مرکز پژوهش‌ها:
به گزارش گروه اقتصادی خبرگزاری دانشجو، مرکز پژوهش‌های مجلس شورای اسلامی با انتشار گزارشی انتقاد‌هایی به نحوه عملکرد ایران در توسعه میدان گازی پارس جنوبی وارد کرد.
*مساحت فاز‌های پارس جنوبی یکسان در نظر گرفته شد
محور اول انتقاد‌های بازوی کارشناسی مجلس، «عدم تجانس در طراحی فازها» است. در توضیح این موضوع آمده است: «میدان پارس جنوبی در نقاط مرکزی از عمق بیشتری برخوردار بوده و گاز درجای موجود در لایه‌های گازی آن در این مناطق به‌مراتب بیش از مناطق حاشیه‌ای میدان است. به فراخور همین ویژگی، در بخش‌های حاشیه‌ای، حجم گاز درجا محدود بوده و آبگرفتگی در چاه‌های تولیدی به‌مراتب سریعتر از بخش‌های مرکزی میدان اتفاق می‌افتد. ازاین‌رو، می‌توان بخش‌های مرکزی میدان را «بخش مرغوب» و بخش‌های مجاور را به‌اصطلاح «بخش نامرغوب» تلقی کرد. چنانچه در فازبندی میدان پارس جنوبی به‌نحوی اقدام شد که هر فاز شامل بخش‌های مرغوب و نامرغوب می‌بود، آنگاه می‌توانستیم از دو مزیت استفاده کنیم: اولاً، عملکرد بهتر و سرعت بیشتر در توسعه پارس جنوبی و ثانیاً، تولید از مناطق حاشیه‌ای میدان همزمان با تولید از مناطق مرکزی. بدین‌ترتیب اهداف طراحی شده برای مناطق حاشیه‌ای نیز محقق می‌شد. می‌توان ادعا کرد که در صورت اتخاذ این تدبیر، توسعه یکنواخت و پایدار از میدان، امکانپذیر می‌بود.
از منظر همین نقد، می‌توان به مسئله مهم دیگری نیز اشاره کرد. همانگونه که در این فصل به‌اجمال بیان شد، تقسیم‌بندی و میزان سطوح اختصاصی هریک از فاز‌های پارس جنوبی برمبنای فاز استاندارد تعریف شده است. هر فاز استاندارد در میدان پارس جنوبی برای تولید روزانه حدود ۲۸ میلیون مترمکعب گاز در نظر گرفته شده است. با توجه به عدم تجانس میدان در بخش‌های مرکزی در مقایسه با بخش‌های حاشیه‌ای، می‌توان گفت که برای تولید مقدار معینی گاز از هر فاز (۲۸ میلیون مترمکعب در روز) بسته به محل قرار گرفتن فازها، به مساحت‌های متفاوتی نیاز است. به‌عبارت‌دیگر، در بخش‌های مرکزی میدان، می‌توان با تخصص مساحت کمتر و به‌تبع آن تعداد چاه‌های تولیدی کمتر به حجم تولید استاندارد دست یافت. برعکس، در بخش‌های حاشیه‌ای برای حصول تولید استاندارد، حفر چاه و تخصیص مساحت بیشتری نسبت به مناطق مرکزی میدان ضروری است».
