دیگری برای حفظ تولید در میادین گازی وجود ندارد؟
در پیش‌طرح پروژه (Pre‑Project)، سناریوهای مختلفی از جمله احداث تاسیسات فشارافزایی در دریا، در خشکی یا به‌صورت ترکیبی (هیبریدی) مورد بررسی قرار گرفت. در نهایت، با تحلیل شاخص‌های اقتصادی، فنی و عملیاتی و زیست محیطی جمع‌بندی نهایی این بود که بهترین روش، اجرای پروژه فشارافزایی در بخش فراساحل است.
میدان گازی پارس جنوبی بزرگ‌ترین میدان ذخیره گاز غنی جهان و میدان مشترک ایران و قطر است که در مجموع ۷۰۰ کیلومتر مربع مساحت دارد؛ از این میزان، حدود ۳۷۰۰ کیلومتر سهم ایران و ۶۰۰۰ کیلومتر سهم قطر است. حدود ۷۰ درصد گاز و ۴۰ درصد بنزین کشور (از محل میعاناتی که به پالایشگاه ستاره خلیج فارس منتقل می‌شود) وابسته به تولید همین میدان است که اهمیت راهبردی آن را نشان می‌دهد.
به همین دلیل، با علم به ضرورت حفظ برداشت حداکثری در کمترین زمان ممکن، تصمیم گرفته شد همان مسیر فنی که قطر برای فشارافزایی در سمت خود دنبال کرده، در بخش ایرانی میدان نیز در دستور کار قرار گیرد.
برنامه چهارگانه قطر برای برای توسعه میادین گازی در پارس جنوبی
قطر در زمینه فشارافزایی در میدان مشترک چه اقداماتی انجام داده است؟
قطر نیز پروژه فشارافزایی را در بخش فراساحل در قالب ۸مجموعه (هاب) اجرا می‌کند و در حال حاضر سکوهای فشارافزایی مخصوص این طرح را برای ۲ مجموعه در دست احداث دارد و قرارداد مجموعه سوم خود را نیز اخیراً واگذار کرده است. تمرکز اصلی آنان، مانند ما، بر نواحی مرزی در ناحیه کرست میدان است که افت فشار در آنها سریع‌تر اتفاق می‌افتد.
البته برنامه‌های قطر تنها محدود به نصب سکوهای فشارافزا نیست؛ آنها مجموعه‌ای از سناریوهای مختلف را برای توسعه میدان اجرا می‌کنند و در قالب چهار پروژه تحت عنوان Complex ۱,۲,۳,۴ تعریف کرده‌اند.
یکی از اقدامات عملی قطر، حفر چاه‌های جدید است. تفاوت کار آنها با ما در این است که ایران حفاری جدید را در قالب چاه‌های درون‌میدانی انجام می‌دهد؛ یعنی در اسلات‌های خالی هر سکو. هر سکوی سرچاهی معمولاً چند موقعیت حفاری دارد، مثلاً ۱۰ تا ۱۴ حلقه چاه که برای تولید حدود نیم میلیارد فوت مکعب گاز در روز طراحی می‌شود. بخشی از این موقعیت‌ها خالی می‌ماند تا برداشت صیانتی حفظ شود. اما در شرایط فعلی که افت فشار به‌ویژه از سکوهای مرزی شروع شده، ایران نیز هم‌زمان و موازی با قطر، حفاری ۳۵ حلقه چاه درون‌میدانی را از طریق چهار بسته کاری و توسط پیمانکاران حوزه حفاری در همین اسلات‌های خالی آغاز نموده است. این حفاری‌ها عمدتاً در سکوهای مرزی متمرکزند تا با شروع برداشت، عملاً مانع مهاجرت گاز به سمت قطر شوند.
در مقابل، قطر با توجه به وسعت بیشتر میدان در بخش خود، در نقاط تازه حفاری می‌کند و سکوهای جدیدی می‌سازد؛ در واقع، برای خود فازهای جدیدی تعریف نموده است. به همین دلیل، علاوه بر فشارافزایی، توسعه میدان را نیز در دست دارد.
