روایت 23 سال انتظار برای توسعه مرزی ترین فاز گاز پارس جنوبی

فاز 11 پارس جنوبی، مرزی‌ترین بخش بزرگ‌ترین میدان گازی جهان، پس از 23 سال تأخیر و خروج پی‌درپی شرکت‌های خارجی، سرانجام با تکیه بر توان داخلی به تولید رسید.

به گزارش خبرنگار مهر، سال‌های پایانی دهه 40 شمسی برای صنعت نفت ایران، دوره‌ای آمیخته از توسعه، بلندپروازی و تحولات راهبردی بود. آغاز صادرات نفت به اتحاد جماهیر شوروی، احداث پالایشگاه بیدبلند و بهره‌برداری از میدان نفتی کوپال، تنها بخشی از رویدادهایی بود که نشان می‌داد ایران در حال تثبیت موقعیت خود به‌عنوان یکی از بازیگران مهم انرژی در منطقه است. اما در میان تمام این تحولات، کشف میدانی عظیم در آب‌های مشترک ایران و قطر، رویدادی بود که نه‌تنها صنعت نفت ایران، بلکه بازار جهانی گاز را تحت تأثیر قرار داد.

در بهار سال 1350، میدان نفتی - گازی مشترکی در آب‌های خلیج فارس شناسایی شد که مساحت آن امروز حدود 9700 کیلومتر مربع برآورد می‌شود. از این میزان، 6000 کیلومتر مربع در آب‌های سرزمینی قطر و 3700 کیلومتر مربع در آب‌های سرزمینی ایران قرار دارد. این میدان در ایران «پارس جنوبی» و در قطر «گنبد شمالی» نام گرفت؛ میدانی که بعدها به بزرگ‌ترین منبع گازی شناخته‌شده جهان تبدیل شد.

برآوردها نشان می‌دهد حجم ذخایر درجای گاز طبیعی این میدان حدود 51 تریلیون مترمکعب و ذخایر قابل برداشت آن نزدیک به 36 تریلیون مترمکعب است؛ رقمی معادل حدود 8 درصد کل ذخایر گاز جهان. برای ایران، پارس جنوبی اهمیتی فراتر از یک میدان گازی دارد؛ به‌طوری که بخش ایرانی این میدان نزدیک به نیمی از کل ذخایر گاز کشور را در خود جای داده و ستون اصلی تأمین گاز، خوراک پتروشیمی‌ها و تولید برق محسوب می‌شود.

با این حال، مسیر توسعه این میدان به‌ویژه در بخش‌های مرزی، مسیری هموار و بدون وقفه نبود.

18 سال فاصله تا برداشت و آغاز رقابت نابرابر

اگرچه میدان پارس جنوبی در سال 1350 کشف شد، اما بهره‌برداری از آن به‌ویژه در بخش ایرانی، با تأخیر قابل‌توجهی همراه بود. قطر در سال 1368 بهره‌برداری از این میدان مشترک را آغاز کرد، در حالی که ایران به‌دلیل وقوع جنگ تحمیلی، محدودیت‌های شدید مالی و پیچیدگی فنی پروژه، عملاً امکان ورود جدی به توسعه این میدان را نداشت.

پس از پایان جنگ و در سال‌های ابتدایی دهه 70 شمسی نیز شرایط اقتصادی کشور، اجازه سرمایه‌گذاری سنگین و سریع در چنین پروژه عظیمی را نمی‌داد. این وضعیت باعث شد فاصله‌ای 18 ساله میان زمان کشف میدان و آغاز برداشت قطر از آن شکل بگیرد؛ فاصله‌ای که بعدها به یکی از محورهای اصلی نگرانی درباره برداشت نامتوازن از میادین مشترک تبدیل شد.

