درباره چالش‌های پیش روی طرح جمع‌آوری گازهای همراه/ ثروتی که به آتش می‌کشیم

به گزارش می متالز، برآوردهای جهانی نشان‌دهنده آن است که ۷۵ درصد آلاینده‌های دنیا توسط ۱۰ کشور تولید می‌شود که در رتبه‌بندی جهانی، ایران در جایگاه سوم قرار دارد و در خاورمیانه نیز رتبه اول را کسب کرده است. قرارگیری در پله نخست دارا بودن آلاینده‌های صنعتی در خاورمیانه، لزوم ورود هرچه سریع‌تر به پروژه‌های جمع‌آوری گازهای همراه را مشخص می‌کند.

به طور کلی گازهای همراه را می‌توان در دو دسته تقسیم‌بندی کرد. گازهای همراه با تولید نفت که در پروژه‌های بالادستی و در زمان بهره‌برداری از میادین نفتی استحصال می‌شوند و گازهای همراه مشعل پالایشگاه‌های نفت و گاز و پتروشیمی‌ها که در پروژه‌های پایین‌دستی تعریف می‌شوند.

بر اساس آمار ارائه شده توسط واحد برنامه‌ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت ایران در سال ۱۳۹۵ میزان بالقوه گازهای همراه برای جمع‌آوری در شرکت‌های عملیاتی نفت روزانه نزدیک به ۴۳ میلیون مترمکعب (بیش از ۱۱۰ میلیون بشکه معادل نفت خام در سال) بوده است.

میزان بالقوه گازهای همراه برای جمع‌آوری در شرکت‌های عملیاتی نفت

همانطور که در جدول بالا مشاهده می‌شود، مقدار گازهای همراه قابل جمع‌آوری در دوره زمانی ۹۵-۱۳۸۶ رشد افزایشی در حدود ۰.۹۱ درصد داشته است. همینطور در سال ۱۳۹۵ میزان این گازها در شرکت‌های تابعه شرکت ملی نفت ایران، نسبت به سال پیش از آن ۵۵.۷۴ درصد افزایش یافته است.

همچنین جدول زیر روند تلفات کل سیستم‌های فرآورش گاز و گاز سوزانده شده در فاصله سال‌های ۱۳۸۵-۹۵ را نشان می‌دهد. بر اساس داده‌های ترازنامه هیدروکربوری سال ۹۵، متوسط رشد تلفات کل سیستم‌های فرآورش گاز و گاز سوزانده شده در سال‌های ۹۵-۱۳۸۵ با روند رشد متوسط سالانه افزایشی ۱۱.۱۰ درصد رو‌برو بوده که دلایل آن‌ را می‌توان به افزایش چشمگیر تولید گاز و بهره‌برداری از سیستم‌های جدید فرآورش گاز در دوره مذکور نسبت داد. با توجه به بهره‌برداری از فازهای جدید پارس جنوبی تا انتهای سال ۹۸، این رقم با افزایش چشمگیری مواجه بوده است.

روند تلفات کل سیستم‌های فرآورش گاز و گاز سوزانده شده در سال‌های ۹۵- ۱۳۸۵

با این تفاسیر، طرح‌های جلوگیری از سوزندان گازهای همراه مشعل و جمع‌آوری گازهای همراه نفت همواره به عنوان دغدغه‌ای از سوی مسوولان و کارشناسان صنعت نفت مطرح شده و وزارت نفت مکلف شده تا پایان برنامه ششم توسعه تکلیف آن را مشخص کند. در همین راستا در ماده ۴۸ قانون برنامه ششم توسعه کشور آمده است که تمامی طرح‌های جمع‌آوری، مهار، کنترل و بهره‌برداری از گازهای همراه تولید و مشعل در کلیه میادین نفتی و تأسیسات صنعت نفت را با تعیین نرخ عادلانه خوراک آن‌ها ظرف مدت حداکثر سه ‌ماه از تاریخ لازم‌الاجراء شدن این قانون از طریق فراخوان به مردم و بخش غیردولتی واگذار کند به گونه‌ای که تا پایان برنامه حداقل نود درصد گازهای مشعل مهار و کنترل شده باشد.

