به گزارش انرژی مدیا (آریا اکوپرس)، سال‌ها از افت فشار پارس جنوبی به‌عنوان خطری در آینده صنعت گاز ایران یاد می‌شد؛ خطری که پیش‌بینی می‌شد در نیمه دوم دهه ۱۴۰۰ خود را نشان دهد و مقابله با آن مستلزم ساخت سکوهای عظیم فشارافزایی، نصب کمپرسورهای پرقدرت و احداث خطوط جدید دریایی باشد. اکنون این آینده به واقعیت نزدیک شده است.
تورج دهقانی، مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس، اردیبهشت ۱۴۰۴ اعلام کرد که افت فشار پارس جنوبی آغاز شده است؛ میدانی که امروز بیش از ۷۰ درصد گاز کشور را تأمین می‌کند و تولید آن ارتباط مستقیمی با تأمین گاز خانگی، نیروگاه‌ها، پتروشیمی‌ها و حتی تولید بخشی از بنزین کشور دارد.
مسئله از نظر فنی روشن است؛ با ادامه برداشت از مخزن، فشار طبیعی گاز کاهش پیدا می‌کند. انتقال گاز از چاه‌های دریایی و عبور آن از خطوط طولانی زیردریایی تا پالایشگاه‌های عسلویه به فشار کافی نیاز دارد. با کاهش فشار سرچاهی، حتی در شرایطی که هنوز حجم عظیمی از گاز در مخزن باقی مانده است، امکان انتقال همان میزان قبلی گاز به خشکی کاهش می‌یابد.
در چنین شرایطی، کمپرسورها باید وارد مدار شوند تا فشار گاز را افزایش دهند. اگر این زیرساخت‌ها به‌موقع آماده نشوند، نتیجه آن کاهش تدریجی دبی تولید خواهد بود. همین مسئله پروژه فشارافزایی را از یک طرح توسعه‌ای معمولی به پروژه‌ای راهبردی برای حفظ ظرفیت تولید فعلی تبدیل کرده است.
از دست رفتن یک فاز در سال؛ هشداری که باید جدی گرفته شود
آرش نجفی، رئیس کمیسیون انرژی اتاق بازرگانی ایران، در گفت‌وگو با انرژی مدیا نسبت به محدودشدن فرصت جبران عقب‌ماندگی‌ها هشدار می‌دهد.
وی در این خصوص توضیح داد: به نظر می‌رسد اگر فشارافزایی اجرایی نشود، از سال آینده دست‌کم معادل یک فاز پارس جنوبی در هر سال، به دلیل افت فشار و کاهش توان تولید، از دست خواهد رفت.
این هشدار با برآوردهایی که پیش‌تر از سوی وزارت نفت مطرح شده نیز هم‌جهت است. محسن پاک‌نژاد، وزیر پیشین نفت، هنگام امضای قرارداد اصلی فشارافزایی اعلام کرده بود که برآوردها از کاهش تولید در حد یک فاز پارس جنوبی از سال ۱۴۰۶ حکایت دارد و در صورت اجرا نشدن پروژه، این افت از سال ۱۴۰۸ می‌تواند به ظرفیتی معادل یک‌ونیم فاز در سال برسد.
البته منظور از «از دست رفتن یک فاز» الزاماً خاموش‌شدن کامل یک فاز مشخص نیست، بلکه کاهش تجمعی تولید میدان به میزانی معادل ظرفیت یک فاز استاندارد است. برای درک بزرگی این عدد، کافی است به فاز ۱۱ توجه کنیم که تولید آن امسال با ورود چاه دوازدهم به بیش از ۲۸ میلیون مترمکعب در روز رسیده است. مدیرعامل شرکت ملی گاز نیز در مقایسه‌های مصرفی، ظرفیت تولید یک فاز پارس جنوبی را حدود ۲۵ میلیون مترمکعب در روز عنوان کرده است.
بنابراین، از دست رفتن ظرفیت «یک فاز در سال» به معنای کاهش تولید روزانه در مقیاس چند ده میلیون مترمکعب است؛ آن هم در شرایطی که اقتصاد ایران همین حالا با ناترازی گاز مواجه است.