*طراحی فازبندی پارس جنوبی توسط توتال با توجه کامل به منافع قطر
محور دوم انتقاد‌های این مرکز پژوهشی به شیوه توسعه پارس جنوبی، «شرکت توتال و فقدان دقت کارشناسی در تعیین مساحت هر فاز» است. در توضیح این موضوع آمده است: «شرکت ملی نفت ایران در ابتدای برنامه توسعه پارس جنوبی، تجربه چندانی در بهره‌برداری از میادین فراساحلی مستقل گازی با ابعاد و مقیاسی قابل مقایسه با پارس جنوبی نداشت. ازاین‌رو، فاز‌های اولیه این میدان بعضاً با عاملیت شرکت‌های نفتی بین‌المللی انجام گرفت. با وجود این، متأسفانه در فاز ۱ میدان پارس جنوبی، مساحت مورد بهره‌برداری حدود ۱۰۰ کیلومتر مربع در نظر گرفته شد. اگر به پراکندگی چاه‌های این فاز در مقایسه با سطح اشغال ۱۰۰ کیلومتر مربعی آن دقت کنیم، ملاحظه می‌شود که ناحیه تخلیه هر چاه نتوانسته است درصد مطلوبی از این فاز را پوشش دهد. با عنایت به حضور گسترده شرکت نفت توتال در توسعه و بهره‌برداری از میدان گنبد شمالی و لزوم پیشگیری از آثار و تبعات ناشی از بهره‌برداری ایران بر تولید گاز قطر، این فرضیه را نمی‌توان رد کرد که عملکرد آن شرکت در طراحی فازبندی پارس جنوبی، با توجه کامل و بیش از حد متعارف به منافع قطر بوده که در موارد متعددی احتمالاً منافع کشور ما را به خطر انداخته است. انتخاب مساحت به‌کار گرفته شده در فاز‌های ۲ و ۳ نیز نتایج مشابهی را نمایان می‌سازد. در این دو فاز مساحتی حدود ۱۴۰ کیلومتر مربع تعیین شده‌است. در شکل زیر الگوی ۱۰ حلقه چاه در فاز‌های ۲ و ۳ که توتال طراحی کرده با الگوی حفر ۱۰ یا ۱۲ حلقه چاه در فاز‌های ۴ تا ۸ و الگوی حفر ۱۱ یا ۱۲ حلقه چاه در فاز‌های از ۹ به بعد را می‌توان ملاحظه کرد».
*توسعه فاز‌های دور از مرز مشترک با قطر در پارس جنوبی در اولویت قرار گرفت
سومین محور انتقاد‌های مرکز پژوهش‌های مجلس، «اولویت‌بندی نامناسب در توسعه فازها» است. در توضیح این موضوع آمده است: «انتظار می‌رفت که مسئله امکان‌پذیری مهاجرت گاز به کشور قطر، نقش مهمی در اولویت‌بندی توسعه فاز‌های میدان پارس جنوبی ایفا کند. این همان نکته‌ای است که طرف قطری در توسعه میدان گنبد شمالی لحاظ کرده است. به جز پروژه آلفا، سایر طرح‌های توسعه میدان گنبد شمالی، شامل ۳ زنجیره تولید گاز طبیعی مایع شده قطر گاز ۱ و چهار زنجیره تولید گاز طبیعی مایع شده رأس گاز ۱ و رأس گاز ۲ مجموعاً به ظرفیت ۱۶۸ میلیون مترمکعب، بین سال‌های ۱۹۹۷ تا ۲۰۰۵ جهت توسعه فاز‌های همجوار مرز به انجام رسیده است. اگر این مدل اولویت‌بندی را با کیفیت انتخاب توسعه فازها در میدان پارس جنوبی مقایسه کنیم، تفاوت آشکاری ملاحظه می‌شود که زیان ایران را از نحوه بهره‌برداری از این میدان نشان می‌دهد.
