به گزارش ایراسین به نقل از روابط‌عمومی شرکت نفت و گاز پارس، حجم گاز غنی برداشت شده از ابتدای بهره‌برداری از میدان مشترک پارس جنوبی تا کنون با کسب رکوردی جدید در سال گذشته، به بیش از ۱.۸ تریلیون مترمکعب رسیده است، به بیان دقیق تر کل میزان تولید گاز از میدان مشترک پارس جنوبی از بدو بهره‌برداری تا پایان سال ۹۹ به رقم یک‌هزار و ۸۶۷ میلیارد مترمکعب رسیده است.

همچنین از ابتدای توسعه تا کنون ۲.۲ میلیارد بشکه میعانات گازی از این میدان مشترک برداشت شده است. ارزش محصولات پارس جنوبی با سرمایه‌گذاری نزدیک به ۸۰میلیارد دلار در این پهنه گازی، ۳۳۵ میلیارد دلار (با احتساب هر مترمکعب گاز غنی معادل ۱۸ سنت در سال ۹۶) برآورد شده است.

سهم ذخایر هیدروکربنی ایران از میدان مشترک گازی پارس جنوبی ۱۴ تریلیون مترمکعب گاز و ۱۸ میلیارد بشکه میعانات گازی در مساحتی به وسعت ۳ هزار و ۷۰۰ کیلومتر مربع تخمین زده شده است.

بررسی آمارهای مربوط به روند توسعه و افزایش تولید گاز غنی در میدان مشترک پارس جنوبی نشان می‌دهد که تا پیش از آغاز به کار دولت یازدهم و در سال ۹۲، ده فاز این میدان (فازهای ۱ تا ۱۰) با بهره‌برداری از ۱۱ سکوی گازی (SPD۱, SPD۲،SPD۳, SPD۴, SPD۵, SPD۶, SPD۷, SPD۸, SPD۹, SPD۱۰, SPD۱۱) به ظرفیت روزانه هر یک ۲۸.۲ میلیون مترمکعب در مدار تولید قرار داشتند تا در مجموع روزانه نزدیک به ۲۸۵ میلیون مترمکعب گاز از این میدان مشترک برداشت شود.

از سوی دیگر توسعه فازهای باقی‌مانده این میدان که قراردادهای آن‌ها از سال ۸۴ تا ۸۹ منعقد شده بود و با پیمانکاران داخلی به کارفرمایی شرکت نفت و گاز پارس دنبال می‌شد، با اوج‌گیری تحریم‌ها، کندی روند تأمین سرمایه مورد نیاز و افزایش ناگهانی هزینه‌های اجرا، کندی سفارش‌گذاری و خرید قطعات و تجهیزات، محدودیت‌های زیرساخت‌های اجرایی کشور، سوء‌مدیریت در تزریق مناسب منابع مالی و عدم اولویت‌بندی، تعلل برخی پیمانکاران و در نهایت برهم خوردن زمانبندی اجرای پروژه‌ها با مشکلات جدی مواجه شده بود. در آن طرف این میدان مشترک نیز، کشور قطر با پیشی گرفتن از ایران، تولید روزانه خود را به مرز ۵۷۰ میلیون مترمکعب در روز رسانده بود و در ماراتن گازی خلیج فارس با فاصله زیادی از ایران سبقت گرفته بود.

استراتژی وزارت نفت در تکمیل توسعه طرح‌های نیمه‌تمام پارس جنوبی

اهمیت برداشت از این ثروت خدادادی و سهم مشترک منابع هیدروکربونی در پهنه خلیج فارس، موجب شد تا پس از روی کار آمدن دولت یازدهم، وزارت نفت با نگاهی موشکافانه و ویژه روند تکمیل طرح‌های نیمه‌کاره میدان گازی پارس جنوبی را بازنگری کرده و علی‌رغم اینکه تحریم‌ها و محدودیت‌های منابع مالی همچنان پابرجا بود، راهبردی موثر و کارا برای این بخش برنامه‌ریزی کند، به طوری که ادامه توسعه بخش ایرانی بزرگ‌ترین میدان گازی جهان بر پایه این استدلال استوار شد که با اولویت‌گذاری و متمرکز کردن امکانات و ظرفیت‌های محدود موجود، فازهایی که علاوه بر نزدیکی به مرز قطر، از پیشرفت‌های فیزیکی بالاتری برخوردار بودند، در اولویت توسعه قرار گیرند، بدین‌ترتیب در اولویت نخست، تکمیل فازهای ۱۲ و ۱۵ و ۱۶ و در ادامه تکمیل فازهای ۱۷ و ۱۸، ۱۹ و ۲۰ و ۲۱ در دستور کار شرکت نفت و گاز پارس قرار گرفت.