در نهایت، با تشکیل شرکت نفت و گاز پارس در سال 1377 به‌عنوان یکی از شرکت‌های زیرمجموعه شرکت ملی نفت ایران، روند توسعه میدان پارس جنوبی شکل منسجم‌تری به خود گرفت. این میدان به 28 فاز استاندارد تقسیم شد که هر فاز توان تولید روزانه حدود یک میلیارد فوت مکعب گاز غنی و 40 هزار بشکه میعانات گازی را داشت. قرارداد فازهای 1 تا 5 تا سال 1379 منعقد شد و نخستین گاز تولیدی ایران از این میدان در شهریور 1381 به ساحل رسید.

اما در میان همه فازهای پارس جنوبی، فاز 11 جایگاهی متفاوت داشت؛ فازی که به‌دلیل قرار گرفتن در نقطه صفر مرزی ایران و قطر، از نظر فنی، سیاسی و اقتصادی حساس‌ترین بخش میدان محسوب می‌شد.

فاز 11؛ از توتال تا چین، زنجیره‌ای از خروج‌ها

فاز 11 پارس جنوبی با ظرفیت تولید روزانه 56 میلیون مترمکعب گاز، معادل دو فاز استاندارد، در مرزی‌ترین نقطه میدان جانمایی شد. فعالیت‌های اولیه برای توسعه این فاز از سال 1379 آغاز شد و در همان سال، شرکت ملی نفت ایران و توتال فرانسه تفاهم‌نامه‌ای برای توسعه بخش بالادستی این فاز و همچنین احداث یک کارخانه تولید ال‌ان‌جی با ظرفیت حدود 10 میلیون تن امضا کردند.

مدتی بعد، شرکت پتروناس مالزی نیز به این پروژه پیوست و کنسرسیومی سه‌جانبه با سهم 50 درصدی شرکت ملی نفت ایران، 40 درصدی توتال و 10 درصدی پتروناس شکل گرفت. مطالعات فنی و مهندسی پروژه آغاز شد و تا سال‌ها ادامه یافت، اما زمانی که در سال 1385 نوبت به ارائه پیشنهادهای فنی و مالی رسید، اختلافات جدی بروز کرد.

افزایش قیمت جهانی فولاد، بالا رفتن هزینه‌های اجرای پروژه و در نهایت ارائه پیشنهاد مالی حدود 10 میلیارد دلاری از سوی توتال، با مخالفت شرکت ملی نفت ایران مواجه شد. در نهایت، توتال در سال 1387 با آنچه «توجیه اقتصادی» عنوان می‌کرد، از پروژه کنار کشید و عملاً فاز 11 را در وضعیت بلاتکلیف رها کرد.

در سال 1388، شرکت ملی نفت چین (CNPC) با ارائه پیشنهاد مالی 4 میلیارد دلاری وارد پروژه شد و قراردادی با شرکت ملی نفت ایران امضا کرد. طبق این قرارداد، CNPC موظف بود ظرف 52 ماه فاز 11 را به تولید برساند، اما این شرکت نیز پس از گذشت زمان قابل‌توجهی، بدون پیشرفت مؤثر، از ادامه کار انصراف داد.

هرچند درباره نقش تحریم‌های بین‌المللی در این خروج‌ها نمی‌توان با قطعیت اظهارنظر کرد، اما تردیدی نیست که فضای تحریمی و ریسک‌های سیاسی، در تصمیم شرکت‌های خارجی بی‌تأثیر نبوده است.

بازگشت دوباره توتال و پایان یک همکاری پرحاشیه

پس از ناکامی قراردادهای پیشین، در سال 1395 بار دیگر توتال با پیشنهادی جدید برای توسعه فاز 11 وارد میدان شد. این بار قرارداد در قالب الگوی جدید قراردادهای نفتی ایران (IPC) و به ارزش 4.8 میلیارد دلار در تیرماه 1396 امضا شد. در این کنسرسیوم، توتال با سهم 50.1 درصد، CNPC با 30 درصد و پتروپارس با 19.9 درصد حضور داشتند.