به‌غیراز فاز‌های ۱، ۲ و ۳، سایر فاز‌های ده‌گانه‌ای که نخست در اولویت توسعه قرار گرفته بودند، با مرز فاصله دارند. فاز‌های ۵، ۶، ۷، ۸، ۹ و ۱۰ حداقل به اندازه ۲ فاز از مرز مشترک فاصله دارند که عملاً تأثیر بسیار اندکی برداشت طرف قطری خواهند داشت. همانگونه که پیش از این مشخص شد، فاز‌های ۱۲، ۱۳، ۱۷، ۱۸ و ۱۹ که در مرز مشترک دو کشور واقع شده اند از آخرین فاز‌هایی هستند که توسعه یافته اند. از سوی دیگر، تفاهمنامه توسعه فاز ۱۱ که در مرز مشترک قرار دارد در ۱۸ آبان ماه سال ۱۳۹۵ با توتال و شرکت ملی نفت چین و پتروپارس (به رهبری توتال) به امضا رسیده است. به‌نظر می‌رسد اگر طرح‌های توسعه هریک از فازها علاوه بر فاز‌های ۱، ۲، ۳، بر فاز‌های ۱۱، ۱۲، ۱۳، ۱۷، ۱۸ و ۱۹ که همجوار مرز هستند متمرکز می‌شد، آنگاه این امکان وجود داشت که از مهاجرت گاز ایران به سمت قطر جلوگیری شود. تعدادی از کارشناسان، تأخیر در توسعه و بهره‌برداری از برخی فاز‌های همجوار مرز مشترک را متأثر از این می‌دانند که با توجه به شرایط تحریم و محدودیت‌های ایجاد اختصاص سرمایه‌گذاری پیمانکاران خارجی ال ان جی راه‌اندازی واحد‌های ال ان جی در ایران، متوقف شد. این در حالی است که موضوع راه‌اندازی واحد‌های ال ان جی با توجه به امکان‌پذیری صادرات گاز کشور از طریق خط لوله و همچنین نبود بستر رقابت با کشور قطر در بازار جهانی ال ان جی، ال ان جی اساسا فاقد توجیه اقتصادی است. با توجه به ویژگی‌های اعمال شده در سطح‌بندی فاز‌های میدان پارس جنوبی و به‌منظور جلوگیری از مهاجرت بیشتر گاز از ناحیه ایران به قطر لازم است برنامه‌ریزی دقیق با نصب سکو‌های مناسب در بین فازها انجام شود. از سوی دیگر هر کشوری که فاز‌های نزدیک‌تر به مرز را در اولویت بهره‌برداری قرار داده است می‌تواند علاوه بر برداشت بیشتر از مخزن، از مهاجرت گاز خود به کشور همسایه جلوگیری کند. متأسفانه در این امر، کشور ما موفق نبوده و نه‌تن‌ها مهاجرت گاز به قطر خسارات زیادی را متوجه کشور ما کرده است بلکه برداشت سریع قطر از فاز‌های مجاور، موجب بالا آمدن سطح آب در فاز‌های همجوار ما با آن کشور شده است که قطعاً تأثیر منفی در تولیدات ما خواهد داشت».
*مساحت فاز‌های پارس جنوبی یکسان در نظر گرفته شد
محور اول انتقاد‌های بازوی کارشناسی مجلس، «عدم تجانس در طراحی فازها» است. در توضیح این موضوع آمده است: «میدان پارس جنوبی در نقاط مرکزی از عمق بیشتری برخوردار بوده و گاز درجای موجود در لایه‌های گازی آن در این مناطق به‌مراتب بیش از مناطق حاشیه‌ای میدان است. به فراخور همین ویژگی، در بخش‌های حاشیه‌ای، حجم گاز درجا محدود بوده و آبگرفتگی در چاه‌های تولیدی به‌مراتب سریعتر از بخش‌های مرکزی میدان اتفاق می‌افتد. ازاین‌رو، می‌توان بخش‌های مرکزی میدان را «بخش مرغوب» و بخش‌های مجاور را به‌اصطلاح «بخش نامرغوب» تلقی کرد. چنانچه در فازبندی میدان پارس جنوبی به‌نحوی اقدام شد که هر فاز شامل بخش‌های مرغوب و نامرغوب می‌بود، آنگاه می‌توانستیم از دو مزیت استفاده کنیم: اولاً، عملکرد بهتر و سرعت بیشتر در توسعه پارس جنوبی و ثانیاً، تولید از مناطق حاشیه‌ای میدان همزمان با تولید از مناطق مرکزی. بدین‌ترتیب اهداف طراحی شده برای مناطق حاشیه‌ای نیز محقق می‌شد. می‌توان ادعا کرد که در صورت اتخاذ این تدبیر، توسعه یکنواخت و پایدار از میدان، امکانپذیر می‌بود.
