بررسی ابعاد و راههای جلوگیری از سوزانده شدن گازهای همراه نفت در کشور

[mim-shimi 25,686]

بهره‌برداری بهینه از گازهای همراه میادین نفتی، به عنوان یکی از رسالت­های مهم شرکت ملی نفت ایران همواره مورد تاکید بوده است؛ ولی متاسفانه هنوز مقادیر قابل توجهی از این گازها در کشور سوزانده می­شود. این در حالی است که مطابق مطالعات انجام شده، طرح‌های جمع‌آوری گازهای همراه و جلوگیری از سوزاندن آنها, در بسیاری از موارد صرفهٔ اقتصادی نیز دارد. در مطلب زیر که به بررسی ابعاد و راه‌های جلوگیری از سوزانده‌‌شدن گازهای همراه کشور می‌پردازند، از نتایج مطالعات مؤسسه مطالعات بین‌المللی انرژی استفاده شده است: بر اساس مطالعات انجام شده در کشور، میزان تولید گاز همراه نفت در سال ۱۳۷۹، معادل ۲۵۰۰ میلیون فوت مکعب در روز بوده است که از این مقدار، ۷۵ درصد آن جمع‌آوری شده و به مصارف مختلف اختصاص یافته است. ۳ درصد از گاز همراه تولیدی نفت نیز به مصارف عملیاتی "تاسیسات بهره‌برداری و گاز مایع" رسیده است. لذا در سال ۷۹، حدود ۲۲ درصد از کل گاز همراه تولیدی، معادل ۵۵۰ میلیون فوت مکعب در روز (به ارزش تقریبی روزانه ۴۰۰ هزار دلار)، سوزانده شده است.باید این نکته را نیز مد نظر قرار داد که علاوه بر سوخته شدن مقادیر قابل توجهی از گازهای همراه, لطمات زیست­محیطی فراوانی نیز به کشور رسانده می­شود. گازهای همراه که از مخازن نفت استحصال می­شوند، در مناطق مختلف خشکی و دریایی کشور قرار دارند. مخازن نفت مناطق خشکی که قسمتهای عمده­ای از گازهای همراه آنها سوزانده می­شود, عمدتاً در استانهای خوزستان, ایلام, بوشهر, لرستان و کرمانشاه قرار دارند.

۱) گازهای همراه استحصال شده در استان خوزستان

مخازن نفتی که در استان خوزستان تمامی یا بخشی از گازهای همراه نفت آنها سوزانده می‌شود، عبارتند از:

▪ آب‌تیمور

▪ اهواز ( بنگستان)

▪ هفتکل

▪ کارون

▪ کوپال (بنگستان)

▪ منصوری

▪ مسجدسلیمان

▪ پرسیاه

▪ قلعه‌کنار

▪ زیلوئی

▪ لالی

▪ رامشیر

▪ مارون (بنگستان)

لازم به ذکر است, در بین میادین مذکور، پروژه "آماک" برای جمع‌آوری و استفاده از گازهای همراه میادین آب‌تیمور، اهواز (بنگستان)، منصوری، کوپال (بنگستان) و مارون (بنگستان) در نظر گرفته شده است. با این وجود، بررسی‌های انجام شده نشان داده است که با اجرای برنامه‌های توزیع گاز و افزایش تولید از این میادین، ظرفیت طراحی شدهٔ پروژهٔ آماک جهت جمع‌آوری تمامی گازهای همراه در سه میدان اهواز، آب تیمور و منصوری کافی نبوده است.مطالعات فنی و اقتصادی نشان داده است که طرح بهینه برای استفاده از گاز همراه مازاد سه میدان آب‌تیمور، منصوری و بنگستان اهواز، تزریق در مخازن نفت است. در نتیجه هر سه میدان، در برنامهٔ تزریق گاز قرار دارند و گازهای مازاد هر میدان می‌توانند بخشی از گاز تزریقی به مخزن مربوطه خود را تشکیل دهند. این سه طرح تزریق گاز که اجرای آنها منوط به اجرای طرح‌های افزایش تولید مخزن بنگستان است، جمعاً ۵۳.۵ میلیون دلار هزینه در بر خواهد داشت.مناسب‌ترین روش استفاده از گازهای همراه هفتکل، جایگزینی آن به‌جای بخشی از گاز تزریقی از گنبد نفت سفید در مخزن هفتکل است که هزینهٔ اجرای این پروژه در حدود ۶.۳ میلیون دلار برآورده شده و با در نظرگرفتن بازیافت ثانویهٔ نفت، از نظر اقتصادی طرحی بسیار مطلوب خواهد بود. مضافاً اینکه برای جلوگیری از سوزاندن گاز، تولید گاز گنبد نفت سفید نیز با توجه به اثرات غیر مطلوب تولید از گاز گنبد مخازن نفتی کاهش خواهد یافت.طرح پیشنهادی برای مجموعهٔ گازهای همراه میادین مسجد سلیمان، کارون، لالی، زیلوئی و پرسیاه که در منطقه مسجدسلیمان تولید می‌شوند، عبارت از جمع‌آوری، استحصال مایعات گازی و انتقال آنها به شبکهٔ سراسری گاز در اهواز است. برای اجرای این طرح، لازم است تا علاوه بر پروژهٔ مصوب احداث واحد بهره‌برداری هفت‌شهیدان در مسجد سلیمان، ایستگاه‌های تقویت فشار گاز، یک واحد شیرین‌سازی و یک کارخانهٔ گاز مایع نیز به‌همراه خطوط لوله مورد نیاز در منطقه احداث شود.گازهای همراه میادین مزبور پس از جمع‌آوری و شیرین‌سازی به کارخانهٔ جدید گاز مایع منتقل می‌شوند و گاز سبک خروجی و همچنین NGL حاصله به منطقه اهواز منتقل‌شده و به خروجی کارخانه گاز مایع متصل خواهند شد

