بررسی تاثیر گسترش منابع گازی نامتعارف بر تولید گاز طبیعی ایران: رویکرد پویاییشناسی سیستم

این شركت با الحاق چهار ناحیه نفتی لب سفید، قلعه نار، هفتگل و نفت سفید، در حال حاضر دارای9 واحد بهره¬برداری، 4 ایستگاه تقویت و تزریق گاز است. نفت کوره یکی از سوختهای محبوب دنیا شناخته شده است و در شرایط کنونی نیز ایران این فرآورده نفتی را به کشورهای دیگر صادر میکند.

یکی از مراحل مهم الگوسازی پویاییشناسی سیستم، تعیین اعتبار الگو است. تولید گاز از منابع نامتعارف آن به یکی از موضوعات مهم در عرصه امنیت انرژی جهان در سالهای اخیر تبدیل شده است. ، 2012) ممنوع شدن عملیات حفاری در کشورهای اروپایی نظیر آلمان، جمهوری چک و هلند میتواند تأییدی تجربی بر چالشهای توسعه و گسترش منابع گازی غیرمتعارف قلمداد شود.

عملیات میادین فعال درحال توسعه دریایی درسال 1395 تحت مسئولیت دو شركتبهشرح زیر هستند: شركت نفت و گاز پارس: مسئولیت توسعه كلیه فازهای میدان گازی پارس جنوبی و توسعه میدان گازی پارس شمالی را در آب های خلیجفارس با این شرکت می باشد. در چرخه اکتشاف و تولید گازهای متعارف (نمودار (3))، ذخایر اکتشافی پس از عملیات اکتشاف و حفاری بر اساس نرخ اکتشاف به ذخایر توسعه نیافته تبدیل میشوند.

بر این اساس، فرض شده است که نرخ اکتشاف با افزایشی 75 درصدی از حدود 7/1 درصد به 7/2 درصد در سال افزایش یابد. در خصوص نرخ تولید گاز در کشور نیز میتوان افزایشی را در تمامی سالها مشاهده کرد. باشگاه خبرنگاران: شرکت نفت خزر خبری تحت عنوان عدم اجازه روسیه به ایران برای برداشت از منابع گازی خزر را تکذیب کرد و توضیحاتی در این خصوص داد.

بر اساس گزارش اویل پرایس، سعودیها همچنین توسعه منابع گازی غیرمرسوم را دنبال میکنند و آرامکو اواخر سال ۲۰۲۱ با اعلام آغاز توسعه میدان گازی غیرمرسوم جفوره، قرارداد مهندسی، تامین و ساخت به ارزش ۱۰ میلیارد دلار را اعطا کرد.

میدان پارس جنوبی از بزرگترین میدانهای گازی مستقل دنیا است كه ذخیره گاز آن 14 تریلیون مترمکعب گاز به همراه 18 میلیارد بشكه میعانات گازی است كه حدود 7/5 درصد، از كل گاز دنیا و نزدیك به نیمی از ذخایر گاز كشور را شامل میشود و مساحت آن 9700 كیلومتر مربع است. • شركتبهرهبرداری نفت و گاز آغاجاری در گستره 25 هزار كیلومتر مربع و پراكندگی در نقاط كوهستانی استانهای خوزستان، كهگیلویه و بویر احمد و سواحل استان بوشهر،حوضه سرپرستی تولید نفت خام از میدانهای نفتی آغاجاری، پازنان-1، كرنج، پرنج، رگسفید-1، رامشیر و پارسی و مارون (برخی چاهها) را به عهده دارد.

با این وجود، این مسأله در خصوص گازهای نامتعارف که چاههای آن دارای ضریب بازیافت بسیار پایینی هستند، کاملاً مصداق دارد که در الگوسازی این نوع گازها این مورد بهتر است لحاظ شود. در حوزه اقتصاد انرژی و به ویژه در زمینه مسائل صنعت گاز و نفت، مطالعات متعددی وجود دارد. شرکت نفت خزر نیز در همین راستا یادآور می شود روابط نفتی ایران و روسیه در طول سالیان گذشته، همواره روابطی مطلوب و براساس منافع دو طرف بوده و بدیهی است ایران همواره در حوزه خزر، با قدرت و بر اساس منافع ملی به نحوی عمل میکند که ضمن حفظ استقلال و عزت کشورمان، روند فعالیتهای اکتشافی و توسعهای صنعت نفت بر اساس برنامههای از پیش تعیینشده و سیاستهای کلان شرکت ملی نفت ایران ادامه یابد.