از منظر همین نقد، می‌توان به مسئله مهم دیگری نیز اشاره کرد. همانگونه که در این فصل به‌اجمال بیان شد، تقسیم‌بندی و میزان سطوح اختصاصی هریک از فاز‌های پارس جنوبی برمبنای فاز استاندارد تعریف شده است. هر فاز استاندارد در میدان پارس جنوبی برای تولید روزانه حدود ۲۸ میلیون مترمکعب گاز در نظر گرفته شده است. با توجه به عدم تجانس میدان در بخش‌های مرکزی در مقایسه با بخش‌های حاشیه‌ای، می‌توان گفت که برای تولید مقدار معینی گاز از هر فاز (۲۸ میلیون مترمکعب در روز) بسته به محل قرار گرفتن فازها، به مساحت‌های متفاوتی نیاز است. به‌عبارت‌دیگر، در بخش‌های مرکزی میدان، می‌توان با تخصص مساحت کمتر و به‌تبع آن تعداد چاه‌های تولیدی کمتر به حجم تولید استاندارد دست یافت. برعکس، در بخش‌های حاشیه‌ای برای حصول تولید استاندارد، حفر چاه و تخصیص مساحت بیشتری نسبت به مناطق مرکزی میدان ضروری است».
*طراحی فازبندی پارس جنوبی توسط توتال با توجه کامل به منافع قطر
محور دوم انتقاد‌های این مرکز پژوهشی به شیوه توسعه پارس جنوبی، «شرکت توتال و فقدان دقت کارشناسی در تعیین مساحت هر فاز» است. در توضیح این موضوع آمده است: «شرکت ملی نفت ایران در ابتدای برنامه توسعه پارس جنوبی، تجربه چندانی در بهره‌برداری از میادین فراساحلی مستقل گازی با ابعاد و مقیاسی قابل مقایسه با پارس جنوبی نداشت. ازاین‌رو، فاز‌های اولیه این میدان بعضاً با عاملیت شرکت‌های نفتی بین‌المللی انجام گرفت. با وجود این، متأسفانه در فاز ۱ میدان پارس جنوبی، مساحت مورد بهره‌برداری حدود ۱۰۰ کیلومتر مربع در نظر گرفته شد. اگر به پراکندگی چاه‌های این فاز در مقایسه با سطح اشغال ۱۰۰ کیلومتر مربعی آن دقت کنیم، ملاحظه می‌شود که ناحیه تخلیه هر چاه نتوانسته است درصد مطلوبی از این فاز را پوشش دهد. با عنایت به حضور گسترده شرکت نفت توتال در توسعه و بهره‌برداری از میدان گنبد شمالی و لزوم پیشگیری از آثار و تبعات ناشی از بهره‌برداری ایران بر تولید گاز قطر، این فرضیه را نمی‌توان رد کرد که عملکرد آن شرکت در طراحی فازبندی پارس جنوبی، با توجه کامل و بیش از حد متعارف به منافع قطر بوده که در موارد متعددی احتمالاً منافع کشور ما را به خطر انداخته است. انتخاب مساحت به‌کار گرفته شده در فاز‌های ۲ و ۳ نیز نتایج مشابهی را نمایان می‌سازد. در این دو فاز مساحتی حدود ۱۴۰ کیلومتر مربع تعیین شده‌است. در شکل زیر الگوی ۱۰ حلقه چاه در فاز‌های ۲ و ۳ که توتال طراحی کرده با الگوی حفر ۱۰ یا ۱۲ حلقه چاه در فاز‌های ۴ تا ۸ و الگوی حفر ۱۱ یا ۱۲ حلقه چاه در فاز‌های از ۹ به بعد را می‌توان ملاحظه کرد».
