ظرفیت ها و آینده بازار گاز طبیعی

ظرفیت تولید گاز طبیعی
ظرفیت ها و آینده بازار گاز طبیعی و تولید تجاری گاز طبیعی در جهان از آغاز دهه ۱۹۷۰ تا کنون دارای روند صعودی بوده است. مراکز عمده تولید این حامل انرژی، امریکای شمالی، مرکزی و جنوبی، اروپا، شوروی سابق، خاورمیانه، افریقا، آسیا و اقیانوسیه هستند.
سیستم های مختلف عرضه (خطوط لوله و تانکر) با توجه به پراکندگی جغرافیایی ذخایر گاز طبیعی، این ذخایر عمدتاً درمناطقی قرار دارند که از بازارهای اصلی مصرف به دور هستند.انتقال گاز از مراکز تولید به مصرف شامل انتقال گاز در داخل کشور به صورت شبکه توزیع گاز و هم به صورت انتقال گاز با خطوط یا به طریق LNG برای صادرات به دیگر کشورها است.
در سال ۱۹۹۵ حدود ۹/۲۹۵ میلیارد مترمکعب به صورت گاز طبیعی(NG) از طریق خط لوله و ۵/۹۲ مترمکعب به صورت گاز طبیعی مایع شده (LNG) مورد تجارت قرارگرفته است.

قابلیت های گازطبیعی

تحولات ساختاری- تکنولوژیک در اقتصاد جهانی و در بخش انرژی از جمله ضرورت تنوع بخشیدن به منابع تامین انرژی، امنیت عرضه، رشد فزاینده مصرف انرژی در افق های بلند مدت و در کشورهای نوخاسته صنعتی ودرحال توسعه، نگرانی نسبت به آلودگی های محیط زیست، افزایش سریع مصارف محصولات گوناگون پتروشیمیایی و… گاز را به منزله یک منبع انرژی ونهاده صنعتی ممتاز در عرصه اقتصاد جهانی مطرح کرده است وروی این اصل ایران درآینده با ملاحظه گستردگی بازار گاز در سطح بین المللی می تواند در فرآیند باز آرایی اقتصاد ملی و بخش انرژی کشور به عرصه مبادلات جهانی گاز وارد شود.
تحقق هدف های سه گانه تامین گسترده تر گاز در مصارف انرژی داخلی، اجرای طرح های صیانتی تزریق گاز در میدان های نفتی و عهده دار شدن نقش و سهم منطقی در بازارهای صادراتی گاز مستلزم برنامه ریزی های بلندمدت و مطالعات جامع است که بتواند جهت گیری های توسعه منابع گازی و بهره برداری مؤثر از ذخایر ارزشمند گاز کشور را تبیین نماید.
پروژه مطالعات جامع گاز کشور با بهره گیری ازاطلاعات مربوط به عملکرد صنعت گاز کشور در بیست سال گذشته وبراساس طراحی وتدوین مدل های ریاضی به طرح چشم اندازی از آینده پرداخته است ودر قالب آن عرضه وتقاضای حامل های مختلف انرژی وسهم هریک از آنها دربخش های مختلف خانگی- تجاری، صنعت، کشاورزی وحمل ونقل در افق بیست سال آینده ارائه شده است.
توسعه منابع گازی کشور و تبدیل ذخایر گازی به منابع قابل بهره برداری و دردسترس با کمیات پیش بینی شده مستلزم سرمایه گذاری عظیم در این بخش وتحول بنیادی تکنولوژیک آن است و ازهمین روی گسترش و تعمیق همکاری های بین المللی منطقه ای از جمله شرایط اساسی توفیق در اجرای برنامه های طراحی شده و دگرگونی در مبانی فنی تولید و جلب سرمایه در بخش انرژی به طور عام وبخش گاز به طور خاص است. چنین فرآیندی ناگزیر مستلزم بازآرایی صنعت نفت وگاز کشور وانطباق آن با شرایط جدید فنی، اقتصادی وتجاری در سطح بین المللی است.
مصرف سرانه گاز طبیعی در دو دهه گذشته با نوساناتی توأم بوده است و در دوقطب بزرگ مصرفی جهان یعنی آمریکای شمالی وشوری سابق در جهت عکس یکدیگر حرکت کرده است. مصرف سرانه آمریکای شمالی در دهه های ۷۰ و۸۰ با کاهش توأم بود. درصورتی که مصرف شوری سابق افزایش داشته است. این روند با فروپاشی اتحاد شوروی معکوس شده است. دراین دو دهه مصرف سرانه جهانی از رشد پیوسته ای برخوردار بود ودرسال ۱۹۹۰ به حدود ۳۰/۰ تن معادل نفت بالغ گردید وبعد ازآن با یک روند کاهش(محدود)روبه رو شد.