در طول سالهای اخیر، تحرکات جدی از سوی وزارت نفت برای تعیین تکلیف این مقوله صورت گرفته است که از آن جمله می‌توان به اجرای همزمان ۹ طرح NGL در مجموع با ظرفیت جمع‌آوری روزانه ۵.۱ میلیارد فوت مکعب گازهای همراه مشعل شامل طرح‌های پالایشگاه گاز بیدبلند دو (چهار طرح NGL)، پالایشگاه گاز یادآوران خلیج فارس (NGL3200)، پالایشگاه گاز هنگام (مشعل گازی جزیره قشم)، (دهلران) و NGL3200 میدان مارون و NGL خارگ اشاره کرد.

با این حال، تحلیل روند کم‌سرعت یا در برخی موارد به نتیجه نرسیدن طرح‌های جمع‌آوری گازهای همراه، نیاز به بررسی بیشتر و آسیب‌شناسی دارد که در گفتگو با کارشناسان صنعت نفت به برخی از آنها پرداخته شده تا داده‌های قابل استناد و اعتباری در دسترس تصمیم‌گیران و تصمیم‌سازان قرار گیرد.

مدیریت گاز همراه، جزئی از طرح جامع توسعه

محمودرضا فیروزمند، مدیر سابق امور حقوقی شرکت ملی نفت به بررسی چالش‌های پیش روی سرمایه‌گذاران خارجی در طرح‌های جمع‌آوری گازهای همراه از منظر حقوقی پرداخت و گفت: در بحبوحه رفت و آمد نمایندگان شرکت‌های خارجی بعد از برجام، در مذاکره با یکی از مهندسان خارجی، درباره بحث گازهای مشعل و زیروفلرینگ گفتگو می‌کردم که به نکته‌ای جالب و کلیدی اشاره کرد و گفت که سیاستگزاران فنی شما باید بدانند در هیچ کجای دنیا موضوع جمع‌آوری گازهای همراه، پروژه‌ای مستقل محسوب نمی‌شود و در حقیقت موضوع مدیریت گاز همراه، جزئی از یک طرح جامع توسعه و تولید است.

وی افزود: نکته دیگری که از نظر حقوقی برای من جالب بود، این بود که وی گفت با توجه به اینکه میادین کشور به‌دلیل سال‌ها عدم سرمایه‌گذاری، نیازمند اجرای طرح‌های بزرگ و جامع توسعه و تولید هستند، واگذاری طرح‌های جمع‌آوری گازهای همراه به افرادی غیر از مجری طرح جامع توسعه و تولید، در آینده مشکلات عدیده‌ای ایجاد می‌کند، زیرا در هر طرح جامع آتی، بحث مدیریت یا صفر کردن گازهای همراه، جزء غیرقابل حذف از یک طرح جامع خواهد بود و شما برای آماده‌سازی و تحویل میدان به مجری طرح جامع،  ابتدا باید هزینه‌های زیادی برای خلع ید کسانی که با آنها برای جمع‌آوری گازهای همراه قرارداد بلندمدت امضا کرده‌اید متحمل شوید، زیرا دیگر گازی وجود نخواهد داشت که پیمانکار جمع‌آوری گاز، آنها را جمع‌آوری کند.

مدیر سابق امور حقوقی شرکت ملی نفت به این نکته هم اشاره کرد که اگر طرح جمع‌آوری گازهای همراه نفت را جزئی از عملیات استخراج  در بخش بالادستی تلقی کنیم، از نظر حقوقی واگذاری این طرح‌ها به بخش خصوصی با ایرادهای جدی مواجه خواهد شد.

وی در این باره توضیح داد: بند ۴ ماده ۲ قانون اجرای سیاست‌های کلی اصل چهل و چهارم قانون اساسی بخش استخراج و تولید را جزو فعالیت‌های اقتصادی گروه ۳ آورده است که در انحصار دولت خواهد ماند، بنابراین اگر جمع‌آوری گازهای همراه نفت را جزو بخش استخراج (بالادست) تلقی کنیم، از نظر تئوریک ورود بخش خصوصی به این بخش ایراد دارد.