قراردادی که ۱۷ ماه منتظر مجوز ماند
بررسی زمان‌بندی پروژه نشان می‌دهد چرا نگرانی‌ها درباره تأخیر در اجرای آن افزایش یافته است. مطالعات مهندسی پایه و FEED طرح فشارافزایی از اردیبهشت ۱۴۰۲ در قالب ۱۷ بسته کاری آغاز شد. سپس در ۱۸ اسفند ۱۴۰۳، قراردادهای اصلی پروژه با ارزش تقریبی ۱۷ میلیارد دلار میان شرکت ملی نفت ایران و چهار مجموعه پتروپارس، اویک، قرارگاه خاتم‌الانبیا و مپنا به امضا رسید.
برای اجرای این پروژه، میدان به هفت هاب تقسیم شده و ساخت ۱۴ سکوی اصلی فشارافزایی در دستور کار قرار گرفته است.
بر اساس طراحی اعلام‌شده، پروژه به نصب چند کمپرسور محدود نمی‌شود. حدود ۴۲۰ هزار تن سازه و تجهیزات باید ساخته شود و نزدیک به ۶۰۰ کیلومتر خطوط زیردریایی نیز در برنامه قرار دارد. در طراحی اولیه از ۵۶ توربوکمپرسور پرقدرت نام برده شده و برخی سکوهای موردنیاز نیز از نظر ابعاد و وزن، فراتر از تجربه‌های قبلی صنعت فراساحل ایران خواهند بود.
با این حال، قرارداد ۱۷ میلیارد دلاری برای ورود کامل به مرحله اجرا، به تعیین تکلیف تأمین مالی و دریافت مجوز شورای اقتصاد نیاز داشت. وزیر نفت وقت نیز اسفند ۱۴۰۳ اعلام کرده بود که آغاز سریع عملیات به نهایی‌شدن قرارداد تأمین مالی با صندوق توسعه ملی و تصویب شورای اقتصاد وابسته است.
این تصویب سرانجام در ۱۹ مرداد ۱۴۰۵ انجام شد؛ یعنی نزدیک به ۱۷ ماه پس از امضای قراردادهای اصلی.
این فاصله زمانی بخشی از عقب‌ماندگی فعلی پروژه را توضیح می‌دهد. نایب‌رئیس کمیسیون انرژی مجلس نیز مهرماه امسال، پس از تصویب پروژه، اذعان کرد که بخشی از تأخیرهای ایجادشده باید با همکاری وزارت نفت، شرکت نفت و گاز پارس و پیمانکاران جبران شود.
هاب یک حرکت کرده؛ اما پروژه هنوز ابتدای راه است
البته نمی‌توان گفت پروژه فشارافزایی همچنان صرفاً روی کاغذ قرار دارد. طی ماه‌های اخیر، هاب یک وارد مرحله جدی‌تری شده است.
گروه پتروپارس مرداد ۱۴۰۵ اعلام کرد مطالعات مهندسی پایه و پایه پیشرفته هاب یک را با سناریوی ترکیبی خشکی و دریا آغاز کرده است. در مرحله نخست، قرار است ۹ کمپرسور، هر یک با ظرفیت ۳۳۳ میلیون فوت‌مکعب استاندارد در روز، در پالایشگاه خشکی فاز ۱۲ نصب شود؛ راهکاری که با هدف تسریع در حفظ تولید، بخشی از عملیات فشارافزایی اولیه را از دریا به خشکی منتقل می‌کند.
مرحله دوم نیز شامل احداث دو مینی‌هاب دریایی با ظرفیت یک میلیارد فوت‌مکعب در روز برای هر مجموعه خواهد بود.
همچنین قرارداد ساخت جکت چهارپایه سکوی RP-1 در ۲۸ خرداد ۱۴۰۵ به شرکت تأسیسات دریایی ابلاغ شد و پتروپارس اعلام کرده بود خرید اقلام دیرتحویل و ساخت تأسیسات اصلی فشارافزایی در پاییز امسال واگذار خواهد شد.
این اقدامات نشانه‌های واقعی آغاز عملیات هستند، اما فاصله میان شروع مطالعات مهندسی و سفارش تجهیزات تا نصب، راه‌اندازی و تأثیر واقعی کمپرسورها بر تولید گاز، کوتاه نیست. پروژه‌های فراساحلی در چنین ابعادی چندساله هستند و ساخت برخی تجهیزات اصلی نیز به زمان قابل توجهی نیاز دارد.
به همین دلیل، تأخیری که امروز ایجاد می‌شود، الزاماً بلافاصله در آمار تولید خود را نشان نمی‌دهد؛ بلکه ممکن است دو یا سه سال بعد، زمانی که فشار مخزن کاهش بیشتری یافته است، آثار آن آشکار شود.