پراکندگی و عمر ذخایر گاز طبیعی
حجم ذخایر تثبیت شده گاز طبیعی درجهان در سه دهه اخیر تقریباً ۳ برابرشده است و بررسی عمر ذخایر جهانی گاز دراین دوره حاکی از افزایش عمر این ذخایر است. پراکندگی جغرافیایی ذخایر عبارتند از: شوروی سابق با میزان ذخایر تثبیت شده ۵۶ تریلیون مترمکعب با حدود ۴۰ درصد میزان ذخایر جهان، خاورمیانه با میزان ذخیره ای ۲/۴۵ تریلیون متر مکعب با حدود ۴/۳۲ درصد حجمی گاز جهان، خاورمیانه با میزان ذخیره ای ۲/۴۵ تریلیون مترمکعب با حدود۴/۳۲ درصد حجمی گاز جهان، آسیا و اقیانوسیه، با حجم ذخایر ۵/۹ تریلیون مترمکعب با حدود۷/۶ درصد میزان جهانی گاز، قاره آفریقا با ۴/۹ تریلیون مترمکعب با حدود ۷/۶ درصد حجم جهانی ذخایر گاز الجزایر، هند ونروژ سایر میدان های عظیم را دراختیار دارند.

پتانسیل تولید و عرضه گاز طبیعی
تولید و عرضه گاز طبیعی در دهه گذشته در مقایسه با سایر حامل های انرژی مخصوصاً درمناطق خاورمیانه آفریقا، آمریکای مرکزی از ا فزایش قابل توجه ای برخوردار بوده است، به طور کلی میزان تولید این نواحی در این دوره حدود ۱۰۰ درصد رشد داشته لکن این میزان تولید با در نظر گرفتن ذخایر عظیم گازی مناطق فوق که دارای عمر متوسط بیش از ۱۰۰(صد) سال هستند هنوز بسیار ناچیز بوده که نشان دهنده توان بالقوه ای است که در صورت به فعل درآمدن قادر به تامین مصارف بلند مدت انرژی جهانی خواهد بود. از جمله نکات مهم در ارتباط با ذخایر گازی، تمرکز بیش از ۷۰ درصد این منابع در دومنطقه خاورمیانه وشوروی سابق(FSV) با ذخایر معادل ۱۰۰ تریلیون مترمکعب است که از دیدگاه برنامه ریزی آتی انرژی جهانی بسیار حائز اهمیت است. رشد مصرف گاز در مقایسه با سایر حامل های انرژی و همچنین تجارت جهانی آن چه به طریق خط لوله(گاز طبیعی=NG) ویا حمل با کشتی (LNG) در دهه اخیر قابل بررسی است.
رشد تقاضای گاز در کشورهای جهان که تا پایان دهه ۸۰ با نرخ فزاینده ای ادامه داشت با کاهش مصرف شوروی سابق به دلیل مسائل مرتبط با فروپاشی نظام حاکم برآن سیر نزولی پیدا کرده تاکنون نیز باشتاب کاهنده ای ادامه دارد که این روند به مرور بر طرف خواهدشد. میزان مطلق مصرف گازطبیعی در دهه گذشته همیشه صعودی بوده است. عمرذخایرگاز به میزان ۲۲ سال(۵۰ درصد) بیشتر از عمر ذخایر نفتی است؛ ازاین رو جهان جهت تامین نیازهای آتی انرژی خود بیشتر از نفت می تواند برروی گاز تکیه داشته باشد.
میزان ذخایر گاز طبیعی شوروی سابق ۴۰ درصد کل ذخایر جهان است که روسیه به تنهایی ۵/۳۴ درصد از ذخایر جهان را داراست و خاورمیانه ۴/۳۲ درصد یعنی تقریباً یک سوم ذخایر گاز جهان را دراختیار دارد که سهم ایران به تنهایی ۱۵ درصد است، دو منطقه در جهان یعنی شوروی سابق (روسیه، ترکمنستان، قزاقستان و ازبکستان) و خاورمیانه (ایران، قطر، امارات عربی متحد، عراق، کویت و عربستان) جمعاً حدود ۷۵ درصد از ذخایر را دراختیار دارند، این ارقام به تنهایی گویای اهمیت استراتژیک ایران از لحاظ منابع گازجهان است زیرا علاوه براین که ایران دومین کشور عمده جهان از لحاظ میزان ذخایر است، در عین حال بین دو قطب مهم گازی جهان قرار دارد واین مطلب بر اهمیت استراتژیک کشور می افزاید.
عمر ذخایر گاز ایران با روند تولید فعلی بیش از ۲۰۰ سال برآورد می شود که این امرمسئله صادرات گاز را مورد توجه قرار می دهد ونیز با انجام اکتشاف های جدید احتمالاً برمیزان این ذخایر ثابت شده در سال های آینده افزوده، خواهد شد. که نیاز به برنامه ریزی درازمدت دارد. ده میدان عظیم گازی جهان به ترتیب بزرگی عبارتند از: میدان گاز گنبد شمالی(پارس جنوبی)که عظیم ترین میدان گاز جهان است و روسیه پنج میدان در اختیار دارد. ایران نیز؛ در با اختیار داشتن پارس شمالی و جنوبی دو میدان عظیم جهان را داراست، قطر(مشترک با ایران).