برنامه جامع فشارافزایی برای پوشش همه سکوهای دریایی
در ایران، با انجام مطالعات مهندسی پایه، برنامه جامع فشارافزایی برای پوشش همه سکوهای دریایی تدوین شده است. در کل، ۳۹ سکوی فراساحلی داریم که به‌عنوان Wellhead Platform یا سکوهای سرچاهی عمل می‌کنند و استخراج را در قالب ۲۸ فاز استاندارد انجام می‌دهند؛ این فازها از بدو شکل‌گیری پارس جنوبی تعریف شده و گاز آنها در ۱۳ پالایشگاه خشکی فرآورش می‌شود.
بر پایه همین مطالعات، طرح فشارافزایی به شکل هفت هاب تعریف شد: سه هاب مرزی، یک هاب در بخش غربی میدان، و سه هاب دیگر در شمال و مرکز میدان. اولویت‌بندی نیز بر اساس میزان افت فشار انجام شده است؛ هاب یک، دو و سه در مرز، جزو اولویت‌های فوری محسوب می‌شوند و به ترتیب، هاب‌های بعدی در مراحل بعد قرار دارند.
برای اجرای این هفت هاب، چهار پیمانکار عمومی انتخاب شده‌اند.
با اجرای طرح فشارافزایی، تولید از وضعیت افت، مجدداً به سطح ثبات (Plateau) بازمی‌گردد. باید توجه داشت که فشارافزایی عمر میدان را نامحدود نمی‌کند، بلکه دوره برداشت اقتصادی را چندین سال به تاخیر می اندازد؛ به‌عبارت دیگر، این پروژه زمان بیشتری برای بهره‌برداری از میدان با ضریب بازیافت حدود ۷۵درصد فراهم می‌نماید.
در صورت اجرای کامل طرح، ظرفیت تولید ۲۸ فاز استاندارد حفظ خواهد شد که معادل حدود ۷۱۶ میلیون مترمکعب در روز است و تقریباً ۷۰ درصد نیاز گازی کشور را تأمین می‌کند.
در صورت اجرا نکردن طرح، از سال ۲۰۲۶ معادل یک فاز استاندارد (۲۸ میلیون مترمکعب در روز) از ظرفیت تولید از دست خواهد رفت. دو سال پس از آن، یعنی تا حدود سال ۲۰۲۹، افت تولید به اندازه ۵/۱ فاز استاندارد (۴۲ میلیون مترمکعب در روز) افزایش خواهد یافت.
سهم ایران حدود ۱۱.۷ تریلیون متر مکعب (TCM) برآورد می‌شود
سؤال: یعنی اگر روال فعلی را بدون فشارافزایی یا حفاری جدید ادامه دهیم، حداکثر تا ۴۵ سال دیگر می‌توانیم از چهار میدان گازی اصلی کشور برداشت مفید و اقتصادی داشته باشیم اما در همین مدت، قطر با اجرای سیاست‌های توسعه‌ای جدید، چاه‌های تازه‌ای در حال حفر دارد و نرخ استخراجش افزایش یافته است؛ بخشی از سهم ما نیز ناگزیر از همان میدان مشترک برداشت می‌شود. ما در مقابل این روند، ظاهراً سیاستی تعریف نشده داریم. از نظر فنی، اگر چاه‌های جدیدی حفر کنیم برداشت در کوتاه‌مدت افزایش می‌یابد، اما در میان‌مدت برخی واحدهای تولیدی ما از کار می‌افتند، چون دیگر گازی برای خوراک باقی نمی‌ماند. درست است؟
اجازه دهید این موضوع را مرحله‌به‌مرحله توضیح دهم. میدان پارس جنوبی دارای حجم عظیمی از «گاز درجا» (Gas in place) است که در سهم ایران حدود ۱۱.۷ تریلیون متر مکعب (TCM) برآورد می‌شود. این عدد صرفاً مربوط به بخش ایرانی میدان است و ارتباطی به سهم قطر ندارد.
