مزیت های چشمگیر گاز طبیعی

●●ظرفیت های بهره برداری از گاز در میادین مختلف، پالایش و صادرات
●سوتیترها:
ایران با برخی از كشورهای همسایه، در برداشت از حدود ۶۰ درصد میادین موجود در مناطق دریایی خود دارای منافع مشترك است. این كشورها بهره برداری از این میادین مشترك را از سالهای قبل آغاز کرده اند، لیكن ایران در سالهای گذشته به دلایل متعدد اقتصادی، فنی، موانع سرمایه گذاری و سیاسی چندان به این مساله توجه نکرده بود -- ایجاد مخازن زیرزمینی برای ذخیره سازی گاز طبیعی در برنامه اجرای طرحهای شركت ملی گاز قرار گرفته و با ذخیره كردن گاز مازاد در تابستان برای برداشت در زمستان، از آسیب پذیری سیستم انتقال و توزیع گاز جلوگیری خواهد شد
- قرارداد واردات گاز از تركمنستان با حجم سالانه ای به میزان حداكثر ۸ میلیارد متر مكعب در سال ۱۳۷۴ به امضا رسید و واردات آن از سال ۱۳۷۶ آغاز شد. بدین منظور، خط لوله ای به طور ۶۰ كیلومتر و قطر ۴۰ اینچ در مسیر مرز ایران و تركمنستان با كردكوی احداث شد - كشور كویت برای توسعه ظرفیت تولید گاز خود با مشكلات فنی مواجه است. از آنجا كه ذخایر گازی این كشور عمدتاً گاز همراه بوده و هرگونه برداشت نسنجیده از این ذخایر باعث افت شدید ضریب بازیافت نفت می شود، كویت برای تإمین گاز موردنیاز خود با ایران و قطر مذاكراتی را داشته است. درصورت عملی شدن این قرارداد میزان گاز مورد مبادله در حدود ۶-۳ میلیارد مترمكعب خواهد بود كه می تواند از میادین گازی پارس جنوبی و گازهای همراه میادین نفتی نظیر: سروش، نوروز، ابوذر، اسفندیار، و لایه گازی میدان مشترك آرش (دورا) تإمین گردد
ایران، پل ارتباطی حوزه دریای خزر و آسیای میانه در شمال با خلیج فارس و كشورهای هند و پاكستان در جنوب شرق كشور از یك طرف و تركیه و اروپا از طرف دیگر است. بنابراین با دارابودن ذخایر عظیم گازطبیعی و سیستم گسترده انتقال گاز داخلی كشور، عامل تعیین كننده و مؤثری در تإمین بخشی از تقاضای بین المللی گاز طبیعی به شمار می رود.
از سوی دیگر ایران به عنوان بزرگترین تولیدكننده و مصرف كننده گاز در منطقه خاورمیانه، تمایل قابل ملاحظه ای برای بهره گیری از مزیت نسبی گاز طبیعی در اقتصاد ملی دارد. لذا سیاست جایگزینی گاز با سایر حاملهای انرژی متعارف مصرفی و ارتقای جایگاه كشور در بازارهای بین المللی گاز، به عنوان اهداف بلندمدت سیاست انرژی كشور، همواره مدنظر بوده است.
●ذخایر و میادین گاز طبیعی
طبق برآوردها، عمر ذخایر گاز طبیعی كل جهان ۱/۶۷ سال است. این رقم برای كشورهای دارنده منابع گاز طبیعی در خلیج فارس، حداقل بیش از ۲۷۰ سال و برای ایران حدود ۳۳۰ سال است. میزان ذخایر كل قابل استحصال گاز طبیعی كشور در پایان سال ۱۳۸۲، بالغ بر ۴۵/۲۷ تریلیون مترمكعب برآورد شده است كه از این میزان، حدود ۶۰/۱۲ تریلیون مترمكعب، ذخایر قابل استحصال مناطق خشكی و ۸۵/۱۴ تریلیون مترمكعب نیز، در مناطق دریایی قرار داشته اند. بدین ترتیب، از كل ذخایر قابل استحصال در این سال، سهم مناطق خشكی ۹/۴۵ درصد و سهم مناطق دریایی نیز ۱/۵۴ درصد بوده است. گاز مورد نیاز كشور، عمدتاً از میادین خشكی تولید می شود، به طوری كه تا پایان سال ۱۳۸۲، میادین خشكی و دریایی به ترتیب حدود ۱/۹۲ و ۹/۷ درصد گازطبیعی موردنیاز كشور را تإمین کرده اند.
ایران با برخی از كشورهای همسایه، در برداشت از حدود ۶۰ درصد میادین موجود در مناطق دریایی خود دارای منافع مشترك است. این كشورها بهره برداری از این میادین مشترك را از سالهای قبل آغاز کرده اند، لیكن ایران در سالهای گذشته به دلایل متعدد اقتصادی، فنی، موانع سرمایه گذاری و سیاسی چندان به این مساله توجه نکرده بود. ولی در سالهای اخیر به منظور افزایش توان خود برای بهره برداری از این میادین مشترك، اقداماتی را انجام داده است. در جدول (۲-۳) میادین مشترك گاز طبیعی كشور و وضعیت بهره برداری از آنها در سال ۱۳۸۲ نشان داده شده است.
با توجه به این جدول در حال حاضر كشور ایران تنها از دو میدان مشترك خود بهره برداری می کند. در حالی كه، حجم سهم ذخایر قابل استحصال ایران در این دو میدان، فقط درصد اندكی از حجم ذخایر كل میادین مشترك گازی كشور بخصوص در مقایسه با میدان عظیم پارس جنوبی، كه با قطر مشترك است. البته، میدان عظیم گازی پارس جنوبی و نیز، میادین بی – فارسی و سلمان ازجمله مهم ترین و غنی ترین میدانهای مشترك گازطبیعی كشور هستند كه تسریع در بهره برداری از این میادین، توان تولید گاز ایران را به طور بارزی افزایش خواهد داد. همچنین، بخش عمده ای از مخازن گاز طبیعی ایران، در میدانهای غیرمشترك و توسعه نیافته قرار دارند. این امر، به آن مفهوم است كه ایران از پتانسیل عظیمی برای توسعه گاز برخوردار است. برخی از میادین مهم گازی كشور عبارتند از:
میدان گازی تابناك: میدان گازی تابناك، در شرق منطقه گازی عسلویه و در مرز استانهای فارس، بوشهر و هرمزگان واقع شده است. این میدان با ۸۵۷ میلیارد مترمكعب گاز درجا و ۵۴۵ میلیون بشكه میعانات گازی، یكی از بزرگترین میادین گازی كشور است. براساس مطالعات فعلی، تولید روزانه چاه، حدود ۹۰۰ میلیون مترمكعب در روز و دارای ۱۶ بشكه نفت میعانی، درمقابل هر ۲۸ هزار مترمكعب گاز است. ویژگی اصلی این میدان، علاوه بر ذخایر قابل توجه آن، شیرین بودن گاز آن است كه نیاز به تاسیسات شیرین سازی ندارد.
