استفاده از گازهای همراه- محدویت ها و راهکاری قابل بررسی

1- محدودیت ناشی از ظرفیت گاز

همانگونه که در پست قبلی اشاره شد، ظرفیت گازهای همراه موجود یکی از پارامترهای کلیدی تصمیم گیری در خصوص روش مناسب بازیابی گاز می باشد. در عمده موارد معرفی شده شرکت ملی نفت جهت بهره برداری، ظرفیت گاز همراه در حدی است که احداث واحدهای فرآورش،NGL، تولید و تزریق برق به شبکه و احداث واحدهای تبدیلی توجیه اقتصادی ندارد. در این شرایط به استفاده محلی از انرژی گازها و یا احداث واحهای کوچک GTL (محدویت دسترسی به سازندگان تجاری با توجه به تحریم ها )، تزریق گاز به شبکه در صورت وجود زیر ساختهای مورد نیاز و تزریق گاز به چاه محدود می شویم. 

یکی از راهکارهای عملیاتی جمع آوری گازهای چندین میدان و انجام فرایندهای تکمیلی در یک مجموعه واحد است که نظیر آن قبلاً توسط شرکت مناطق نفتخیز جنوب انجام شده است. اتخاذ تصمیم در خصوص اجرای این طرح منوط به انجام مذاکرات در سطح ملی و انجام مطالعات فنی-اقتصادی دقیق می باشد. 

2- محدودیت های تکنولوژیکی

علاوه بر ظرفیت، مساله دسترسی به دانش فنی خصوصاٌ در واحدهای فرآورش ( نمونه های مشابه در کشور وجود دارد)، لیسانس واحدهای تبدیلی، تجهیزات تولید برق و ... نیز می تواند با توجه به شرایط فعلی 

3- مشکلات ناشی از شفاف نبودن قوانین حمایتی و بازدارنده 

بررسی تجربیات موفق کشورهای دیگر نشان می دهد یکی از مهم ترین عوامل محرک اجرای پروژه های بازیابی گاز فلر، سیاستهای تشویقی و همچنین جرایم تعیین شده از طرف دولتها بوده است که متاسفانه در کشور ما به درستی اجرا نشده است. به عنوان مثال قیمت گازهای همراه مورد مزایده همچنان مورد انتقاد پیمانکاران بوده است. بر اساس شیوه نامه داد و ستد شرکت ملی نفت با خریداران گاز همراه - ابلاغ شده در سال 96- قیمت گاز بین نیم تا دو سنت دلار می باشد. قیمت گاز و تسهیلاتی و امکاناتی که شرکتهای وابسته به وزارت نفت به خریداران گاز ارایه می دهند از جمله ارایه سرویس ها جانبی، می تواند گام موثری در تشویق گروههای سرمایه گذاری خصوصی باشد. 

هر یک از عناوین ارایه شده در بخش بازیابی گاز فلر، می تواند سرفصل یک مطالعه تکمیلی باشد که خارج از بستر این وبلاگ قابل ارایه است. 

بسیار خرسندیم ازاینکه در آینده پذیرای نظرات و پیشنهادات و همچنین سوالات تکمیلی مخاطبین از طریق مسیرهای تماس مشخص شده خواهیم بود

نگاه اجمالی به پروژه های بازیابی گازهای همراه

وضعیت موجود

سابقه جمع آوری گازهای همراه و جداسازی NGL در ایران از 50 سال پیش وجود دارد. واحدهای NGL100/200/300 در سال 1348 با خوراک گازهای همراه آغاجری احداث شده اند. پس از آن و در طی این 50 سال، تعداد واحدها به 15 افزایش یافته که قابلیت فرآوری روزانه 190 میلیون متر مکعب ( نزدیک به ظرفیت 4 فاز استاندارد پارس جنوبی) را دارا می باشند. بخش قابل توجهی از خوراک این واحدهای از گازهای همراه تامین می گردد. 

چندین واحد NGL نیز با مشارکت هلدینگ های بزرگ پتروشیمی از جمله خلیج فارس و با مشارکت خود واحدهای پتروشیمی از جمله پتروشیمی امیر کبیر، بندر امام، دهلران و مسجد سلیمان در حال اجرا می باشد. کمبود خوراک واحدهای اولفین از طریق اتان و LPG قابل تولید در این واحدها، مهم ترین انگیزه شرکتهای سرمایه گذار می باشد. علاوه بر خوراک پتروشیمی گاز سبک خروجی از این واحدها قبل استفاده در موارد ذیل می باشد. شایان توجه است در همه موارد ذیل، فرآورش و تصفیه گاز همراه لازم نبوده و یا نیازمند سرمایه گذاری در حد و اندازه یک واحد NGL نمی باشد.