بر اساس برنامه واردات و صادرات شرکت ملی نفت ونزوئلا که به دست رویترز رسیده است، نفتکش بسیار غول پیکر با پرچ ایران به نام «اِستِلا» تحت مالکیت شرکت ملی نفتکش ایران در روز جمعه وارد آبهای ونزوئلا شده است. بهبودهای فناوری به معنی هزینه پایینتر اکتشاف و تولید است که در درازمدت باعث پایین نگه داشتن الگوی پویای قیمتی میشود. فرض شده است که کشش قیمتی تقاضای گاز در جهان از سال 1385 (2006) تا 1390 (2011) با جهشی از 2/0 به 4/0 افزایش یابد و پس از آن دوباره به مقدار 2/0 بازگردد.

این کارشناس انرژی میگوید: مازوت سوختی است که به دلیل آلایندگی استقبال چندانی از آن نمیشود، برخی از نیروگاههای کشور که به شهرها نزدیک نیست میتوانند این سوخت را جایگزین گاز طبیعی کنند اما نیروگاههایی که به شهرها نزدیک است باید راهکار دیگری برای تأمین انرژی خود در فصل سرما در نظر بگیرند. در میدان نوروز نیز نفت تولیدی از طریق خط لوله 22 اینچ به میدان سروش منتقل و پس از فرآورش نهایی، به پایانه صادراتی و شناور سورنا(F.S.U) منتقل، ذخیره و صادر میگردید، اما از سال1394 این شناور پس از فعالیت 14 ساله، جای خود را به پایانه شناور خلیجفارس داد.

بدینترتیب بنادر عسلویه و تنبک در 270 و 220 كیلومتری جنوب شرقی بوشهر بهعنوان منطقه ساحلی برای ایجاد تأسیسات خشكی و توسعه این میدان انتخاب شدهاند. این شرکت از شمال به رامین (مسجد سلیمان)،از شمال شرقی به نفت سفید،از شمال غربی به شوش، از جنوب به آبادان و خرمشهر، از جنوب شرقی به شادگان، از جنوب غربی به سوسنگرد و از شرق به شرکت بهرهبرداری نفت و گاز مارون محصور گردیده است.

در این مطالعه برای بررسی دقیقتر اعتبار الگوی طراحی شده، بازه زمانی 11 ساله شامل دوره 91-1380 در نظر گرفته شده است.

در الگوی پایه، فرض شده است که میزان تولید گازهای نامتعارف در تمامی سالهای مورد بررسی حدود 168 میلیارد مترمکعب است.

این موضوع باعث خواهد شد تا عمر ذخایر گازی کشور در این سال که در الگوی پایه حدود 30 سال برآورد شده است به کمتر از 15 سال کاهش یابد. نمودار (17)، روند تغییرات منابع گازی مؤثر در آینده را نشان میدهد که از حدود 50 هزار میلیارد متر مکعب در سال 1380 به کمتر از 25 هزار متر مکعب در سال 1414 خواهد رسید. شبیهسازی نتایج پیشنوشتههای ترکیبی در نمودار (26) نشان داده شده است.

در این قسمت الگوی نهایی طراحی شده در نرمافزار ونسیم حل و نتایج شبیهسازی شده برای متغیرهای مختلف استخراج شده است. همچنین پویاییهای متغیرهای اصلی، یعنی اکتشاف، تولید و مصرف به شرایط اولیه تقاضا حساس است. این مساله تا کنون تحتتاثیر اختلافات اخیر بین پنج کشور کرانهای که نفت، گاز و سایر حقوق را در آن به اشتراک میگذارند، یعنی روسیه، ایران، قزاقستان، ترکمنستان و آذربایجان قرار نگرفته است.

در ایران تنها مطالعاتی که صنعت گاز کشور را با رویکرد پویاییشناسی سیستم ارزیابی و تحلیل کرده، مطالعه کیانی و پورفخرایی (2010) و صمدی و عیدیزاده (1392) است. صمدی و عیدیزاده (1392) در مطالعهای با عنوان «طراحی یک مدل دینامیک برای تدوین سیاستهای صنعت گاز ایران تا افق چشمانداز 1404» با استفاده از رهیافت پویاییشناسی سیستم به بررسی وضعیت صنعت گاز ایران و امکان دستیابی به اهداف سند چشمانداز 1404 پرداختهاند.