میدان گازی لاوان: این میدان ۱۷۶ میلیارد مترمكعب گاز قابل برداشت دارد.
میدان گازی منطقه هنگام: در منطقه هنگام در خلیج فارس، یك میدان مشترك گازی با مایعات زیاد- نوعی نفت بسیار سبك- كشف شده است كه با كشف این میدان می توان روزانه ۳۰ تا ۴۰ هزار بشكه مایعات گازی با نفت بسیار سبك استخراج کرد. همچنین در سال ۱۳۸۲ مطالعات فنی – اقتصادی توسعه این میدان از لحاظ فنی و اقتصادی انجام شده است.
پارس جنوبی: منطقه حوزه گازی پارس جنوبی، یكی از بزرگ ترین منابع گازی مستقل شناخته شده جهان است كه در مرز مشترك آبی ایران و قطر در خلیج فارس و به فاصله ۱۰۰ كیلومتری ساحل جنوبی ایران قرار دارد. قسمت اعظم مخزن، به ایران تعلق دارد كه به اسم بلال مشهور است و بخش كوچك تر آن، متعلق به قطر است كه به آن گمبد شمالی می گویند. كشور قطر از سال ۱۳۶۷ به توسعه این مخزن پرداخته و هم اكنون، چند فاز آن را مورد بهره برداری قرار داده است. بهره برداری از هر فاز، معادل یك میلیارد فوت مكعب در روز است. (از هر یك میلیون فوت مكعب گاز، حدود ۵۰ بشكه گاز مایع به دست می آید). البته قطر، علاوه بر محصولات گازی این حوزه، از لایه دیگر مخزن، روزانه ۱۲۰ هزار بشكه نفت خام برداشت می كند. آخرین برآوردها از وجود بیش از ۱۳ تریلیون مترمكعب گاز ذخیره در جای این میدان حكایت دارد. این رقم، معادل ۸ درصد از كل ذخایر گازی جهان و ۵۰ درصد از ذخایر گازی شناخته شده كشور است. این میدان علاوه بر ذخایر گازی، دارای ذخیره ای بالغ بر ۱۷ میلیارد بشكه میعانات گازی و نیز، ذخیره تخمینی حدود پنج میلیارد بشكه نفت است. با توجه به رشد تقاضا جهت مصرف گاز در داخل كشور و اهمیتی كه میعانات گازی این میدان در امر صادرات داراست، توسعه این میدان در فازهای مختلف طراحی شد. بندر عسلویه در ۲۷۰ كیلومتری جنوب شرقی بوشهر نیز، به عنوان منطقه ساحلی برای ایجاد تإسیسات خشكی و پشتیبانی این میدان انتخاب شد. بهره برداری از میدان پارس جنوبی كه نیمی از ذخایر گازی ایران را تشكیل می دهد، از چند سال پیش آغاز شده و گاز تولیدی آن، فعلاٌ در داخل به مصرف می رسد. اما با بهره برداری از فازهای جدید كه بخشی از آن به تولید گاز مایع اختصاص دارد، ایران امكان صادرات گاز مایع را نیز می تواند بیش از پیش داشته باشد. منطقه پارس جنوبی تا ۱۸ فاز قابل توسعه است.
طرح ذخیره سازی گاز طبیعی در مخازن زیرزمینی ذخیره سازی گاز طبیعی برای تإمین مستمر گاز به ویژه در زمان اوج مصرف در ماههای سرد سال ضرورت دارد. ایجاد مخازن زیرزمینی برای ذخیره سازی گاز طبیعی در برنامه اجرای طرحهای شركت ملی گاز قرار گرفته و با ذخیره كردن گاز مازاد در تابستان برای برداشت در زمستان، از آسیب پذیری سیستم انتقال و توزیع گاز جلوگیری خواهد شد. با توسعه حجم صادرات گاز طبیعی كشور، از طریق خطوط لوله انتقال، وجود چنین مخازنی در مسیر یا مجاورت خطوط لوله صادراتی از اهمیت زیادی برخوردار است. تإمین گاز با كمیت و كیفیت مورد نیاز برای صادرات با ایجاد مخازن ذخیره سازی تسهیل می شود. با توجه به حجم بالای گاز طبیعی در مقایسه با سوختهای مایع، ذخیره سازی آن در ساختمانهای زیرزمینی و تحت فشار انجام خواهد شد. مرحله ابتدایی اجرای طرح ذخیره سازی گاز طبیعی در دو میدان طاقدیس آبدار یورتشا در جنوب ورامین و سراجه در قم انجام شده است. مخزن یورتشای ورامین از نوع طاقدیس آبدار (Aquifer) می باشد كه مرحله ارزیابی آن برای تبدیل به مخزن گازی انجام یافته است.
در مخزن سراجه قم لازم است ابتدا مقداری از گاز در جای موجود در آن تا دستیابی به فشار مناسب جهت ذخیره سازی تخلیه گردد. عملیات اجرایی با تعمیر چاه شماره ۸ آغاز شده و در سال ۱۳۸۳، حفاری چاه شماره ۹، لرزه نگاری سه بعدی و حفر بقیه چاه ها نیز شروع خواهد شد.