بکارگیری تجربه موفق «دارخوین» در دیگر میدان‌ها

اکبر ترکان، معاون اسبق برنامه‌ریزی وزارت نفت در این زمینه گفت: با اولین چاه تولیدی در مسجدسلیمان تا ادوار بعد تولید نفت در میادین ایران با تخلیه طبیعی صورت گرفته است و گازهای همراه نفت سوزانده شده است. بعد از سالها برای جمع‌آوری گازهای همراه نفت طرح‌های مختلفی تعریف شد که احداث NGL‌ها برای جمع‌آوری و تفکیک گازهای همراه، طرح آماک، طرح جمع‌آوری گازهای همراه منطقه خارک، سیری و… از آن دست به شمار می‌رود.

وی مؤثرترین شیوه برای جبران افت فشار مخزن را تزریق همزمان گاز همراه با تولید نفت دانست و گفت: این شیوه در توسعه میدان دارخوین با موفقیت اجرا شد و از فاز یکم با تولید نفت و تفکیک گاز در سر چاه، گاز جداشده بلافاصله با کمپرسورهای پرفشار به چاه بازگردانی می‌شد.

ترکان با بیان اینکه متأسفانه این روش در توسعه دیگر میادین بکار گرفته نشد، گفت: اگر به هر روشی گازهای همراه نفت، جدا شده و مورد استفاده قرار بگیرد، خسارت به مخزن اجتناب‌ناپذیر است، چرا که افت فشار مخزن با خروج همزمان نفت و گاز قطعی است و روش‌های جبرانی افت فشار مانند انواع تزریق آب و گازکربنیک و گاز طبیعی به اندازه بازگردانی همزمان گاز همراه، موثر نیست.

مدیرعامل اسبق شرکت نفت و گاز پارس در پایان با اشاره به اینکه عموم میادین کشور از نیمه عمر خود گذشته‌اند، تأکید کرد: با این حال باید تلاش کنیم تا برای باقیمانده دوران تولید، روشی که در توسعه میدان دارخوین بکار گرفته شد را اجرا کنیم.

جمع‌آوری گازهای همراه قربانی فلسفه تولید زودهنگام

عباس کاظمی، مدیرعامل سابق شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی میزان فلرینگ را مطابق با ترازنامه سال ۹۶، روزانه ۶۲ میلیون و ۳۰۰ هزار مترمکعب گاز (حدود ۴۰۰ هزار بشکه معادل نفت خام) عنوان کرد و گفت: اگرچه در حال حاضر به اندازه سال ۹۶ در کشور نفت تولید نمی‌شود، اما برنامه‌ریزی برای کاهش فلرینگ باید بر اساس تولید نرمال نفت (پیش از اردیبهشت ۹۷) انجام شود.

وی با بیان اینکه متأسفانه در پنجاه سال گذشته به این موضوع توجه کافی نشده یا در دوران بهره‌برداری به مدیریت فلرینگ توجه نشده، گفت: مصداق این موضوع را در احداث پالایشگاه‌های نفت می‌توان جستجو کرد که با فلسفه تولید زودهنگام (early production) به سامانه‌های جمع‌آوری گازهای فلر توجه کافی نشد.

مدیرعامل سابق شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی افزود: منطق این است که پروژه کاهش فلرینگ در تک‌تک واحدهای پالایشگاه و در خود مجتمع بهره‌برداری تعریف و اجرایی شود و شاید یکی از موارد عدم موفقیت در طول این چهل سال، نگاه تجمیعی برای جمع‌آوری گازهای همراه مشعل بوده است.