با این حال باید توجه داشت که مخزن گاز، فضای خالی زیرزمینی نیست؛ بلکه از لایه‌های سنگی تشکیل شده که نفت و گاز در خلل و فرج آنها قرار دارد. بنابراین گاز در عمق سنگ‌ها محبوس است و استخراج آن تابع قوانین فشار، دما و رفتار سیالات درون مخزن است.
بررسی‌های ما نشان می‌دهد که در چارچوب منطقی توسعه، در سهم ایران همین مقدار گاز درجا وجود دارد، اما اگر فرض کنیم قطر را کنار بگذاریم و این میدان را مستقل در نظر بگیریم، آیا می‌توانیم کل این حجم را برداشت کنیم؟ قطعاً خیر.
دلیل آن است که میدان پارس جنوبی یک میدان میعانی است؛ یعنی علاوه بر گاز، مایعات سنگین هم دارد. این مایعات به‌مرور منافذ سنگ را می‌پوشانند و جریان گاز را مسدود می‌کنند. عمق چاه‌های ما نیز نزدیک به چهار هزار متر است؛ در این لایه‌های عمیق، جریان گاز در نهایت متوقف می‌شود و دیگر گاز با فشار مورد نیاز قابل برداشت نخواهد بود.
بر این اساس، اگر هیچ فشارافزایی انجام نشود، حداکثر ۵۴ درصد از گاز درجا قابل برداشت خواهد بود. اما با اجرای طرح فشارافزایی، این رقم می‌تواند تا ۷۵ درصد افزایش یابد. یعنی فشارافزایی نه‌فقط برای حفظ توان فعلی ضروری است، بلکه ابزار افزایش بازیافت و بهبود تراز گازی کشور محسوب می‌شود.
از دید مدیریت کلان انرژی، برای حفظ تراز گاز کشور باید در دو محور به‌طور هم‌زمان کار کنیم:
۱. توسعه میادین و ارتقای تولید (بخش عرضه).
۲. مدیریت مصرف و بهینه‌سازی تقاضا.
در حال حاضر این دو محور با هم توازن ندارند. هرچقدر در توسعه میادین تلاش می‌کنیم، رشد سریع مصرف انرژی در بخش‌های خانگی و صنعتی با همان شدت ادامه دارد. در کنار محدودیت‌های منابع مالی و تکنولوژیکی، این وضعیت باعث می‌شود توسعه میادین به‌تنهایی پاسخگوی نیاز کشور نباشد. بنابراین باید سیاست‌های کاهش و بهینه‌سازی مصرف و سیاست گذاری قیمتی نیز جدی گرفته شود، به‌ویژه در بخش‌های خانگی و مبحث ۱۹ مقررات ملی ساختمان و جایگزینی انرژی های تجدیدپذیر و ارتقا راندمان نیروگاه ها .
۷۰ درصد سبد گازی کشور بر دوش پارس جنوبی است
پروژه فشارافزایی و چاه‌های درون‌میدانی (Infill wells) برای ما حیاتی هستند، زیرا به کشور فرصت تنفسی می‌دهند تا در این فاصله بتوانیم توسعه میادین جدید را آغاز کنیم. در حال حاضر، حدود ۷۰ درصد سبد گازی کشور بر دوش پارس جنوبی است؛ فشارافزایی کمک می‌کند این سهم برای چند سال آینده حفظ شود تا سایر میادین توسعه یابند.
ایران علاوه بر پارس جنوبی، میادینی دارد مانند کیش، پارس شمالی، بلال، فرزاد و گلشن و فردوسی که برخی مشترک و برخی مستقل‌اند. به‌طور نمونه میدان فرزاد با عربستان مشترک است، اما گاز آن ترش است و عملیات استخراجش دشوارتر. اجرای فشارافزایی در پارس جنوبی برای ما زمان می‌خرد تا این میادین جدید را توسعه دهیم و بخشی از افت آینده تولید را جبران کنیم.