علاوه بر دو مخزن یورتشای ورامین و سراجه قم مطالعات امكان سنجی، ارزیابی و ذخیره سازی در برخی از میادین واقع در ایران مركزی نظیر میادین تلخه غربی و شرقی، پرندك، مره كوه، سیاه كوه و ابر دژنو در برنامه سال ۱۳۸۳ قرار دارد. همچنین مطالعه امكان سنجی ذخیره سازی در آذربایجان و غرب كشور نیز در برنامه قرار دارد.●گاز همراه مناطق نفتی
از ابتدای استخراج نفت در ایران، گازهای همراه اجباراٌ در محل سوزانده می شد. این امر عمدتاٌ به دلیل بُعد مسافت بین منابع تولید و نقاط مصرف، هزینه های سرمایه گذاری و مصرف اندك (تنها در نقاط نفت خیز جنوب) به تعویق افتاد. گازهای همراه كه از مخازن نفت استحصال می شوند، در مناطق مختلف خشكی و دریایی كشور قرار دارند. مخازن نفت مناطق خشكی كه قسمتهای عمده ای از گازهای همراه آنها سوزانده می شود، عمدتاٌ در استانهای خوزستان، ایلام، بوشهر، لرستان و كرمانشاه قرار دارند. گازهای میادین توسعه یافته دریایی، فقط میادین نفتی پراكنده شده در خلیج فارس هستند و برحسب پایانه های صادراتی نفت خام به چهار بخش زیر تفكیك می شوند:
- پایانه صادراتی خارك: شامل میادین نفتی درود، فروزان و ابوذر
- پایانه صادراتی لاوان: شامل میادین نفتی سلمان، رشادت، رسالت و بلال
- پایانه صادراتی سیری: شامل میادین نفتی واقع در منطقه سیری مشتمل بر میادین سیوند، دنا، نصرت، الوند و اسفند
- پایانه صادراتی بهرگان: شامل میادین نفتی هندیجان، نوروز، بهرگانسر و سروش
میزان گاز همراه تولیدی مناطق دریایی طی سالهای ۸۲-۱۳۷۹، به ترتیب ۷/۲۷۶، ۳/۲۱۷، ۳/۲۶۸ و ۹/۲۸۳ میلیارد فوت مكعب بوده و عمدتاٌ از میادین درود، فروزان، ابوذر، سیری اسفند "ئی‌" و سلمان صورت گرفته است. میزان تولید گاز همراه میادین دریایی به تفكیك میدان طی سالهای ۸۲-۱۳۷۹ در جدول (۷-۳) و نیز، میزان تولید و مصرف گاز همراه این میادین در سال ۱۳۸۲ در جدول (۸-۳) برآورد شده اند.
در سال ۱۳۸۲، میزان گازهای سوزانده شده نسبت به سال گذشته، به علت افزایش تولید نفت خام در مناطق فلات قاره و در میدانهایی كه فاقد تاسیسات جمع آوری هستند، افزایش داشته است. از آنجا كه حجم قابل توجهی از گازهای همراه نفت سوزانده می شود، در حال حاضر، پروژه هایی در حال مطالعه و یا در مراحل سرمایه گذاری است تا بتوان این حجم بالای گازهای همراه سوزانده شده را بازیافت کرد و در صنایع پتروشیمی، تزریق گاز و تبدیل به LPG، فرآیند GTL و غیره مورد استفاده قرار دارد.
●تولید گاز سبك
گاز غنی تولیدی، حاوی مقادیری میعانات گازی و سایر ناخالصیها ازجمله آب است كه پس از طی فرآیندهای مختلف تصفیه در پالایشگاههای گاز، به شبكه سراسری انتقال و توزیع گاز منتقل و یا به مصارف پروژه های تزریق می رسند. گاز تصفیه شده از پالایشگاهها برای تسهیل در بهره برداری، به عنوان گاز سبك شناخته می شود. جدول (۹-۳)، تولید گاز سبك در پالایشگاههای كشور طی سالهای ۱۳۷۵ تا ۱۳۸۲ را نشان می دهد.
نوسانات تولید گاز سبك نیز، مشابهت بسیاری با روند نوسانات تولید گاز غنی از منابع مختلف دارد. بنابراین، میزان تولید گاز سبك با حجم گاز غنی تولید شده تناسب خواهد داشت. در سال ۱۳۸۲، جمعاٌ ۳۰۴ میلیون متر مكعب در روز، گاز سبك از پالایشگاههای كشور تولید شده كه حدود ۰/۷۷ درصد از میادین مستقل، ۵/۱۲ درصد از منابع گاز همراه و ۵/۱۰ درصد آن از محل گازهای كلاهك بدست آمده است. تولید گاز سبك در سال ۱۳۸۲ نسبت به سال گذشته، حدود ۴/۵ درصد رشد داشته كه كمتر از روند رشد سالیانه ۰/۹ درصدی در دوره ۸۲-۱۳۷۵ بوده است.
●تولید میعانات گازی
در بعضی از میادین مستقل گازی، در اعماق پایین تر و دمای بیشتر (بالای ۳۰۰ درجه فارنهایت یا ۱۵۰ درجه سانتیگراد). درجه حرارت زیاد. هیدروكربن های سنگین تر و مایع را به گاز تبدیل می کند. پس از تولید گاز و كاهش درجه حرارت آن، این هیدروكربنها دوباره به شكل مایع درآمده و میعانات گازی را به وجود می آورند. مایع حاصله، تقریباً بنزین خالص است و غالباً به آن، بنزین طبیعی نیز می گویند. اگر این مایع، با بوتان، پروپان و اتان نیز همراه باشد، به این میعانات گازی، میعانات گاز طبیعی (NGL) می گویند. درحالت كلی تر، میعانات گازی همان مایعات سبك نفتی است كه در گاز خروجی از كلاهكهای میادین نفتی و یا میادین مستقل گازی وجود دارند. با خروج گاز از مخزن و در اثر افت فشار و كاهش دما، میعانات قابل جمع آوری بوده و میزان تولید آنها، تابعی از حجم گاز خروجی است. میعانات گازی (Condensate) برشی نزدیك به نفتا دارند و بخشی از خوراك مجتمعهای پتروشیمی را تشكیل می دهند و بخشی از آن نیز، صادر و یا به انبارهای پخش فرآورده های نفتی تحویل می گردند. البته، میعانات گازی تفكیك و تثبیت شده از گاز كلاهك نفتی، در كارخانه گاز به نفتا تبدیل می شود كه در حال حاضر، همراه با مایعات گازی ترش به نفت خام صادراتی نیز تزریق می گردد. در سال ۱۳۸۲، میزان تولید میعانات گازی به طور متوسط روزانه ۳/۱۵۵ هزار بشكه بود كه نسبت به سال ۱۳۸۱، حدود ۰/۲۹ درصد رشد نشان می دهد. جدول (۱۰-۳)، بیانگر حجم میعانات گازی تولید شده طی سالهای ۸۲-۱۳۷۵ است.