[mim-shimi 25,686]

۲) گازهای همراه استحصال شده در استان ایلام

در استان ایلام، میادین نفتی دهلران، دانان، دالیری، چشمه‌خوش، پایدار و پایدار غرب در مدار تولید قرار دارند. نفت میادین چشمه‌خوش، پایدار و پایدار غرب و دالیری در واحد بهره‌برداری چشمه‌خوش فرآورش می‌شوند و گازهای همراه این میادین، برای افزایش تولید از میدان چشمه‌خوش جمع‌آوری گردیده و تزریق خواهند شد.گازهای همراه نفت میادین دهلران و دانان در واحد بهره‌برداری دهلران تولید می‌شوند که متاسفانه سوزانده می­شوند. طرح بهینه‌ برای جمع‌آوری و استفاده از این گاز، انتقال آن به ورودی پالایشگاه گاز ایلام می‌باشد تا به‌همراه گاز تنگ بیجار در این پالایشگاه مورد فرآورش قرار گیرد. در این طرح، گاز همراه دهلران و دانان به میزان ۶۸ میلیون فوت مکعب در روز با احداث ایستگاه تقویت فشار و از طریق ۱۷۰ کیلومتر خط لوله به ورودی پالایشگاه ایلام منتقل خواهد شد. هزینهٔ اجرای این طرح ۹۱ میلیون دلار و نرخ داخلی بازگشت سرمایهٔ آن در حدود ۳۶ درصد برآورد شده است. در این طرح، هزینه‌های مربوط به تغییر ظرفیت‌های بخشی از فاز ۱ پالایشگاه ایلام نیز دیده شده است.

۳) گازهای همراه استحصال شده در استان بوشهر

در استان بوشهر، میادین نفتی "بینک"، "گلخاری" و "نرگسی" در مدار تولید قرار دارند که گاز همراه آنها سوزانده می­شود. البته برای استفاده از گازهای همراه میادین "بینک" و "گلخاری" جهت انتقال به کارخانهٔ "گاز مایع ۱۳۰۰" برنامه‌ریزی­هایی صورت پذیرفته است.در خصوص میدان نفتی" نرگسی"، روش‌های مختلف جمع‌آوری و استفاده از گاز همراه مورد مطالعه قرار گرفته و تزریق آن در مخزن "نرگسی" به عنوان طرح بهینه انتخاب شده است. هزینهٔ اجرای این طرح تزریق، ۲۴.۵ میلیون دلار برآورد شده است. این طرح، مشتمل بر احداث ایستگاه تراکم گاز در جوار واحد بهره‌برداری "نرگسی" و احداث خط لوله مورد نیاز است.

۴) گازهای همراه استحصال شده در استان لرستان

تنها میادین نفتی تولیدی در استان لرستان، میادین "سرکان" و "ماله‌کو" هستند. گاز همراه نفت این دو میدان در واحد بهره‌برداری "سرکان" به‌میزان ۵.۸ میلیون فوت مکعب در روز تولید و سوزانده می‌شود. راه­حل بهینه برای استفاده از این گاز، انتقال آن برای مصارف سوخت به شهر پل‌دختر می‌باشد که در ۱۲ کیلومتری واحد بهره‌برداری قرار گرفته است و اجرای آن منوط به ایجاد شبکهٔ گازرسانی در این شهر توسط شرکت ملی گاز ایران خواهد بود. این گاز قبل از انتقال، نیاز به فرآیندهای شیرین‌سازین، نم‌زدایی و کنترل نقطه شبنم در محل واحد بهره‌برداری سرکان دارد که در طرح نیز دیده شده است. هزینهٔ اجرای این طرح ۸.۱ میلیون دلار خواهد بود.