گازهای همراه ( گاز عاری از NGLs- در مواردی بدون جداسازی NGL) را می توان به 4 شکل مورد استفاده قرارداد:

1- تزریق به شبکه انتقال و توزیع گاز در کشور که در کشور انجام شده است. 

2-تزریق به چاههای نفت و گاز جهت بهبود برداشت و یا تثبیت شرایط مخزن که این مورد نیز در میادین کشور از جمله مارون، گچساران،کارون و ... در حال انجام است. 

3- تولید برق از گاز (Gas to Wire) 

از گاز فلر می توان به عنوان سوخت در موتورهای گاز سوز، توربین و میکروتوربین ها استفاده کرد که در این خصوص تجربه داخلی وجود ندارد ولیکن این تجربه در کشورهای تولید کننده نفت از جمله نیجریه با حمایت نهادهای بین المللی از جمله بانک جهانی انجام شده است. به طور کلی در تبدیل انرژی موجود در گازهای همراه توجه به این موارد ضروری است.

الف- میزان و مدت زمان دسترسی به گاز همراه: حجم گاز موجود یکی از مهم ترین پارامترهای انتخاب روش بازیابی و استفاده از گاز است. از آنجاییکه مقدار گاز همراه در بیشتر میدان های نفتی کمتر از نیم میلیون متر مکعب می باشد تولید برق برای شبکه توجیه نداشته و انرژی تولیدی بهتر از جهت تامین برق مورد نیز میدان نفتی استفاده شود. در این خصوص یک راهکار جمع آوری گازهای چندین میدان نزدیک به هم و احداث یک نیروگاه مشترک می باشد. 

ب- کیفیت گاز: رطوبت، هیدورکربنهای مایع و ترکیبات گوگردی از جمله مهم ترین مواردی است که تعیین کننده سیستم های پیش تصفیه و یا جنس مواد توربین/موتور می باشد. به عبارت دیگر در صورتیکه مقدار این مواد بیش از محدوده مورد پذیرش سازنده سیستم تولید برق باشد، لازم است واحدهای شیرین سازی، نم زدایی و تنظیم نقطه شبنم نیز مورد نظر قرار گیرد که تاثیر قابل توجهی بر اقتصاد پروژه خواهد داشت. در غیر اینصورت از تجهیزات با مقاومت بالاتر در مقابل خوردگی و ... استفاده نمود که در تامین آنها با مشکل تامین با توجه به تحریم ها و همچنین قیمت بالا روبرو خواهیم بود.

3- تراکم گاز به شکل LNG و CNG

تراکم گاز به شکل CNG،با توجه به زیرساختهای موجود اعم از سازندگان تجهیزات و همچنین مصرف کنندگان بالفعل، خصوصاً در ظرفیتهای در محدوده یک نیم تا یک میلیون متر مکعب گاز همراه، توجیه پذیر می باشد. استفاده از این رویکرد می تواند به عنوان یک راهکار جایگزین خط لوله جهت انتقال گازهای همراه به واحدهای فرآورش مورد توجه قرار گیرد. ( تراکم گاز در محل چاه به عنوان ایستگاه مادر CNG، انتقال با استفاده از تانکرهای حمل CNG، تزریق آن به ورودی واحد فرآورش به عنوان ایستگاه دختر)

در خصوص LNG، اخیراً واحدهای micro-LNG به عنوان یک راه حل بازیابی های فلر در محدود نیم میلیون متر مکعب در روز گاز خوراک مورد توجه قرار گرفته اند. ولیکن در خصوص واحدهای بزرگ تر لازم است خوراک تخصیص داده شده بیش از یک میلیون متر مکعب باشد. در پست های آتی واحدهای  LNG را مورد بررسی بیشتر قرار خواهیم داد. 

4- تبدیل شیمیایی گاز سبک به محصولات با ارزش تر ( متانول و اولفین های پایین دست، GTL، آمونیاک و ...)

این رویکرد نیز در خصوص عمده میدان ها با توجه به ظرفیت کم گاز توجیه اقتصادی ندارد. در ادامه مباحث ضمن در بخش واحدهای پتروشیمی بیشتر به این مورد پرداخته خواهد شد.