●برداشت گاز طبیعی
گاز غنی بعد از برداشت از منابع مختلف نظیر: میادین مستقل گازی، گازهای همراه و گاز كلاهكهای میادین نفتی توسط شركت ملی نفت ایران به پالایشگاههای كشور كه زیرنظر شركت ملی گاز ایران است، تحویل داده می شود. از این پس، با اتمام مرحله بالادستی، مرحله پایین دستی فرآیند صنعت گاز آغاز می شود. جدول (۱۱-۳) میانگین برداشت سالیانه گاز طبیعی را طی سالهای ۸۲-۱۳۷۹، به تفكیك میادین نشان می دهد.
برداشت از منطقه عسلویه در ۵ روز باقیمانده اسفندماه سال ۱۳۸۰ شروع شده و رسماً از ابتدای سال ۱۳۸۱، بهره برداری از آن آغاز شد. جمع برداشت گاز طبیعی از میدان پارس جنوبی در سال ۱۳۸۲، حدود ۵/۲۲ درصد مجموع برداشت داخلی كشوراست. این حجم برداشت، به تنهایی ۲ برابر حجم برداشت مناطق خوزستان، ۵/۱ برابر حجم برداشت مناطق خراسان و ۴ برابر حجم برداشت مناطق هرمزگان در سال مذكور بوده است. همچنین، میزان گازهای برداشت شده سال ۱۳۸۲ نیز همچون سال قبل، روند افزایشی به خود گرفته و به ۲۲۳ میلیون مترمكعب در سال ۱۳۸۲ رسید.
●تزریق گاز و آب به میادین نفتی
با ادامه بهره برداری از میادین نفتی، فشار لازم برای برداشت نفت از ذخایر میادین نفتی كه نسبت به گاز، دارای ارزش حرارتی و صادراتی بیشتری هستند، كاسته می شود. هدف از تزریق آب و یا گاز طبیعی، برای بازیافت درصد بیشتری از نفت خام موجود در جای اولیه است. البته، تزریق گازكربنیك، نیتروژن، گوگرد، هلیوم و دیگر مشتقات و اجزای گاز كه در مراحل فرآورش گاز برداشت شده از مخازن به دست می آید، نیز امكان پذیر است. امروزه روشهای مختلفی برای افزایش بازیافت نفت در جهان اعمال می شود كه بنابر ویژگیهای هر مخزن نفتی، با یكدیگر متفاوت هستند. از این رو، یافتن روش بهینه برای افزایش بازیافت نفت از مخازن، نیازمند انجام مطالعات جامع و سپس اعمال روش مناسب است. در كشور ما بنابر شرایط موجود، تزریق گاز به مخازن نفتی در بیشتر مخازن كشور مناسب تشخیص داده شده است. با تزریق گاز در مخازن نفتی كشور، به ازای هر یك میلیون فوت مكعب گاز طبیعی تزریق شده به مخازن نفت می توان به طور متوسط حدود ۱۵۰ بشكه نفت اضافی تولید کرد. از این رو، بحث تزریق در درازمدت بسیار اقتصادی و درآمدزا خواهد بود. همچنین، گاز تزریق شده را دوباره می توان استحصال نمود. از سوی دیگر، دراثر تزریق گاز علاوه بر افزایش بازیافت نفت، به منظور صیانت از مخازن پرارزش نفت و گاز، سطح تولید حفظ شده و از سوزاندن گازهای همراه استحصالی جلوگیری می شود. تزریق گاز در زمان مقتضی و مناسب انجام شود تا از هرزروی نفت میدان جلوگیری گردد. عدم تزریق به موقع به یك میدان، آسیبهای جبران ناپذیر و غیرقابل برگشتی را به میدان وارد خواهد ساخت، به گونه ای كه افزایش تزریق گاز به یك میدان در زمانی پس از زمان مقتضی در بسیاری موارد، هیچ گونه تاثیری در بازیافت ثانویه نفت نخواهد داشت. میزان تزریق گاز به میادین نفتی در سال ۱۳۸۲، ۸۹/۷۷ میلیون مترمكعب در روز بوده كه نسبت به سال ۱۳۸۱ حدود ۷/۷ درصد رشد داشته است.
در حال حاضر، عملیات تزریق گاز به میادین هفت گل، لب سفید، گچساران، مارون، كرنج، بی بی حكیمه، پارسی و كوپال در حال انجام است. همچنین، پروژه تزریق گاز به مخزن رامشیر نیز به مرحله اجرایی رسیده است. از مهم ترین طرحهای تزریق، طرح تزریق گاز به میدان عظیم نفتی آزادگان به میزان حدود ۶۰ میلیون متمكعب در روز است كه كمترین اثر آن، افزایش بازیافت نفت به میزان حدود ۲/۲ میلیارد بشكه در طول حدود ۳۰ سال پس از شروع تزریق خواهد بود. جدول (۱۲-۳) میزان تزریق گاز به میادین نفتی كشور را طی دوره زمانی ۸۱-۱۳۷۵ نشان می دهد.