فاز ۱۹؛ نمونه‌ای از مسئله‌ای بزرگ‌تر
نجفی در گفت‌وگو با انرژی مدیا به فاز ۱۹ نیز اشاره می‌کند. به گفته او، شرکت نفت و گاز پارس مناقصه این بخش را برگزار کرده و پیمانکار آن نیز مشخص شده است، اما پروژه همچنان در انتظار ابلاغ نهایی برای ورود به مرحله بعدی قرار دارد.
رئیس کمیسیون انرژی اتاق بازرگانی ایران معتقد است مسئله صرفاً به تعیین پیمانکار محدود نمی‌شود؛ چراکه فشارافزایی علاوه بر منابع مالی قابل توجه، به فناوری پیشرفته و تجهیزات به‌روز نیاز دارد. در شرایط فعلی، محدودیت‌هایی برای تأمین این تجهیزات و فناوری‌ها وجود دارد و همین موضوع اجرای پروژه‌ها را دشوار کرده است.
مشکل فقط پول نیست؛ تکنولوژی و زمان هم کم است
اگر مسئله صرفاً تأمین منابع مالی بود، حل مشکلات پروژه فشارافزایی ساده‌تر به نظر می‌رسید؛ اما بخش دشوارتر در تأمین تجهیزات و دسترسی به فناوری نهفته است.
سکوهای فشارافزایی پارس جنوبی از بزرگ‌ترین سازه‌هایی خواهند بود که صنعت فراساحل ایران با آنها مواجه شده است. وزارت نفت هنگام امضای قرارداد اعلام کرد بخش بزرگی از عملیات باید توسط صنایع داخلی انجام شود، اما برای تأمین برخی تجهیزات و انتقال فناوری همچنان به همکاری خارجی نیاز است.
این موضوع در شرایط تحریم، خرید توربوکمپرسورها، تجهیزات دوار، سامانه‌های کنترلی و برخی اقلام تخصصی را با پیچیدگی‌های بیشتری مواجه می‌کند.
نجفی نیز بر همین مسئله تأکید دارد: تأمین منابع مالی بدون امکان خرید تجهیزات کافی نیست و پیمانکار بدون دسترسی به فناوری موردنیاز نمی‌تواند فشار مخزن را جبران کند.
در نتیجه، سه ساعت به‌طور هم‌زمان در حال شمارش هستند؛ فشار مخزن در حال کاهش است، تأمین مالی زمان‌بر است و ساخت تجهیزات نیز دوره‌ای چندساله دارد.
مشکل فشارافزایی زمانی آغاز نمی‌شود که تولید افت کند؛ اگر قرار است کمپرسورها هم‌زمان با افت تولید آماده بهره‌برداری باشند، پروژه باید چند سال پیش از رسیدن مخزن به آن نقطه وارد مرحله ساخت شده باشد.
آن سوی میدان منتظر ایران نمی‌مانند
اهمیت زمان در اجرای این پروژه از آن جهت بیشتر است که پارس جنوبی یک میدان مستقل ایرانی نیست. بخش قطری همین مخزن با نام North Field در اختیار قطر قرار دارد.
قطر سال‌هاست برنامه North Field Production Sustainability را برای حفظ تولید این میدان دنبال می‌کند. شرکت سایپم در سپتامبر ۲۰۲۴ قراردادی حدود ۴ میلیارد دلاری برای اجرای یک بسته فشارافزایی دریافت کرد و در دسامبر ۲۰۲۵ نیز بسته دیگری به ارزش حدود ۴ میلیارد دلار برای ساخت دو مجتمع عظیم کمپرسور فراساحلی به این شرکت واگذار شد.
هر یک از مجتمع‌های بسته اخیر حدود ۶۸ هزار تن وزن دارند و عملیات نصب دریایی آنها برای سال‌های ۲۰۲۹ و ۲۰۳۰ برنامه‌ریزی شده است. اداره اطلاعات انرژی آمریکا نیز پروژه پایداری تولید North Field را برنامه‌ای چندمرحله‌ای برای تقویت فشار و نصب سکوها و تأسیسات کمپرسور معرفی کرده که تا سال ۲۰۳۲ ادامه خواهد داشت.