از سوی دیگر، در حوزه مصرف نیز باید بازنگری شود. کشور در مسیر توسعه قرار دارد؛ حتی اگر هیچ اقدام جدیدی نکنیم، صنایع و ساختمان‌ها هر ساله بین پنج تا ده درصد رشد مصرف خواهند داشت. این رشد، بار جدیدی بر مصرف انرژی تحمیل می‌کند. بنابراین اگر شیب مصرف کنترل نشود، هیچ مقدار از فشارافزایی یا توسعه میادین نمی‌تواند تراز گازی را حفظ کند. باید شیب مصرف را «بهینه و قابل کنترل» نگه داشت تا تراز انرژی کشور در مسیر پایدار باقی بماند.
کاهش تبعات زیست محیطی در دستور کار است
سؤال: آیا مدل مصرف انرژی و برداشت از منابع نفت و گاز ممکن است در آینده ما را با بحران‌هایی مشابه فرونشست زمین و بحران آب در دشت‌ها روبه‌رو کند؟
واقعیت این است که تمام پروژه‌های صنعت نفت و گاز، پیش از ورود به فاز اجرایی، از مسیر مطالعات جامع زیست‌محیطی عبور می‌کنند؛ این مطالعات که در دنیا تحت عنوان EIA (Environmental Impact Assessment) شناخته می‌شوند، الزام قانونی تمامی پروژه‌های بزرگ محسوب می‌شوند.
در این مطالعات بررسی می‌شود که برداشت از میادین گازی و نفتی – چه در بخش دریا و چه در خشکی – چه تأثیری بر اکوسیستم دریا، خاک و آب خواهد داشت. البته باید پذیرفت که هیچ توسعه‌ای بدون اثر محیط‌زیستی نیست؛ اما این آثار در قالب استانداردهای مشخص و تحت نظارت قانونی کنترل می‌شوند.
در واقع، پیش از آن‌که کوچک‌ترین عملیات اجرایی آغاز شود، طرح‌های مهندسی به سازمان محیط‌زیست ارائه می‌گردد تا شاخص‌های استاندارد و الزامات فنی به پروژه ابلاغ گردد. سازمان محیط‌زیست نیز بر اساس طول عمر تخمینی میدان و اهداف تولید، فهرستی از تعهدات و ملاحظات زیست محیطی را در اختیار مجریان می‌گذارد.
شرکت نفت و گاز پارس یا هر مجری دیگر موظف است این الزامات را پیش از شروع فاز اجرا، به تیم‌های مشاوره مهندسی پروژه منتقل کند تا در طراحی، لحاظ شوند.
به عنوان مثال، در برخی فرآیندها آب از دریا برداشت می‌شود تا روی سکوهای دریایی در فرایند خنک سازی و… مورد استفاده قرار گیرد. این آب پس از استفاده، بعضاً باید دوباره به دریا بازگردانده شود. در این مرحله، سازمان محیط‌زیست دقیقاً مشخص می‌کند که آب بازگشتی باید چه ویژگی‌هایی داشته باشد: دمای مجاز، میزان سختی و حتی ترکیبات شیمیایی آن باید مطابق با استاندارد تعیین‌شده باشد تا موجودات و گیاهان دریایی آسیب نبینند. مثلاً اگر دمای آب خروجی از فرآیندهای صنعتی ۷۰ درجه سانتی‌گراد باشد، شرکت مجری ناگزیر است سیستم کولینگ یا سرمایش طراحی کند تا دمای آب پیش از بازگشت به دریا به سطح مجاز کاهش یابد و ترکیب آن نیز با محیط دریا سازگار شود.
بنابراین، تمام این اقدامات در چارچوب مقررات مصوب انجام می‌شود؛ چارچوبی که هدفش کاهش حداکثری آسیب به اکوسیستم و جلوگیری از بروز بحران‌هایی مشابه فرونشست یا نابودی زیست‌بوم دریایی است.