در سال ۱۳۸۲ علاوه بر تزریق گاز، در منطقه فلات قاره نیز ۴/۹۹ میلیون بشكه آب به میادین سلمان، سیری سیوند، سیری دنا و سیری اسفند تزریق شده است.●تولید و صادرات گوگرد و مایعات گازی
تركیبات گوگرد موجود در گاز طبیعی، قبل از ورود گاز به شبكه سراسری، بایستی در حد مجاز كاهش یابد. ضمن اینكه در این فرآیند، محصول فرعی به نام گوگرد نیز فرآوری خواهد شد. به طوری كه، طبق جدول (۱۳-۳) میزان تولید گوگرد در سال ۱۳۸۲ حدود ۲/۵۵۷ هزار تن بوده كه نسبت به سال قبل، حدود ۹/۲۷ درصد رشد نشان می دهد. آمارهای مندرج در حدول (۱۳-۳)، نشانگر كاهش میزان تولید مایعات گازی پالایشگاههای ولیعصر و شهید هاشمی نژاد است. درمقابل، تولید سرخون و گورزین و پارس جنوبی افزایش یافته است. لازم به ذكر است كه مجتمع گازی پارس جنوبی فازهای ۲ و ۳، در نیمه دوم سال ۱۳۸۱ بهره برداری رسیده است.
همچنین، میزان صادرات گوگرد و مایعات گازی پالایشگاههای كشور طی سالهای ۸۲-۱۳۸۰ برحسب تعداد محموله و وزن كل صادرات، در جدول (۱۴-۳) نشان داده شده است. به طوری كه ملاحظه می شود، در سال ۱۳۸۲ كل وزن مایعات گازی صادراتی كشور با ۷۵/۱ درصد افزایش به ۹/۱۸۴۹ هزار تن رسیده و وزن كل گوگرد با رشدی بالغ بر ۴۰ درصد نسبت به سال قبل، به ۴/۵۸۳ هزار تن افزایش یافته است. از شهریورماه سال ۱۳۸۲ كلیه عملیات حمل و صادرات گوگرد به شركت پالایش گاز شهید هاشمی نژاد واگذارشده است.
●پالایش
برای پوشش فاصله روزافزون بین تقاضا و عرضه گاز، دو گزینه واردات گاز طبیعی و یا افزایش ظرفیت پالایشی وجود دارد. بدیهی است كشوری كه ازنظر حجم ذخایر، دومین كشور دارنده ذخایر گازی است، لازم است ازنظر ظرفیت پالایشی نیز در حد قابل قبولی باشد. در این راستا، ظرفیت پالایشی كشور، طی سالهای ۱۳۷۵ تا ۱۳۸۲ روند صعودی را طی كرده است و اقداماتی درجهت افزایش روزافزون آن تا رسیدن به نقطه بهینه دردست اجرا است.
در سال ۱۳۸۲ فاز اول پارس جنوبی با ظرفیت پالایشی ۲۵ میلیون مترمكعب در روز به بهره برداری رسید. در مراحل بعدی در هریك از فازهای ۳ و ۲، ۵ و ۴ مقرر شده كه ظرفیت تصفیه گاز طبیعی به ۵۰ میلیون متر مكعب در روز برسد. در فازهای مذكور از گاز ترش ورودی به پالایشگاه، طی مراحل مختلف و پیچیده، اتان، متان، پرویان، بوتان، میعانات گازی و گوگرد حاصل می شود. متان، همراه ۱۵ درصد اتان، به شبكه گاز مصرفی كشور تزریق می شود. اتان، به پتروشیمی فرستاده شده و پروپان و بوتان، مایع شده و به عنوان گاز مایع صادر می شود. درضمن، میعانات گازی و گوگرد نیز صادر می شود. لازم به ذكر است تا پایان برنامه چهارم توسعه، پالایشگاه بیدبلند ۲، پارسیان، ایلام و مسجد سلیمان و گشوی جنوبی ساخته می شود. با ساخت این پالایشگاهها ۸/۱۰۲ میلیون متر مكعب گاز به ظرفیت تولید گاز پالایشگاههای كشور اضافه می شود.
●واردات و صادرات گاز طبیعی
ایران در حال حاضر، دارای دو قرارداد مبادلات گاز طبیعی با دو كشور همسایه تركمنستان و تركیه است. در حال حاضر تركیه، تنها مشتری فعلی گاز صادراتی ایران است. صادرات به این كشور از دو سال پیش آغاز و در سال ۱۳۸۲، به حدود ۳۵/۹ میلیون مترمكعب رسید كه نسبت به سال ۱۳۸۱، ۷/۱ برابر شده است. صادرات گاز به كشورهای هند، پاكستان، ارمنستان، نخجوان و اروپا نیز در حال بررسی بوده و درضمن، كویت و امارات متحده عربی مشتریهای بالقوه گاز ایران هستند. ضمن آنكه طرحهای تولید LNG و GTL نیز در برنامه كاری صنعت نفت ایران قرار دارد.
قرارداد واردات گاز از تركمنستان با حجم سالانه ای به میزان حداكثر ۸ میلیارد متر مكعب در سال ۱۳۷۴ به امضا رسید و واردات آن از سال ۱۳۷۶ آغاز شد. بدین منظور، خط لوله ای به طور ۶۰ كیلومتر و قطر ۴۰ اینچ در مسیر مرز ایران و تركمنستان با كردكوی احداث شد. گفتنی است، واردات گاز ایران از تركمنستان نیز با حجمی به میزان ۴۳/۴ میلیون مترمكعب در روز در سال ۱۳۷۶ آغاز و در سال ۱۳۸۲ به ۷۰/۱۵ میلیون مترمكعب در روز رسید كه نسبت به سال ۱۳۸۱ از رشدی معادل ۶/۸ درصد برخوردار بود. طی دوره ۸۲-۱۳۷۶، مجموع كل واردات گاز از تركمنستان ۸۲/۶۶ میلیون متر مكعب در روز و در سال ۱۳۸۲، قریب به ۰۴/۷ درصد از كل مصرف كشور ازطریق واردات تامین شده است.