*توسعه فاز‌های دور از مرز مشترک با قطر در پارس جنوبی در اولویت قرار گرفت
سومین محور انتقاد‌های مرکز پژوهش‌های مجلس، «اولویت‌بندی نامناسب در توسعه فازها» است. در توضیح این موضوع آمده است: «انتظار می‌رفت که مسئله امکان‌پذیری مهاجرت گاز به کشور قطر، نقش مهمی در اولویت‌بندی توسعه فاز‌های میدان پارس جنوبی ایفا کند. این همان نکته‌ای است که طرف قطری در توسعه میدان گنبد شمالی لحاظ کرده است. به جز پروژه آلفا، سایر طرح‌های توسعه میدان گنبد شمالی، شامل ۳ زنجیره تولید گاز طبیعی مایع شده قطر گاز ۱ و چهار زنجیره تولید گاز طبیعی مایع شده رأس گاز ۱ و رأس گاز ۲ مجموعاً به ظرفیت ۱۶۸ میلیون مترمکعب، بین سال‌های ۱۹۹۷ تا ۲۰۰۵ جهت توسعه فاز‌های همجوار مرز به انجام رسیده است. اگر این مدل اولویت‌بندی را با کیفیت انتخاب توسعه فازها در میدان پارس جنوبی مقایسه کنیم، تفاوت آشکاری ملاحظه می‌شود که زیان ایران را از نحوه بهره‌برداری از این میدان نشان می‌دهد.
به‌غیراز فاز‌های ۱، ۲ و ۳، سایر فاز‌های ده‌گانه‌ای که نخست در اولویت توسعه قرار گرفته بودند، با مرز فاصله دارند. فاز‌های ۵، ۶، ۷، ۸، ۹ و ۱۰ حداقل به اندازه ۲ فاز از مرز مشترک فاصله دارند که عملاً تأثیر بسیار اندکی برداشت طرف قطری خواهند داشت. همانگونه که پیش از این مشخص شد، فاز‌های ۱۲، ۱۳، ۱۷، ۱۸ و ۱۹ که در مرز مشترک دو کشور واقع شده اند از آخرین فاز‌هایی هستند که توسعه یافته اند. از سوی دیگر، تفاهمنامه توسعه فاز ۱۱ که در مرز مشترک قرار دارد در ۱۸ آبان ماه سال ۱۳۹۵ با توتال و شرکت ملی نفت چین و پتروپارس (به رهبری توتال) به امضا رسیده است. به‌نظر می‌رسد اگر طرح‌های توسعه هریک از فازها علاوه بر فاز‌های ۱، ۲، ۳، بر فاز‌های ۱۱، ۱۲، ۱۳، ۱۷، ۱۸ و ۱۹ که همجوار مرز هستند متمرکز می‌شد، آنگاه این امکان وجود داشت که از مهاجرت گاز ایران به سمت قطر جلوگیری شود. تعدادی از کارشناسان، تأخیر در توسعه و بهره‌برداری از برخی فاز‌های همجوار مرز مشترک را متأثر از این می‌دانند که با توجه به شرایط تحریم و محدودیت‌های ایجاد اختصاص سرمایه‌گذاری پیمانکاران خارجی ال ان جی راه‌اندازی واحد‌های ال ان جی در ایران، متوقف شد. این در حالی است که موضوع راه‌اندازی واحد‌های ال ان جی با توجه به امکان‌پذیری صادرات گاز کشور از طریق خط لوله و همچنین نبود بستر رقابت با کشور قطر در بازار جهانی ال ان جی، ال ان جی اساسا فاقد توجیه اقتصادی است. با توجه به ویژگی‌های اعمال شده در سطح‌بندی فاز‌های میدان پارس جنوبی و به‌منظور جلوگیری از مهاجرت بیشتر گاز از ناحیه ایران به قطر لازم است برنامه‌ریزی دقیق با نصب سکو‌های مناسب در بین فازها انجام شود. از سوی دیگر هر کشوری که فاز‌های نزدیک‌تر به مرز را در اولویت بهره‌برداری قرار داده است می‌تواند علاوه بر برداشت بیشتر از مخزن، از مهاجرت گاز خود به کشور همسایه جلوگیری کند. متأسفانه در این امر، کشور ما موفق نبوده و نه‌تن‌ها مهاجرت گاز به قطر خسارات زیادی را متوجه کشور ما کرده است بلکه برداشت سریع قطر از فاز‌های مجاور، موجب بالا آمدن سطح آب در فاز‌های همجوار ما با آن کشور شده است که قطعاً تأثیر منفی در تولیدات ما خواهد داشت».
ارسال نظرات