ایرنا: آیا در بلندمدت ممکن است به دلیل برداشت‌های مداوم، در کف دریا پدیده‌هایی مانند نشست بستر یا افت زمین رخ دهد؟
یکی از اصلی‌ترین بخش‌های مطالعات ما مربوط به حوزه‌های ژئوفیزیک و ژئوتکنیک است. در مرحله ژئوفیزیک، ابتدا بستر دریا را به‌صورت کامل بررسی و اصطلاحاً Seabed Survey انجام دهیم؛ یعنی بستر دریا شناسایی و نقشه‌برداری دقیق می‌شود تا موقعیت زیستگاه‌های مرجانی، محل‌های تراکم آبزیان و سایر عناصر زیست‌محیطی که ارزش بالایی دارند، مشخص گردد.
در کنار این بررسی زیستی، نگاه فنی نیز داریم: مسیر خطوط لوله فعلی مشخص می‌شود، هرگونه پسماند یا ضایعات مرتبط با پروژه‌های پیشین در کف دریا شناسایی و پاک‌سازی می‌شوند. سپس در مرحله ژئوتکنیک، از لایه‌های زیرین بستر دریا نمونه‌برداری انجام می‌گیرد تا میزان سختی، تراکم و استحکام بستر دریا و لرزه خیزی مشخص گردد. هدف اصلی این است که بدانیم در چه نقاطی می‌توان ابرسازه‌ها، از جمله سکوهای فشارافزایی را با ایمنی و پایداری کامل نصب کرد.
می‌دانیم گستره فعالیت ما در خلیج‌فارس پهنه‌ای وسیع است و مثلاً در یک بازه حدوداً ۸ تا ۱۰ کیلومتری باید محل دقیق هر سکوی جدید مشخص شود. بنابراین در این مطالعات محاسبه می‌شود که کدام نقطه از استحکام کافی برای استقرار این سازه‌های عظیم برخوردار است تا در آینده با نشست یا تغییر شکل زمین مواجه نشویم.
بر اساس این مطالعات جامع، نگرانی خاصی درباره پدیده نشست در بخش فراساحل وجود ندارد؛ چون تمامی ملاحظات فنی و محیط‌زیستی در طراحی و نصب سکوها لحاظ می‌شود.
سهم دانش بنیان ها از پروژه فشار افزایی
ایرنا: با توجه به اینکه کشور سال‌ها تحت تحریم بوده و دسترسی محدودی به فناوری‌های روز در حوزه انرژی دارد، اجرای پروژه فشارافزایی در پارس جنوبی بر اساس چه تکنولوژی‌ای انجام می‌شود؟ آیا از فناوری بومی و شرکت‌های دانش‌بنیان داخلی استفاده می‌کنید یا همکاری‌هایی با شرکت‌های خارجی صاحب تکنولوژی دارید؟
یکی از ارزشمندترین کارهایی که در ۲ سال گذشته انجام شد، پیش از امضای نهایی قرارداد فشارافزایی در اسفندماه سال ۱۴۰۳ با حضور رئیس جمهوری و وزیر نفت، انجام یک مطالعه میدانی واقعی و جامع بر اساس نیازهای این پروژه بود. این کار صرفاً مطالعات تئوریک نبود؛ بلکه یک تیم خبره در قالب کارگروه تشکیل شد، متشکل از پیشکسوتان صنعت نفت و گاز کشور، اساتید دانشگاهی، سازندگان و پیمانکاران بخش دولتی و بخش خصوصی و حتی مشاوران بین‌المللی که تجربه کار در پروژه‌های مشابه جهانی داشتند. در این جلسات موضوعات فنی و تکنولوژیکی پروژه به‌صورت دقیق و تخصصی در این کارگروه به شور گذاشته می‌شد.