عباس کاظمی در بخش دیگری از اظهارات خود به بند ۱۵سیاست‌های کلی برنامه ششم ابلاغی از سوی مقام معظم رهبری اشاره کرد و گفت: در این بند به «واگذاری طرح‌های جمع‌آوری، مهار، کنترل و بهره‌برداری از گازهای همراه تولید در کلیه میادین نفت و تاسیسات صنعت نفت به مردم» اذعان شده و با توجه به تاکید و صراحت این بند که به جای بخش خصوصی از کلمه مردم استفاده کرده، به نظر می‌رسد واگذاری حتی با قیمت‌های نزدیک به مجانی هم امکان‌پذیر باشد تا این مشعل‌های صدساله هرچه زودتر جمع‌آوری شود.

وی همچنین با یادآوری یکی از بندهای قانون بودجه در دهه هشتاد که قیمت گاز فلر را یک‌سوم گاز شیرین در نظر گرفته بود، افزود: این شیوه متقاضیان زیادی هم داشت، اما مسوولان وقت در شرکت ملی نفت با تفاسیر متفاوت مانع از اجرای این کار شدند.

مدیرعامل سابق شرکت ملی پالایش و پخش افزود: در حال حاضر هم بدون حکم، برخی از فراورده‌های نفتی را زیر قیمت رایگان به فروش می‌رسانیم، به عنوان مثال قیمت توزیع یک لیتر نفت سفید بیش از ۲۰۰ تومان محاسبه می‌شود اما مصرف‌کننده بابت آن ۱۵۰ تومان پرداخت می‌کند، یعنی اگر مصرف‌کننده از درب پالایشگاه نفت را به صورت رایگان ببرد، دولت ۵۰ تومان سود می‌کند.

تحریم و تأمین مالی، دو عامل عدم موفقیت

هرمز قلاوند مدیرعامل اسبق شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب که تولید ۸۰درصد نفت کشور را در اختیار دارد به طرح آماک به عنوان یکی از طرح‌های کاربردی و موفق برای جمع‌آوری گازهای همراه اشاره کرد و گفت: ساختار سازمانی طرح آماک برای جمع‌آوری گازهای همراه به صورت قراردادهای بیع متقابل در سال ۱۳۷۰ در شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب تصویب شد، اما اجرای آن حدود ۱۷ تا ۲۰ سال به طول انجامید.

قلاوند موضوع تأمین مالی را مهمترین مشکل پیش روی اجرای چنین طرح‌هایی عنوان کرد و گفت: چنانچه برای کل گازهای همراه مشعل ایران بخواهیم برنامه‌ریزی کنیم و ده‌ها طرح مثل آماک را اجرایی کنیم، مهمترین موضوع تامین مالی آنهاست.

وی با اشاره به اینکه در شرایط فعلی میزان فروش نفت کشور با افت چشمگیری مواجه شده، افزود: در شرایطی که با محدودیت منابع داخلی مواجهیم، شرکت‌های داخلی هم در حد بضاعت‌شان می‌توانند در پروژه‌های کوچکی سرمایه‌گذاری کنند.

مدیرعامل اسبق شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب یکی دیگر از علل تأخیر در اجرای پروژه‌های مرتبط با جمع‌آوری گازهای همراه مشعل را قرارگیری ایران در شرایط تحریم عنوان کرد و گفت: به دلیل تحریم توان جذب سرمایه‌های خارجی میسر نیست و تأمین تجهیزات و قطعات پروژه‌ها در شرایط فعلی بسیار دشوار است.

قلاوند گفت: در مورد میادینی که در سال‌های گذشته و با تأیید معاونت برنامه‌ریزی تلفیقی و شرکت ملی نفت توسعه یافته‌اند، الزامی به صفر کردن گازهای همراه نبود و کمتر در قالب طرح اصلی دیده شده یا اصلا دیده نشده است، به این دلیل که در آن زمان اولویت شرکت ملی نفت فقط رسیدن به تولید زودهنگام (Early Production) بود، اما بعدها ملاحظات زیست‌محیطی متعدد موجب شد که در قراردادهای آتی موضوع گازهای همراه در قالب طرح اصلی توسعه دیده شود. به عنوان مثال هم‌اینک در مذاکرات قراردادی با شرکت‌های پاسارگاد، پرشیا و انرژی دانا موضوع صفر کردن گازهای همراه با تولید نفت از همان ابتدا در قالب طرح توسعه IPC درنظر گرفته شده و نهایی می‌شود.