۵) گازهای همراه استحصال شده در استان کرمانشاه

تنها میدان نفتی در حال تولید استان کرمانشاه، میدان نفت‌شهر است که در فاصلهٔ ۶۰ کیلومتری شهر قصرشیرین و در خط مرزی ایران و عراق قرار دارد. میزان نفت تولیدی این میدان در دورهٔ ۲۰ ساله پیش‌بینی می­شود از ۶ هزار بشکه در روز در سال ۱۳۸۰ به حدود هزار بشکه در روز در سال ۱۳۹۹ برسد. گاز همراه این میدان در حال حاضر سوزانده می­شود و راه حل بهینهٔ استفاده از این گاز، تراکم و انتقال آن به مرکز جمع‌آوری گاز تنگ بیجار است که در فاصلهٔ ۴۰ کیلومتری واحد بهره‌برداری نفت‌شهر قرار دارد. این گاز در نهایت به همراه گاز تنگ بیجار به پالایشگاه ایلام منتقل خواهد شد. هزینهٔ اجرای این طرح ۴.۹ میلیون دلار برآورد شده است.

۶) گازهای همراه میادین نفتی دریایی

میادین توسعه یافته دریایی به چهار منطقه بهرگان، خارک، لاوان و سیری تقسیم می‌گردند:

الف) منطقه سیری؛ شامل میادین سیوند، دنا، نصرت، الوند و اسفند.

ب) منطقه لاوان؛ شامل میادین نفتی رشادت، رسالت و سلمان.

ج) منطقه خارک؛ شامل میادین نفتی ابوذر، درود و فروزان.

د) منطقه بهرگان؛ شامل میادین نفتی هندیجان، بهرگانسر، نوروز و سروش.

قسمتی از گازهای همراه این میادین در سکوهای بهره‌برداری استفاده و یا سوزانده می‌شوند و مابقی همراه با نفت به پایانه‌های صادراتی منتقل و پس از تفکیک یا مورد استفاده قرار می‌گیرند و یا متاسفانه سوزانده می‌شوند. جدول شماره ۱, میزان تولید و مصرف گاز همراه میادین دریایی را در سال ۱۳۸۰ نشان می­دهد

[mim-shimi 25,686]

در راستای کاهش این میزان راه‌حل‌های زیر پیشنهاد شده است:

در خصوص منطقهٔ سیری کل ذخیرهٔ اولیهٔ نفت این منطقه، معادل 1.25 تریلیون فوت مکعب و کل ذخایر گاز باقی‌مانده آن، معادل 1.09 تریلیون فوت مکعب است. مهمترین میدان تامین‌کنندهٔ گاز این منطقه، میدان سیری "E" است. اما از آنجا که تولید نفت و گاز میادین منطقه رو به کاهش است و احداث تاسیسات جدید تصفیهٔ گاز و تاسیسات زیربنایی و تقویت فشار برای استفاده در مناطق صنعتی و یا حتی تعهد و اجرای هر نوع طرح صادرات گاز، مستلزم تولید مشخص و ثابت گاز در یک دوره درازمدت است، لذا باید فکری برای جبران کاهش گازهای همراه تولیدی میادین کرد؛ در این راستا می‌توان از گاز لایهٔ گازی ایلام در میدان سیری "E" به عنوان منبع تامین‌کنندهٔ گاز استفاده نمود. این کار منوط به سرمایه‌گذاری در طرح‌های جمع‌آوری گاز و نیز ایجاد تعهد تامین مستمر گاز برای صادرات خواهد بود.با وجودی که هیچ یک از میادین این منطقه در حال حاضر نیاز به تزریق گاز ندارند، لذا جمع‌آوری گازهای همراه منطقه در جزیرهٔ سیری به لحاظ فنی و اقتصادی توجیه‌پذیر است. از طرف دیگر با توجه به نیازهای امارات متحده عربی، امکان‌ تامین و صادرات گاز غنی برای صادرات به "میدان فاتح" فراهم است؛ زیرا طرح صادرات گاز ترش غنی نیاز به تاسیسات و هزینهٔ اولیه کمتر داشته و هزینهٔ عملیاتی پایین‌تری را در بر می‌گیرد.در خصوص منطقه لاوان نیز با توجه به روند رو به کاهش تولید نفت و گاز میادین نفتی این منطقه، وجود کارخانجات تصفیهٔ گاز برای استفاده از گاز در شبکهٔ سراسری، مستلزم تولید مشخص و تقریباً ثابت در یک دورهٔ درازمدت است. لذا استفادهٔ از لایهٔ مشترک گازی "خوف سلمان" به عنوان منبع تامین‌کننده گاز برای جبران کاهش گازهای همراه تولیدی، توجیه‌کننده هر نوع سرمایه‌گذاری در طرح‌های جمع‌آوری گاز و نیز ایجاد تعهد تامین مستمر گاز برای استفاده در شبکه و صادرات در منطقه لاوان است. با توجه به مسائل فنی و اقتصادی مطالعه‌شده، اولویت‌های اول و دوم استفاده از گازهای این منطقه به صورت زیر می­توانند, خلاصه ‌شوند:

▪ اولویت اول: اولویت اول استفاده از گازهای این منطقه، صادرات گاز غنی‌شده به میزان ۵۹۰ میلیون فوت مکعب در روز به امارات متحدهٔ عربی به صورت قرارداد درازمدت و با استفاده از گاز مخزن مشترک گازی "خوف" از طریق نصب سکوی جمع‌آوری و صادراتی در نزدیکی مجتمع دریایی میدان سلمان و ارسال مستقیم گاز به "جبل­علی" و یا میدان "مبارک" می‌باشد.البته این طرح‌ها, زمانی مزیت اقتصادی خواهند داشت که قیمت گاز پایه برای فروش، حداقل در حدود ۹۰ الی۹۵ سنت برای هر میلیون بی‌تی‌یو (ارزش حرارتی گاز) در محل تحویل در نظر گرفته شود. اما در قیمت‌های پایین‌تر، مسئله صادرات اولویت خود را در مقایسه با سایر حالات استفاده از گاز با فرض قیمت‌های مشابه گاز از دست نخواهد داد.

▪ اولویت دوم: در صورت عدم امکان صادرات گاز به خارج از ایران، طرح گردآوری گازها در سکوی بهره‌‌برداری و انتقال در نزدیکی مجتمع تاسیساتی سلمان و همچنین انتقال مستقیم گاز ترش غنی‌شده به میزان ۵۹۰ میلیون فوت مکعب به بندر عسلویه برای پیوستن به شبکهٔ تزریق گاز به مخازن مناطق نفت‌خیز جنوب، اولویت دوم می‌باشد.در منطقه بهرگان و خارک نیز, جمع‌آوری توام گازهای همراه دو منطقه بهرگان و خارک به لحاظ فنی و اقتصادی توجیه‌پذیر است، ولی اجرای هر نوع پروژه جهت جمع‌آوری جداگانهٔ گازهای منطقهٔ بهرگان از نظر اقتصادی توجیه‌پذیر نیست.هر چند اجرای جمع‌آوری گازها در جزیرهٔ خارک از نظر اقتصادی توجیه شده است، لیکن با توجه به محدودیت‌های مرتبط با فضای لازم برای احداث تاسیسات جدید، ملاحظات ایمنی و مسائل زیست‌محیطی ضرورت دارد تصمیم‌گیری در این خصوص با توجه به کلیهٔ ملاحظات مطروحه اتخاذ شود.

ـ نکته

با توجه به حجم زیاد گازهای سوزانده شده, برنامه­ریزی اجرایی هرچه سریعتری در زمینه استفاده از این گازها ضروری به نظر می­رسد. متاسفانه علی­رغم توجیه اقتصادی و زیست­محیطی قابل قبول, هنوز اقدامات جدی در این خصوص به­عمل نیامده است. جمع­آوری گازهای همراه که عموماً فشار پایینی دارند, نیازمند به تکنولوژی خاصی نمی­باشد. برخی از کارشناسان دولتی, هزینه­های زیاد در جمع­آوری گازهای همراه و ناتوانی دولت جهت تامین سرمایه­ لازم برای کار را تنها توجیه عدم استفاده از گازهای استحصالی از مخازن نفتی می­دانند. این درحالی­است که اکثر ارقام سرمایه­گذاری­های انجام شده در طی مدت کوتاهی قابل برگشت هستند و همچنین نیاز چندانی به سرمایه­گذاری­های عظیم در این رابطه وجود ندارد