یکی از بحث‌های کلیدی که مطرح شد مربوط به توربین‌ها و کمپرسورهایی بود که قرار است گاز کم فشار وارد آنها شود و فشارش افزایش یابد، همچنین لوله‌ها با متریال‌های خاص و آلیاژهای ویژه و از همه مهم‌تر وزن سازه‌های عظیم دریایی که باید در بستر خلیج‌فارس نصب شوند.
در پارس جنوبی تجربه ساخت سکوهای متعددی داریم. بخشی از آنها در فازهای ابتدایی توسط شرکت‌های خارجی ساخته شد، اما قسمت قابل‌توجهی در ادامه توسط یاردهای داخلی مانند صدرا، تأسیسات دریایی، ایزوایکو و صف اجرا شدند. بر مبنای این تجربه‌ها، پس از طراحی اولیه تصمیم گرفتیم رویکردمان را طوری تنظیم کنیم که در صورت تشدید تحریم‌های بین‌المللی، همه چیز با ظرفیت‌های داخلی قابل انطباق باشد. اصطلاحاً طراحی پروژه را “همسو – Adjust” کردیم تا بتواند با توان ساخت و تأمین تجهیزات داخلی همخوان باشد.
برای موفقیت هر پروژه سه مؤلفه اساسی مطرح است: زمان مناسب، قیمت مناسب و کیفیت مناسب. اگر این سه ضلع مثلث در کنار هم شکل بگیرند، پروژه موفق خواهد بود. برای رسیدن به این وضعیت، ناگزیر باید از ظرفیت‌های بین‌المللی و فناوری‌های روز استفاده کنیم، چون در بعضی حوزه‌ها چاره‌ای جز بهره‌گیری از تکنولوژی‌های پیشرفته نیست. با این حال، به واقعیت شرایط کشور هم نگاه کردیم و جمع‌بندی ما این بود که باید طراحی را طوری انجام دهیم که اگر دسترسی به فناوری خارجی محدود شد، پروژه همچنان قابل اجرا باشد.
پروژه فشار افزایی در هفت هاب اجرا می شود
در طراحی اولیه (مطالعه سال ۲۰۱۶) سکوهای فشارافزایی در ابعاد بسیار بزرگ و با توان تولید ۲ تا ۵ میلیارد فوت مکعب گاز در روز و وزن حدود ۲۸ تا ۳۰ هزار تن در نظر گرفته شده بود. اما در بررسی‌های جدید تصمیم گرفتیم طرح را کوچک‌سازی (Downsize) کنیم. به‌جای سه هاب بزرگ، کل پروژه به هفت هاب کوچکتر تقسیم شد تا هر سکوی فشارافزایی در محدوده وزن ۷ تا ۸ هزار تن که یاردهای داخلی توان ساخت آن را دارند قرار گیرد.
این تعدیل هوشمندانه به ما اجازه داد تا پروژه را مستقل از محدودیت‌های خارجی پیش ببریم و در عین حال به اهداف فنی آن دست پیدا کنیم. در واقع، طراحی جدید ترکیبی است از ظرفیت بومی، تجربه بین‌المللی و انطباق با شرایط ژئوپلیتیکی کشور.
باید بگویم بخش عمده فناوری به توربوکمپرسورها برمی‌گردد. همین موضوع باعث شد با دقت بررسی کنیم که چه میزان از نیاز پروژه قابل تولید در داخل است. اگر می‌خواستیم از توربین‌های خیلی بزرگ استفاده کنیم، عملاً وابسته به دو یا سه شرکت اروپایی و آمریکایی می‌شدیم، که در شرایط بین‌المللی فعلی به‌هیچ‌وجه منطقی نبود. بنابراین تصمیم گرفتیم طراحی پروژه را بر اساس توان شرکت‌های داخلی تنظیم کنیم.