تعهد ایران به کاهش گازهای گلخانه‌ای در توافقنامه پاریس

سلبعلی کریمی، مدیرعامل سابق شرکت نفت مناطق مرکزی هزینه‌های ناشی از تبعات زیست‌محیطی فلرسوزی را بسیار بالاتر از هزینه‌های سرمایه‌گذاری در این بخش عنوان کرد و یادآور شد: علاوه بر این کشور با امضای توافقنامه اقلیمی پاریس، به کاهش گازهای گلخانه‌ای متعهد شده است.

کریمی میزان گاز استخراج شده همزمان با نفت را تابع تولید در هر میدان دانست و گفت: عدم تمایل سرمایه‌گذار به دلیل ریسک‌های عملیاتی منطقی به نظر می‌رسد و در کل نباید به یافتن یک سرمایه‌گذار برای کل پروژه امیدوار باشیم.

وی مغفول ماندن طرح‌های جمع‌آوری گازهای همراه را ناشی از عدم توجه کافی معاونت برنامه‌ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت و عدم تحرک مدیریت سرمایه‌گذاری دانست و تأکید کرد: همانطور که فلسفه توسعه هر میدان با میدان دیگر تفاوت‌های چشمگیری دارد، گاز فلر نیز باید در همان قالب و اجزاء دیده شود و در موفقیت طرح جامع جمع‌آوری گازهای همراه مشعل به‌عنوان یک طرح مستقل تردید جدی وجود دارد.

طرح توسعه پایدار پارس جنوبی در دست‌اندازهای اداری

علیرضا اصل عربی، مدیرکل سابق نظام مدیریت دارایی‌های فیزیکی وزارت نفت با بیان اینکه در حال حاضر روزانه حدود ۴۵ میلیون مترمکعب گازهای همراه نفت در کشور سوزانده می‌شود، گفت: این حجم تقریباً برابر ۶۰ تا ۶۵ درصد گاز مصرفی در واحدهای پتروشیمی است و موجب انتشار گازهای گلخانه‌ای نیز می‌شود.

وی با اشاره به اهمیت بسزای جمع‌آوری گازهای مشعل به لحاظ اقتصادی و زیست‌محیطی، خاطرنشان کرد: شرکت ملی نفت در حال حاضر دو برنامه اصلی شامل واگذاری پروژه‌های جمع‌آوری گازهای همراه نفت به بخش خصوصی و هلدینگ‌های پتروشیمی را مدنظر قرار داده است.

اصل عربی طرح توسعه پایدار پارس جنوبی را به عنوان یکی از طرح‌های برنامه‌ریزی شده برای به صفر رساندن گازهای همراه مشعل عنوان کرد که از سوی شرکت نفت و گاز پارس دنبال می‌شد و در آخرین تقسیم وظایف مقرر بود شرکت ملی گاز آن را عملیاتی کند.

به گفته مدیرکل سابق نظام مدیریت دارایی‌های فیزیکی وزارت نفت، این طرح علی‌رغم اهمیت ویژه برای منطقه پارس جنوبی و سلامت کارکنان و خانواده‌های آنان در شهرستان‌های کنگان و عسلویه و دستور مستقیم از سوی وزیر نفت در دست‌اندازهای شرکت ملی نفت قرار گرفت و پس از مدتی مسکوت ماند.

افزایش مشوق‌های سرمایه‌گذاری و ساخت نیروگاه

سیدمهدی حسینی، رئیس سابق کمیته تدوین قراردادهای نفتی به روش‌های متداول جهانی در جمع‌آوری گازهای همراه اشاره و عنوان کرد: اساساً نمی‌توان و نباید موضوع گازهای همراه نفت را از موضوع توسعه میدان جدا کرد، بلکه مدیریت بهینه گاز در هر دو حالت تزریق به میدان یا فرآورش گاز و جداسازی میعانات و ال.پی.جی و تحویل گاز خشک به شبکه تحت حاکمیت شرکت ملی نفت جهت تزریق یا مصرف بایستی توسط یک اپراتور انجام شود، در این صورت الزامات حقوقی و قراردادی هم رعایت خواهد شد.