اما این همکاری نیز دیری نپایید. در مردادماه 1397 و پس از بازگشت تحریم‌های آمریکا، توتال اعلام کرد که به‌دلیل ناتوانی در دریافت معافیت از تحریم‌ها، از پروژه خارج می‌شود. مسئولیت توسعه فاز 11 به CNPC واگذار شد، اما طرف چینی نیز در مهرماه 1398 پروژه را ترک کرد.

در این مقطع، پس از نزدیک به دو دهه فراز و فرود، فاز 11 به‌طور کامل به شرکت ایرانی پتروپارس واگذار شد؛ تصمیمی که آغاز فصل تازه‌ای در توسعه این فاز مرزی بود.

توسعه داخلی، انتقال سکو و آغاز تولید

از سال 1398، توسعه فاز 11 با رویکرد اتکا به توان داخلی و بدون انتظار برای حضور شرکت‌های خارجی دنبال شد. مسئولیت طراحی، تأمین کالا، ساخت و بهره‌برداری 20 ساله این فاز به پتروپارس واگذار شد. فاز 11 شامل دو موقعیت 11a و 11b است که حفاری در موقعیت 11b از سال 1399 آغاز شد.

در مردادماه 1402، با تکمیل چهار حلقه چاه، موقعیت 11b وارد مدار تولید شد و نخستین گاز فاز 11 در شهریور همان سال به شبکه سراسری تزریق شد. انتقال موفق سکوی فاز 12 به موقعیت این فاز مرزی، یکی از اقدامات کلیدی در تسریع بهره‌برداری بود؛ اقدامی که به‌عنوان یکی از نمونه‌های شاخص مهندسی و مدیریت پروژه در شرایط تحریم مطرح شد.

در گام نخست، تولید روزانه 15 میلیون مترمکعب گاز محقق شد؛ ظرفیتی که در زمستان سال گذشته نقش مهمی در کاهش ناترازی گاز کشور ایفا کرد.

چشم‌انداز تولید و اثرات اقتصادی فاز 11

بر اساس اعلام مسئولان پروژه، از مرداد 1402 تا شهریور 1403، پنج حلقه چاه جدید حفاری و وارد مدار بهره‌برداری شد. تولید تجمعی فاز 11 که در پایان مرداد 1403 حدود 137 میلیارد فوت مکعب بود، اکنون با ورود نهمین حلقه چاه به 377 میلیارد فوت مکعب، معادل حدود 10.7 میلیارد مترمکعب رسیده است.

در موقعیت 11b، سه حلقه چاه دیگر نیز در برنامه حفاری قرار دارد که تکمیل آن‌ها تا سال 1405 پرونده توسعه این موقعیت را خواهد بست. در موقعیت 11a نیز یک جکت چهارپایه ساخته شده و عملیات حفاری پیش‌بینی می‌شود از زمستان پیش‌رو آغاز شود. در این موقعیت، حفاری 15 حلقه چاه تعریف شده و با تکمیل شش حلقه نخست و نصب سکو، بهره‌برداری از پاییز 1406 آغاز خواهد شد.

در صورت بهره‌برداری کامل، فاز 11 روزانه 56 میلیون مترمکعب گاز و 80 هزار بشکه میعانات گازی به ظرفیت تولید کشور می‌افزاید؛ ظرفیتی که برآورد می‌شود سالانه حدود 5 میلیارد دلار درآمد ایجاد کرده و تولید ناخالص داخلی کشور را نزدیک به یک درصد افزایش دهد.

فاز 11 پارس جنوبی، امروز بیش از آنکه یک پروژه صرفاً فنی باشد، به نمادی از مسیر پرهزینه، پرچالش و در عین حال تعیین‌کننده صنعت نفت ایران در مواجهه با تحریم، وابستگی و توسعه میادین مشترک تبدیل شده است.