پیش از امضای قرارداد رسمی در حضور رئیس‌جمهور، جلسات فنی متعددی میان کارفرما (شرکت نفت و گاز پارس) و سازندگان توربوکمپرسورها برگزار شد. با این حال، باید واقع‌گرا باشیم زیرا برای تسریع در اجرای پروژه، استفاده از فناوری‌های بین‌المللی و تامین تجهیزات از منابع خارجی حداقل برای هاب‌های مرزی اجتناب‌ناپذیر است. این رویکرد باعث شده ریسک تأخیر و نگرانی‌های تأمین تجهیزات به حداقل برسد.
در مورد سایر تجهیزات، از جمله لوله‌های انتقال گاز در بستر دریا نیز موضوع خاصی مطرح است. اتصال سکوهای تولیدی فعلی به سکوهای فشارافزایی جدید نیازمند احداث حدود ۳۰۰ تا ۴۰۰ کیلومتر خط لوله زیردریایی است. این خطوط تحت فشار بسیار بالا قرار دارند و باید پوشش داخل آنها از متریال خاصی ساخته شوند که مقاومت بالایی در برابر خوردگی دارد.
امیدوارم مدیران ارشد کشور در سطوح عالی، از این پروژه حمایت کنند تا بتوانیم به‌صورت هدفمند ترکیبی از ظرفیت داخلی و بین‌المللی را به کار بگیریم؛ بخش‌هایی که دانش و توان ساخت در داخل وجود دارد باید با قوت اجرا شود، و بخش‌هایی که دانش فنی آن هنوز انتقال نیافته، از طریق مشارکت خارجی تکمیل گردد.
سرمایه‌گذاری و مدل تأمین مالی پروژه فشارافزایی پارس جنوبی
ایرنا: با توجه به حجم بالای پروژه‌های فشارافزایی، اجرای این طرح‌ها نیاز به سرمایه‌گذاری کلان دارد. برآورد سرمایه مورد نیاز چقدر است و چه مدلی برای تأمین آن در نظر گرفته‌اید؟ آیا اتکای کامل به بودجه دولتی خواهد بود یا برنامه‌ای برای مشارکت بخش خصوصی نیز وجود دارد؟
پروژه فشارافزایی در پارس جنوبی از نظر مقیاس و وسعت، یکی از بزرگ‌ترین طرح‌های نگهداشت تولید در سطح جهانی محسوب می‌شود. بر اساس برآوردهای فنی و مالی، کل نیاز سرمایه‌گذاری این پروژه حدود ۱۷ میلیارد دلار است.
برای تأمین این رقم، چند مسیر تعریف شده است: نخست، بخشی از منابع صندوق توسعه ملی در نظر گرفته شده تا از طریق خطوط اعتباری قابل استفاده برای پروژه باشد. دوم، بخشی از منابع داخلی شرکت ملی نفت ایران.
اما نکته کلیدی این است که مطابق تأکیدات سیاست‌های بالادستی و منویات مقام معظم رهبری، در این مرحله باید از ظرفیت بخش خصوصی واقعی، نه خصولتی، استفاده شود. این الزام در اسناد قراردادی نیز گنجانده شده است؛ به‌نحوی که پیمانکاران عمومی موظف‌اند بخشی از ساختار مالی پروژه‌های خود را به مشارکت با بخش خصوصی واقعی اختصاص دهند. هدف آن است که سرمایه‌گذاران مستقل و توانمند مالی کشور با حفظ منافع عادلانه، در اجرای این پروژه ملی حضور مؤثر داشته باشند.
در طراحی مدل مالی پروژه، ملاحظات ژئوپولیتیکی کشور و شرایط منطقه‌ای نیز لحاظ شده است و راهکارهای عملیاتی در دستور کار قرار گرفته است.
بخش خصوصی ایرانی با شبکه ارتباطات گسترده‌اش در سراسر دنیا و تجربه‌ای بیش از دو دهه در شرایط تحریم، قادر است نقش حلقه ارتباطی مطمئن را ایفا کند.