وی گازهای همراه را در دو نوع «گازهای همراه نفت» و «گازهای سوزان همراه مشعل» تعریف کرد و افزود: برای نوع اول، با توجه به شرایط میدان و ویژگی‌های مخزنی بهترین کار، تزریق مجدد گاز به همان میدان است که نمونه موفق آن در میدان نفتی دارخوین انجام شد و بایستی از شرکت‌های توسعه‌دهنده بخواهیم که این مطالعه را انجام داده و در صورت مثبت بودن، اجرای آن را در MDP لحاظ کنند، اما چنانچه نتیجه مطالعات، این اقدام را مفید ندانست، باید گاز جدا شده و پس از جدایی مایعات گاز یا برای تزریق به دیگر میادین ارسال و یا به شبکه مصرف تحویل شود، هر یک از این اقدامات نه تنها مشکل حقوقی نداشته بلکه میعانات، پروپان و بوتان حاصله در چرخه اقتصاد طرح بسیار مؤثر و مفید خواهد بود.

وی افزود: در مورد گازهای همراه مشعل، بهترین اقدام ورود سرمایه‌گذاران بخش خصوصی است که این گازها را به‌شرط جمع‌آوری و استفاده برای سوخت یا خوراک واحدهای نیروگاهی منطقه‌ای یا واحدهای صنعتی با نرخی بسیار ارزان یا حتی رایگان تحویل داد.

حسینی یکی از دلایل عدم استقبال سرمایه‌گذاران برای ورود به این بخش را کوتاه بودن مدت اجرای آن عنوان کرد و گفت: کوتاه بودن مدت این نوع قراردادها، هیچ سرمایه‌گذاری جدید روی گازهای مشعل را جز بردن به عنوان سوخت یا خوراک به واحدهای موجود و نزدیک توجیه نمی‌کند، درحالی که اگر به عنوان مثال ساخت یک نیروگاه کوچک برای منطقه نزدیک محل گازهای سوزان به عنوان محور این اقدام در نظر گرفته شود، آن‌گاه تحویل گاز برای مدت ۲۰ سال یا بیشتر با ارزان‌ترین قیمت و تضمین خرید برق به سرمایه‌گذار که وظیفه جمع‌آوری و فراورش آن را هم برعهده دَارد، به عنوان مشوق‌های سرمایه‌گذاری حجم بزرگی از سرمایه‌های سرگردان را به این بخش جذب خواهد کرد.

عدم پایبندی نفت به شیوه‌نامه ابلاغی

مسعود سلطان‌پور، فعال بخش خصوصی در صنعت نفت درباره جذابیت‌های اقتصادی سرمایه‌گذاری شرکت‌های خصوصی در این بخش گفت: بر اساس شیوه‌نامه‌های ابلاغ شده، میعانات و گاز استحصالی با قیمت پایه یک‌سوم قیمت گاز شیرین به مدت سه سال از زمان بهره‌برداری به سرمایه‌گذار تعلق می‌گیرد که توجیه اقتصادی معقول و متوسطی دارد، البته جمع‌آوری گازهای همراه مشعل در میدان‌های بزرگی مثل فروزان یا میادین بزرگ خشکی متفاوت است، اما متاسفانه شرکت ملی نفت به همان شیوه‌نامه ابلاغی خودش هم پایبند نیست و به‌همین دلیل فعالیت‌ها در این زمینه کند پیش می‌رود و یا متوقف شده است.

مدیرعامل اسبق شرکت مهندسی و ساخت تأسیسات دریایی تأکید کرد: در هر صورت اجرای طرح‌های جمع‌آوری گازهای مشعل جدی و ضروری به نظر می‌رسد و سرمایه‌گذاران متوسط داخلی نیز از عهده آن برمی‌آیند و می‌توان با تمهیداتی ضمن انعقاد قرارداد، عوارض احتمالی آن روی قراردادهای توسعه‌ای آتی را هم پیش‌بینی و رفع و رجوع کرد.