▪صادرات گاز به ارمنستان: در حال حاضر. این كشور گاز مورد نیاز خود را از روسیه و گرجستان وارد می كند. احداث خط لوله ایران – ارمنستان، نه تنها منافع مستقیم ایران و ارمنستان را تإمین می کند، بلكه می تواند به عنوان مسیر انتقال گاز ایران و تركمنستان به اروپا نیز مورد استفاده قرار گیرد. این خط لوله، در عین حال می تواند منافع روسیه و گرجستان را نیز تإمین نماید. هزینه های احداث این خط لوله نسبتاً كم بوده و اتحادیه اروپا، روسیه و یونان، چین، تركمنستان و اوكراین حمایت خود را از این طرح اعلام کرده اند. طول خط لوله گاز ایران و ارمنستان ۱۴۱ كیلومتر است كه ۱۰۰ كیلومتر آن در خاك ایران و ۴۱ كیلومتر آن در خاك ارمنستان است. حجم گاز صادراتی ایران ۳۶ میلیارد مترمكعب درنظر گرفته شده كه تا ۴۷ میلیارد مترمكعب نیز قابل افزایش است و عملیات از سال ۲۰۰۷ در منطقه مرزی نوردوز – مقری آغاز خواهد شد. براساس موافقت نامه سال ۱۹۹۵، ارمنستان هزینه اجرای خط لوله را برعهده گرفته است.
●صادرات گاز
صادرات گاز به پاكستان: پاكستان یكی از بزرگ ترین كشورهای همسایه متقاضی گاز ایران است كه با توجه به كاهش تولید داخلی آن و به منظور تامین تقاضای روزافزون خود به ویژه در بخش برق، یادداشت تفاهمی را با ایران جهت مبادله ۲۷ میلیارد متر مكعب گاز از سال ۲۰۰۸، امضا نموده است.
▪صادرات گاز به هند: بعد از اروپای غربی، بزرگ ترین بازار گاز ایران از طریق خط لوله، بازار هند است. مصرف گاز هندوستان طی دهه های آتی به دلیل نیاز نیروگاههای برق و ملاحظات زیست محیطی، با افزایش قابل توجهی روبه رو خواهد شد. دو كشور ایران و هند در سال ۲۰۰۳ تفاهم نامه همكاری درخصوص ایجاد شركتهای سرمایه گذاری مشترك در پروژه های نفت و گاز امضا كردند. مسیر انتقال گاز به دلیل مشكلات فنی كمتر و اقتصادی تر بودن آن از طریق خشكی تعیین شد. طول خط لوله گاز ایران به هند از این مسیر، ۲۷۷۵ كیلومتر خواهد بود كه از این مسیر، ۱۱۱۵ كیلومتر آن در ایران، ۷۶۰ كیلومتر در پاكستان و ۹۰۰ كیلومتر در هند خواهد بود. حجم گاز انتقالی بنا به توافق طرفین، ۲۷ میلیارد متر مكعب در سال خواهد بود.
▪صادرات گاز به تركیه: تنها صادرات موجود گاز طبیعی كشور جمهوری اسلامی ایران ازطریق خط لوله، به كشور تركیه است. قرارداد صادرات گاز طبیعی به تركیه با حجم سالانه ۱۰ میلیارد مترمكعب با شركت بوتاش در سال ۱۳۷۵ امضا و خط لوله ای به طور ۲۵۳ كیلومتر و قطر ۱۴ اینچ در مسیر تبریز تا مرز بازرگان احداث شد. درحالی كه صادرات رسمی گاز به تركیه در تاریخ دوم بهمن ماه ۱۳۸۰ آغاز شد، اما از ۱۹ آذر ۱۳۸۰، صادرات به این كشور شروع و حجم آن در سالهای ۱۳۸۱ و ۱۳۸۲، به ترتیب ۳/۱ و ۴/۳ میلیارد متر مكعب بود، كه طی ۴ سال آینده به سقف قرارداد یعنی معادل ۱۰ میلیارد مترمكعب در سال می رسد.
▪صادرات گاز به امارات متحده عربی: این كشور پس از ایران، قطر و عربستان، بیشترین ذخیره گازی منطقه خاورمیانه را داراست. اما برای توسعه ظرفیت تولید گاز خود، با موانع جدی روبه رو است. درصورت عملی شدن قرارداد مذكور انتظار می رود حدود ۶-۳ میلیارد مترمكعب گاز موردنیاز این كشور، از گاز همراه میادین نفتی ایران در جنوب، به ویژه ازطریق میدان نفتی و گازی سلمان تإمین شود.
▪صادرات گاز به گرجستان: امكان صادرات گاز ایران به گرجستان ازطریق مرز آذربایجان – گرجستان و همچنین ازطریق مرز ارمنستان میسر است. صادرات گاز به كویت: كشور كویت برای توسعه ظرفیت تولید گاز خود با مشكلات فنی مواجه است. از آنجا كه ذخایر گازی این كشور عمدتاً گاز همراه بوده و هرگونه برداشت نسنجیده از این ذخایر باعث افت شدید ضریب بازیافت نفت می شود، كویت برای تإمین گاز موردنیاز خود با ایران و قطر مذاكراتی را داشته است. درصورت عملی شدن این قرارداد میزان گاز مورد مبادله در حدود ۶-۳ میلیارد مترمكعب خواهد بود كه می تواند از میادین گازی پارس جنوبی و گازهای همراه میادین نفتی نظیر: سروش، نوروز، ابوذر، اسفندیار، و لایه گازی میدان مشترك آرش (دورا) تإمین گردد.
▪صادرات گاز طبیعی به كشور عمان: این كشور خود دارای مخازن گاز طبیعی و صادركننده این حامل انرژی است. اما با توجه به كاهش مخازن خود، نیاز به تإمین منابع گازی برای تداوم صادرات خود دارد. در این راستا تلاشهایی برای افزایش امكان صادرات گاز طبیعی مایع شده، خود انجام داده است. یكی از دلایل صادرات گاز ایران به عمان می تواند میدان گازی هنگام (بوخا)، واقع در خلیج فارس و نزدیكی بین ایران و عمان (تنگه هرمز) باشد. لذا در سال ۲۰۰۰، ایران و عمان موافقت كردند كه پس از توسعه مشترك میدان هنگام، سهم گاز تولیدی ایران به عمان صادر شود.
▪صادرات گاز به نخجوان: قرارداد صادرات گاز ایران به نخجوان از سال ۲۰۰۶ آغاز می شود.