به اعتقاد ما، اکنون زمان آن رسیده است که از این ظرفیت گران‌بها بیشترین بهره را ببریم و در عین حال ادای دین ملی خود را به بخش خصوصی واقعی داشته باشیم؛ همان فعالانی که در دشوارترین سال‌ها کنار صنعت نفت و گاز کشور ایستاده‌اند و امروز می‌توانند ضامن پایداری این مسیر شوند.
اهمیت ملی و امنیتی پروژه فشارافزایی و ضرورت اصلاح الگوی مصرف
ایرنا: نکته یا موضوعی هست که لازم باشد در پایان بر آن تأکید کنید؟
دو نکته به‌نظرم بسیار مهم است و باید یادآور شوم. نخست اینکه، پروژه فشارافزایی پارس جنوبی صرفاً یک پروژه فنی یا صنعتی نیست؛ یک پروژه ملی و امنیتی است. من از واژه “ملی” استفاده می‌کنم چون معتقدم اجرای موفق آن فراتر از توان و مسئولیت شرکت ملی نفت ایران است و نیاز دارد تمام ارکان نظام، از دولت و مجلس تا سایر نهادهای تصمیم‌گیر کشور، به میدان بیایند.
امروز حدود ۷۰ درصد سبد گازی کشور بر مبنای تولید از پارس جنوبی شکل گرفته است. حالا که این وابستگی اتفاق افتاده، نمی‌توانیم فقط از منظر فنی با آن برخورد کنیم. زنجیره گسترده‌ای از صنایع کشور، از پتروشیمی و فولاد تا حمل‌ونقل و بنزین، به گاز پارس جنوبی متصل‌اند.
بنابراین تأکید دارم که این پروژه باید به‌عنوان یک پروژه ملی، امنیتی و راهبردی دیده شود، نه صرفاً یک طرح فنی در حوزه صنعت نفت و گاز. کمک رسانه‌های بزرگ و معتبر کشور از جمله ایرنا در این زمینه حیاتی است تا سایر دستگاه‌ها نیز به اهمیت آن پی ببرند.
ما مجری پروژه‌ای هستیم که ابعاد آن فراتر از یک سازمان یا وزارتخانه است. باید قوانین تسهیل شود، مسیر انتقال ارز، گمرک و قراردادها روان شود تا شرکت نفت و گاز پارس بتواند بر کار خودش، یعنی همان حوزه تخصصی و زمان‌بندی و تکنولوژی، متمرکز بماند.
نکته دوم مربوط به الگوی مصرف انرژی در کشور است. حتی اگر بهترین تکنولوژی‌ها و تجهیزات را در فشارافزایی به کار بگیریم، با وضعیت کنونی مصرف در بخش‌های خانگی، نیروگاهی، حمل و نقل و صنعت، باز هم با ناترازی روبه‌رو خواهیم شد. سالانه صدها میلیون مترمکعب گاز بر اثر نارسایی در موتورخانه‌ها، استاندارد پایین خودروها و ناکارآمدی در مدیریت مصرف و راندمان پایین نیروگاه‌ها عملاً هدر می‌رود.
باید از هم‌اکنون برای توسعه انرژی‌های تجدیدپذیر مانند خورشیدی و بادی اقدام جدی انجام شود تا بخشی از بار مصرف نیروگاهی کشور کاسته شود. اگر نگاه کشور فقط بر عرضه و تولید متمرکز بماند و به بخش تقاضا بی‌توجهی شود، در نهایت دوباره صنعت نفت متهم خواهد بود، در حالی‌که مشکل در “عدم تعادل میان مصرف و عرضه” است.
بنابراین انتظار دارم که هم دولت و هم جامعه رسانه‌ای کشور، در کنار ما و سایر نهادها، به این دو محور یعنی اجرای به‌موقع پروژه فشارافزایی به‌عنوان یک پروژه امنیت ملی و هم‌زمان اصلاح الگوی مصرف انرژی توجه ویژه‌ای کنند تا بتوانیم مسیر پایداری را برای امنیت انرژی ایران عزیزمان رقم بزنیم.