البته مقایسه ایران و قطر باید با احتیاط انجام شود؛ زیرا طراحی تأسیسات، برنامه تولید و بخش‌های مخزن در دو طرف یکسان نیستند. با این حال، یک نکته روشن است: هر دو طرف با مسئله افت فشار مواجه‌اند و قطر از سال‌ها قبل سفارش‌های میلیارددلاری تجهیزات فشارافزایی را وارد مرحله مهندسی، تأمین و ساخت کرده است.
در میدان مشترک، زمان فقط یکی از هزینه‌های اجرای پروژه نیست؛ بلکه بخشی از رقابت برای برداشت از مخزن نیز به شمار می‌رود.
بحران تازه روی ناترازی موجود
خطر افت طبیعی تولید در شرایطی مطرح می‌شود که شبکه گاز ایران از قبل نیز حاشیه اطمینان بالایی ندارد.
پارس جنوبی بیش از ۷۰ درصد گاز کشور را تأمین می‌کند و سال گذشته، پیش از آسیب‌های جنگی، رکورد برداشت آن به حدود ۷۳۰ میلیون مترمکعب در روز رسیده بود. امسال نیز آسیب به بخشی از تأسیسات فرآورش، بیش از ۲۰۰ میلیون مترمکعب از ظرفیت را در مقطعی از مدار خارج کرد و عملیات بازسازی همچنان ادامه دارد.
بنابراین، افت فشار مخزن قرار نیست در شرایطی اتفاق بیفتد که شبکه گاز با مازاد عرضه مواجه باشد. هر ۲۰ تا ۳۰ میلیون مترمکعب کاهش تولید می‌تواند مستقیماً بر سهم صنایع، نیروگاه‌ها و پتروشیمی‌ها اثر بگذارد.
این تفاوت اهمیت زیادی دارد. در شرایط مازاد گاز، افت تولید یک فاز ممکن است با افزایش برداشت از میدان دیگری جبران شود؛ اما در شرایط ناترازی، کاهش تولید به معنای عمیق‌ترشدن همان شکافی است که هر زمستان به محدودیت مصرف صنایع و افزایش استفاده از سوخت مایع در نیروگاه‌ها منجر می‌شود.
پارس جنوبی منتظر تأمین مالی نمی‌ماند
نجفی معتقد است گشایش سیاسی و کاهش تحریم‌ها می‌تواند امکان تأمین سرمایه و تجهیزات را با سرعت بیشتری فراهم کند. به گفته او، با چند میلیارد دلار سرمایه‌گذاری هدفمند و فراهم‌شدن دسترسی به پیمانکاران و تجهیزات مناسب، امکان سرعت‌بخشیدن به پروژه‌های صنعت نفت وجود دارد.
اما پروژه فشارافزایی با یک محدودیت طبیعی مواجه است؛ مخزن منتظر نتیجه مذاکرات سیاسی، تأمین مالی یا برگزاری مناقصه نمی‌ماند. فشار میدان با ادامه برداشت کاهش پیدا می‌کند؛ چه قرارداد تأمین مالی امضا شده باشد و چه نشده باشد.
از همین رو، بزرگ‌ترین خطر پروژه فشارافزایی شاید لغو آن نباشد، بلکه دیررسیدن آن باشد؛ اینکه کمپرسورها و سکوها زمانی آماده شوند که بخشی از افت تولید پیش‌تر اتفاق افتاده باشد.
قرارداد ۱۷ میلیارد دلاری سرانجام امضا شده، شورای اقتصاد نیز مجوز آن را صادر کرده و هاب نخست وارد مراحل اولیه اجرایی شده است. این اقدامات در مقایسه با وضعیت دو سال قبل، پیشرفت محسوب می‌شوند؛ اما فاصله میان «شروع پروژه» و «فشارافزایی واقعی گاز در دریا» همچنان قابل توجه است.
هشدار آرش نجفی از همین منظر اهمیت پیدا می‌کند؛ اگر کمبود سرمایه، محدودیت دسترسی به تجهیزات، طولانی‌شدن مناقصه‌ها و مشکلات اجرایی ادامه یابد، کشور هر سال فقط چند ماه از برنامه زمان‌بندی عقب نمی‌افتد، بلکه ممکن است سالانه ظرفیتی معادل یک فاز پارس جنوبی را از دست بدهد.
در میدانی که بیش از ۷۰ درصد گاز ایران از آن تأمین می‌شود، تأخیر در فشارافزایی دیگر صرفاً عقب‌ماندگی یک پروژه عمرانی نیست؛ مسئله‌ای مستقیم در ارتباط با آینده تولید گاز و امنیت انرژی کشور است./