صادرات گاز به یونان: این كشور نیز ازجمله كشورهایی است كه تمایل خود را برای انتقال گاز ایران ازطریق خط لوله گاز تبریز – آنكارا، برای تامین نیاز داخلی خود و انتقال گاز به ایتالیا ابراز كرده است.●انتقال و توزیع انتقال گاز طبیعی
ایران به منزله كوتاه ترین و اقتصادی ترین راه ممكن برای دسترسی جمهوریهای تازه استقلال یافته در آسیای میانه و قفقاز به بازارهای بین الملللی است. لذا به عنوان آلترناتیو مناسبی در كنار روسیه، برای انتقال گاز كشورهای آسیای میانه و قفقاز به اروپا و نیز كشورهای منطقه خلیج فارس به اروپا و خاور دور محسوب می گردد. چرا كه بسیاری از كشورهای مصرف كننده گاز و حتی برخی از كشورهای عرضه كننده، وابستگی كامل صادرات گاز منطقه آسیای میانه و قفقاز را به روسیه ازنظر استراتژیك و منافع بلندمدت تإیید نمی کنند. وجود سیستم انتقال گاز وسیع و گسترده در ایران می تواند مكمل سیستم انتقال گاز روسیه برای انتقال گاز این منطقه به بازارهای واقع در شمال و شمال غرب كشور باشد. از طرف دیگر، ایران می تواند با بهره گیری از سیستم انتقال به هم پیوسته شمال به جنوب كشور، زمینه انتقال گاز كشورهای مناطق آسیای میانه را به كشورهای جنوب شرق (هند و پاكستان) نیز فراهم کند.
كل طول خطوط انتقال فشار قوی گاز طبیعی تا پایان سال ۱۳۸۲، با رشدی معادل ۲/۷ درصد نسبت به سال گذشته، از ۱۶۴۰۰ به ۱۷۵۸۳ كیلومتر رسیده است. در سال ۱۳۸۲، حدود ۱۱۸۳ كیلومتر خط لوله فشار قوی گاز طبیعی در كشور احداث شده كه نسبت به سال ۱۳۸۱ با ۵۵/۷ درصد رشد مواجه بوده است. براساس برنامه مصوب برای سال ۱۳۸۲، می بایست ۲۰۰۰ كیلومتر خط لوله گاز احداث می شد كه ۱/۵۹ درصد آن عملی گردید. جدول (۲۴-۳)، حجم احداثی خطوط لوله انتقال گاز طبیعی را در سالهای ۸۲-۱۳۷۵ نشان می دهد. با توجه به جدول مذكور، روند عملكردی احداث خطوط لوله مثبت و افزایشی بوده و از ۶۸۷ كیلومتر در سال ۱۳۷۵ به ۱۱۸۳ كیلومتر در سال ۱۳۸۲ رسیده و ۷/۱ برابر شده است. در طول این دوره، بیشترین میزان كار در سال ۱۳۸۰ و ۱۳۸۲ به ترتیب با حجم ۱۳۰۰ و ۱۱۸۳ كیلومتر در سال گزارش شده است.
در حال حاضر از ۳ خط لوله انتقال سراسری گاز بهره برداری می گردد: - خط لوله سراسری اول كه به قطر ۴۰/۴۲ اینچ و به طور ۱۱۰۴ كیلومتر بوده و با هدف صادرات گاز طبیعی به شوروی سابق از پالایشگاه بیدبلند به آستارا در مرز دو كشور احداث شده و دارای ۱۰ ایستگاه تقویت فشار است. - خط لوله سراسری دوم با قطر ۵۶ اینچ و به طول ۱۰۳۹ كیلومتر برای انتقال روزانه ۸۰ میلیون مترمكعب گاز از پالایشگاه فجر تا قزوین احداث شده است. درصورت نصب ایستگاههای تقویت فشار مربوطه، ظرفیت این خط تا ۱۰۵ میلیون مترمكعب در روز قابل افزایش است.
- خط لوله سراسری سوم با قطر ۵۶ اینچ و به طور ۸۷۰ كیلومتر در حد فاصل كنگان و كوه نمك در قم به منظور انتقال گاز حوزه پارس جنوبی به شمال كشور احداث شده است. درصورت نصب ایستگاههای تقویت فشار مربوطه، ظرفیت این خط تا ۹۰ میلیون مترمكعب در روز قابل افزایش است.
- علاوه بر خطوط انتقال فوق، شركت ملی گاز ایران ۶ طرح انتقال گاز طبیعی نیز بشرح جدول (۲۵-۳) در دست مطالعه، طراحی و اجرا دارد.
- از جمله طرحهای مهم در دست اجرا به صورت بیع متقابل، طرح دوم بیع متقابل گازرسانی است. یكی از اهداف طرح مذكور احداث خطوط انتقال گاز برای گازرسانی به ۱۳۰ شهر جدید است. ازجمله پروژه های اجرایی این طرح، احداث و تكمیل ۱۲ ایستگاه تقویت فشار گاز با مجموع قدرت ۱۱۰۸ هزار اسب بخار و احداث ۷۴۴ كیلومتر خطوط انتقال فشار قوی گاز با قطرهای ۴۰ تا ۵۶ اینچ و احداث ۳۶۳۴ كیلومتر خطوط انتقال با اقطار ۳۶ اینچ و كمتر است. - در سال ۱۳۸۲، یك ایستگاه تقویت فشارقوی از ۱۲ ایستگاه
مربوطه به بهره برداری رسیده است. همچنین ۲۹۲ كیلومتر از ۷۴۴ كیلومتر برنامه احداث خطوط انتقال ۴۰ تا ۵۶ اینچ، و ۵۴۸ كیلومتر از ۳۶۳۴ كیلومتر برنامه احداث خطوط انتقال ۳۶ اینچ و كمتر احداث شده است.
●مصرف گاز
در سال ۱۳۸۲ بخش تجاری با مصرف ۲۷۰۱ میلیون متر مكعب ۶ درصد از كل مصرف نهایی گاز طبیعی كشور را به خود اختصاص داده است.
بخش صنعت: این بخش با مصرف بیش از ۵/۸۷۶۵ میلیون متر مكعب گاز طبیعی در سال ۱۳۸۲، ۴/۱۹ درصد از كل مصرف نهایی گازطبیعی را به خود اختصاص داده است.