بر پایه این سیاستگذاری و در نخستین اقدام، فاز ۱۲ پارس جنوبی که قرارداد توسعه آن در مردادماه سال ۸۴ به امضا رسیده بود در اولویت تکمیل قرار گرفت و با ثبت ۱۵۰ میلیون نفر ساعت کارکرد در اسفند ۹۳ به بهره‌برداری رسید. ارزش محصولات تولیدی این فاز سالانه ۴.۵ میلیارد دلار برآورد شده است. یک سال پس از این تاریخ و در بهمن‌ماه ۹۴، فازهای ۱۵ و ۱۶ که توسعه آنها از آذر ۸۵ آغاز شده بود با ثبت ۱۲۰ میلیون نفرساعت کارکرد به بهره‌برداری رسمی رسید. ارزش محصولات این فاز سالانه ۳.۵ میلیارد دلار است که برمبنای هر مترمکعب گاز غنی ۱۸ سنت در سال ۹۶ محاسبه شده است.

همچنین پایتخت انرژی کشور در نخستین ماه سال ۹۶ شاهد یک رویداد مهم و فراموش‌نشدنی بود که در نتیجه بزرگترین سرمایه‌گذاری تاریخ کشور رقم خورد. در ۲۷ فروردین این سال فازهای ۱۷و ۱۸، ۱۹، ۲۰ و ۲۱ در قالب ۳ مگاپروژه گازی و با سرمایه‌گذاری ۲۰ میلیارد دلار با حضور رئیس‌جمهوری و وزیر نفت به بهره‌برداری رسمی رسید تا علاوه بر افزایش دوبرابری برداشت گاز نسبت به سال ۹۲، آرزوی دیرینه ایران مبنی بر دستیابی به ظرفیت برابر برداشت از میدان مشترک پارس‌جنوبی در مقابل کشور همسایه محقق شده و در نمودار رقابت با قطر به جایگاهی برابر بعد از ۱۲ سال دست پیدا کند.

از این نقطه به بعد، هدفگذاری شرکت نفت و گاز پارس به عنوان شرکت توسعه‌دهنده فازهای گازی پارس جنوبی، بر پیشی‌گرفتن از رقیب قطری معطوف شد. در ادامه این مسیر پرفراز و نشیب، تکمیل توسعه طرح‌های باقیمانده در اولویت بعدی قرار گرفت و با وجود همه مشکلات ناشی از فشارهای مضاعف تحریم، کمبود درآمدهای نفتی و محدودیت‌های بین‌المللی، دو طرح توسعه فازهای ۱۳ و ۲۲، ۲۳ و ۲۴ پارس جنوبی در اسفندماه سال ۹۷ به بهره‌برداری رسمی رسیدند.

با توجه به اهمیت برداشت سهم ایران از میادین مشترک و محدودیت منابع مالی، در فاز ۱۴ نیز تمرکز جدی بر روی تکمیل بخش فراساحل صورت پذیرفت تا با فرآورش گاز این موقعیت در ظرفیت‌های خالی پالایشگاه‌های دیگر پارس جنوبی، هدف اصلی این طرح پیش از تکمیل بخش پالایشگاهی محقق شود. بدین ترتیب با تکمیل زنجیره‌های دریایی طرح‌های توسعه‌ای این میدان مشترک، دستیابی به تولید گاز از بخش دریایی ۲۷ فاز پارس جنوبی محقق شد.

در حال حاضر فاز ۱۱ پارس جنوبی تنها طرح باقی‌مانده از بلوک ایرانی بزرگ‌ترین میدان گازی جهان است که حفاری چاه‌های آن آغاز شده و روند توسعه آن طی سال‌های آتی تکمیل می‌شود.

سبقت ایران از قطر در برداشت روزانه گاز از پارس جنوبی

با تکمیل ابرطرح‌های گازی پارس جنوبی (به جز فاز ۱۱) در فاصله سال‌های ۹۲ تا ۹۸ و با افزایش ظرفیت تولید روزانه ۴۱۸ میلیون مترمکعب گاز (۲۸ میلیون مترمکعب در سال ۹۲، ۹۵ میلیون مترمکعب در سال ۹۳، ۲۸ میلیون مترمکعب در سال ۹۴، ۸۵ میلیون مترمکعب در سال ۹۵، ۵۶ میلیون مترمکعب در سال ۹۶، ۶۱ میلیون مترمکعب در سال ۹۷ و ۶۵ میلیون مترمکعب در سال ۹۸) ایران با پشت سر گذاشتن میزان ظرفیت تولید روزانه ۷۰۰ میلیون مترمکعب گاز در نمودار رقابتی تولید گاز از قطر که سهمی دوبرابری از مالکیت بزرگ‌ترین مخزن گازی جهان نسبت به ایران دارد، پیشی گرفت.

تأسیسات احداث شده پارس جنوبی در دوره‌های مختلف

نگاهی به فعالیت‌های اجرایی و تأسیسات احداث شده در بخش‌های پالایشگاهی و فراساحلی پارس جنوبی از ابتدای توسعه تا کنون نشان می‌دهد که در فاصله سال‌های ۱۳۸۰ تا ۱۳۸۳ تعداد ۵۴ حلقه چاه در این میدان حفاری شده است، همچنین ۶ سکوی بهره‌برداری در مدار تولید قرار گرفته و ۵۲۵ کیلومتر خط لوله دریایی برای انتقال گاز غنی از دریا به پالایشگاه‌های مستقر در خشکی نصب شده است. در فاصله این سال‌ها ۱۰ ردیف پالایشگاهی نیز در سواحل استان بوشهر احداث شده است.

از سال ۱۳۸۴ تا ۱۳۹۱ نیز در مجموع عملیات اجرایی حفر ۵۴ حلقه چاه، ساخت، نصب و راه‌اندازی ۵ سکوی بهره‌برداری گاز، احداث ۵۱۵ کیلومتر خط لوله دریایی و ساخت ۱۰ ردیف پالایشگاهی دیگر به پایان رسیده است.

روند توسعه پارس جنوبی که در ۸ سال گذشته سرعت بیشتری به خود گرفت، موجب شد تا عملیات حفاری چاه‌های تولیدی، نصب و احداث سکوهای عظیم‌الجثه دریایی، اجرا و نصب خطوط لوله زیردریایی، ساخت و احداث پالایشگاه‌های عظیم گازی و تأسیسات جانبی آن به صورت گسترده‌تری اجرا شود، به طوری که در فاصله سال‌های ۱۳۹۲ تا ۱۳۹۸، ۲۲۸ حلقه چاه در موقعیت بلوک‌های در حال توسعه این میدان مشترک حفر شد. همچنین ۲۶ سکوی دریایی هر یک با وزن حدودی ۲۵۰۰ تن در آبهای نیلگون خلیج فارس نصب شده و به بهره‌برداری رسید. در بخش خطوط لوله زیردریایی نیز با اجرای ۲هزار و ۱۶۰ کیلومتر خط لوله در اعماق آبهای خلیج فارس، رکورد جدیدی در فعالیت‌های زیردریایی کشور ثبت شد.
در بخش خشکی نیز ۳۰ ردیف پالایشگاهی در مدار بهره‌برداری قرار گرفت تا زنجیره وسیعی از شبکه مصرف در کل کشور را از مصارف خانگی تا بخش‌های تجاری و صنایع نیروگاهی تحت پوشش قرار داده و تأمین کند.

برداشت تجمعی ۲۲۳ میلیارد مترمکعب گاز غنی از پارس جنوبی در سال ۹۹

بررسی روند افزایشی میزان برداشت سالانه گاز از مخزن مشترک پارس جنوبی حاکی از آن است که این میزان در سال ۸۱ و با بهره‌برداری از پالایشگاه فازهای ۲ و ۳ با ثبت ۱۲ میلیارد مترمکعب گاز آغاز شده است.

بر اساس اعلام رسمی معاونت تولید و عملیات شرکت نفت و گاز پارس، در سال ۹۲ ایران ۹۶ میلیون و ۳۷۳ هزار مترمکعب گاز غنی از این میدان برداشت کرده است. با افزایش تعداد سکوهای بهره‌برداری گازی خلیج فارس، برداشت تجمعی گاز از میدان پارس جنوبی در سال ۹۹ با کسب رکوردی تازه نسبت به سال‌های پیشین، به بیش از ۲۲۳ میلیارد مترمکعب و برداشت میعانات گازی تثبیت نشده نیز به ۱۶۴ میلیون و ۲۶۵هزار بشکه رسیده است که در مجموع ارزشی معادل ۴۰ میلیارد دلار دارد. در حال حاضر ۳۶ سکوی گازی در پهنه خلیج فارس در حال بهره‌برداری است.

علاوه بر موارد ذکر شده، سالانه ۲۴ میلیون تن محصولات جانبی از جمله هیدروکربورهای سنگین (۱۲ میلیون تن اتان، ۶ میلیون تن پروپان و ۶ میلیون تن بوتان) در پالایشگاه‌های گازی پارس جنوبی تولید می‌شود که نقش بسزایی در تکمیل زنجیره ارزش صنعت پتروشیمی ایفا می‌کند.

میدان گازی پارس جنوبی به عنوان قطب انرژی کشور، دارای منابع ارزش‌آفرین متنوعی برای اقتصاد کشور است و هم‌اکنون بزرگ‌ترین کانون توسعه صنعتی و موتور اصلی توسعه اقتصادی ایران محسوب می‌شود که علاوه بر تأمین حداکثری تقاضای گاز کشور، با ایجاد صدها هزار شغل پایدار سالانه ده‌ها میلیارد دلار درآمد عاید کشور کند.