بخش حمل و نقل: بخش حمل و نقل با توجه به رشد اقتصادی و افزایش جمعیت و رشد تعداد خودروها با مصرف روزافزون بنزین مواجه شده است. وجود منابع سرشار گاز طبیعی در كشور موجب شده است كه سیاستهای جایگزینی گاز طبیعی به جای فرآورده های نفتی در این بخش دنبال شود. از این رو تاكنون درحدود ۱۰۳۰۰ خودرو مجهز به تجهیزات استفاده از گاز طبیعی در كشور در حال تردد هستند و روند تولید خودروهای پایه گازسوز و تبدیلی ادامه دارد. بیشترین تعداد از انواع خودروهای گازسوز مربوط به خودرو پیكان با ۶۸۵۲ دستگاه و سمند با ۱۸۷۵ دستگاه است. همچنین تعداد ۱۳۷۹ دستگاه اتوبوس درون شهری نیز با سوخت گاز طبیعی در حال تردد هستند. شهرهای تهران، مشهد و كرج دارای بیشترین تعداد خودروهای گاز طبیعی سوز هستند، در سال ۱۳۸۲ در شهر تهران ۶۳۰ دستگاه اتوبوس CNG سوز به جابه جایی مسافران اختصاص یافته است. مصرف CNG در اتوبوسها ۴۸ متر مكعب در صد كیلومتر برآورد شده است. در فاز اول CNG سوز کردن خودروها احداث ۱۸۴ جایگاه گاز طبیعی فشرده در ۲۳ شهر كشور و اغلب جاده های بین شهری برنامه ریزی شده است كه در شهرهای تهران، مشهد، كرج، شیراز، قزوین، زنجان، اراك، اصفهان، قم و لردگان این جایگاهها آماده بهره برداری هستند و یا به بهره برداری رسیده اند. در سال ۱۳۸۲ بخش حمل و نقل با مصرف ۳/۷ میلیون متر مكعب گاز طبیعی نسبت به سال ۱۳۸۱ در حدود ۴/۴۰ درصد رشد داشته است.
بخش پالایشگاهی: در پالایشگاهها از گاز طبیعی برای حرارت دهی به نفت خام جهت تولید مشتقات نفتی استفاده می شود. در سال ۱۳۸۲ گاز طبیعی مصرفی پالایشگاهها به ۲/۴۱۱۸ میلیون متر مكعب رسید كه نسبت به سال قبل از آن در حدود ۱/۶ درصد رشد داشته است. بخش نیروگاهی: در سال ۱۳۸۲ مصرف گاز طبیعی در نیروگاههای وزارت نیرو به ۴/۲۹ میلیارد متر مكعب و مصرف گاز طبیعی در نیروگاههای صنایع بزرگ به ۸۳۹ میلیون متر مكعب بالغ گردید. كه این دو ۱/۷۶ درصد از كل مصرف گاز طبیعی در بخش انرژی كشور را تشكیل می دهند.
بخش پتروشیمی: از بخشهای عمده مصرف كننده گاز طبیعی، صنایع پتروشیمی است كه میزان مصرف در آن نسبت به سال ۱۳۸۱ به میزان ۱/۱۶ درصد رشد داشته است.
در صنایع پتروشیمی گاز طبیعی كاربردهای فراوانی دارد. به طور مثال از آن برای تهیه مواد اولیه تولیدات مختلف چون كود، ضدیخ، پارچه و پلاستیك استفاده می شود. در یكی از فرآیندهای تولید متانول به نام فرآیند تغییر شكل با بخار، گاز طبیعی به صورت تركیبی از هیدروژن و اكسیدهای كربن درمی آید كه برای تولید متانول به كار می رود.
به طور كلی گاز طبیعی در پتروشیمی به دو صورت مصرف می شود. یكی به عنوان سوخت كه برای تإمین حرارت بخشهای مختلف تولید به كار می رود و دیگری به عنوان خوراك كه ماده اولیه تولید برخی از محصولات این صنعت است. در سال ۱۳۸۲ مصرف گاز طبیعی در صنایع پتروشیمی به صورت خوراك و سوخت بالغ بر ۵/۶۵۸۹ میلیون مترمكعب شد كه از این میزان، حدود ۳۱۳۹ میلیون متر مكعب به عنوان سوخت و میزان ۳۴۵۰ میلیون مترمكعب به عنوان خوراك پتروشیمی مصرف شده است.
●مصرف استانی گاز طبیعی
در سال ۱۳۸۲ استان تهران با مصرف ۱/۱۴ میلیارد متر مكعب گاز طبعی اولین رتبه را در این زمینه به خود اختصاص داده است. جمعیت بالای استان و به دنبال آن تعدد فعالیتهای اقتصادی و اجتماعی موجب آن شده است كه استان تهران در بخش خانگی، تجاری و عمومی با مصرف بیش از ۶/۹ میلیارد متر مكعب گاز طبیعی به بزرگ ترین مصرف كننده این حامل انرژی در این بخش تبدیل شود.
استانهای اصفهان با مصرف ۶/۱۰، خوزستان با مصرف ۹/۸ و خراسان با مصرف ۵/۷ میلیارد متر مكعب گاز طبیعی در رتبه های بعدی قرار دارند.
وجود صنایع مختلف در استان اصفهان كه از مهم ترین آنها می توان به مجتمع صنایع فولاد مباركه و كارخانه ذوب آهن اصفهان اشاره کرد موجب شده است كه استان اصفهان با مصرف ۱/۳ میلیارد متر مكعب گاز طبیعی در بخش صنعت اولین رتبه را در این زمینه به خود اختصاص دهد. استان خوزستان نیز با داشتن صنایع پرمصرفی مانند مجتمع صنایع فولاد اهواز و چندین واحد پرمصرف دیگر به دومین دارنده صنایع پرمصرف گاز طبیعی تبدیل شده است. مصرف گاز طبیعی در استان خوزستان در بخش صنعت بالغ بر ۱۵۵۷ میلیون مترمكعب بوده است. استان تهران با مصرف ۱۵۵۱ میلیون مترمكعب گاز طبیعی در بخش صنعت رتبه سوم صنایع پرمصرف گاز طبیعی را داراست. استانهای خراسان و مركزی نیز به ترتیب در رتبه های بعدی قرار دارند.

منبع : مجله صنعت حمل و نقل