آینده تجارت گاز مایع(L.N.G)
منطقه جنوب شرقی آسیا و یا به طور مشخص کشورهای ژاپن، کره جنوبی و تایوان در حال حاضر بزرگترین مصرف کنندگان و وارد کنندگان این محصول به شمار می روند. پیش بینی های انجام شده به منظور شناخت تقاضای آتی این محصول نشانگر رشد بالای تقاضای LNG در ۲۰ سال آینده در این ناحیه است. در یک سال گذشته فعالیت هایی که در زمینه توسعه ظرفیت های گاز مایع در جهان صورت گرفته بی سابقه بوده است. در این راستا مشخصاً از چهار پروژه نیجریه، قطر(Raslafftan) ترینیداد و عمان می توان نام برد برای اولین بار پروژه هایی با این وسعت در جهان در حال بررسی و اجرا است این پروژه ها به منظور صادرات گاز مایع به بازارهای جدیدی مانند تایلند،چین و هند برنامه ریزی شده است. در حال حاضر ناحیه آسیایی اقیانوس آرام(Asia-Pacific) با در دست داشتن بیش از ۷۵ درصد تجارت جهانی LNG مهمترین ناحیه به لحاظ بررسی آینده این محصول است. به علاوه اینکه ساحل اقیانوس اطلس نیز با پروژه های نیجریه و ترینیداد فعال خواهند شد در حال حاضر LNG تنها ۶ درصد بازار گاز اروپا و کمتر از یک درصد بازار امریکا را به خود اختصاص داده، اما اخیراً فعالیت هایی از طرف خریداران برای توسعه شبکه های تولید، فرآورش و انتقال گاز مایع در اروپای جنوبی وتا حدودی امریکا برای تأمین امنیت عرضه سوخت های خود با استفاده از گسترش ظرفیت عرضه کنندگانی مانند نیجریه، ترینیداد و نزوئلا در این ناحیه و قطر و استرالیا در ناحیه آسیایی صورت گرفته است.

ذخایر گاز طبیعی در جهان
به طور کلی ذخایر گاز نیز همچون ذخایر نفتی به سه دسته تقسیم می شوند: ذخایر ثابت شده (Proved Reserves)، ذخایر احتمالی(Probable) وذخایر ممکن (Possible). ذخایر ثابت شده آن دسته از ذخایری هستند که اکتشاف درآنها به پایان رسیده ودر حال حاضر در مرحله تولید ویا توسعه قرار دارند. ذخایر احتمالی به آن دسته اطلاق می شود که اکتشاف در آنها به پایان رسیده و به احتمال زیاد تحت شرایط فنی و اقتصادی فعلی قابلیت تولید را خواهند داشت.
ذخایر ممکن نیز ذخایری هستند که شناخت زمین شناسی برروی آنها صورت گرفته ومعمولاً در جنب ذخایر ثابت شده یا احتمالی قرار دارند وارقام ارائه شده صرفاً تخمین های کارشناسان زمین شناسی نفت وگاز است.
ذخایر گاز جهان در بیست سال گذشته از روند پایدار افزایشی برخوردار بوده است. کشف میدان های عظیم گازی مستقل در روسیه مانند اورنگری(Urengoy)، یامبرگ (Yamburg)و بواننکوسکوی(Bovanakovskoye) و همچنین میدان عظیم گازی پارس جنوبی درایران. به طور کلی ذخایر گاز جهان در پایان سال ۱۹۹۵ نسبت به سال ۱۹۷۵ به میزان ۱۲۱ درصد و نسبت به سال ۱۹۸۵، ۴۱ درصد افزایش نشان می دهد. درسال های ۱۹۹۴و ۱۹۹۵ روند اکتشاف میدان های عظیم به انتها رسید و در نتیجه ذخایر گاز جهان اندکی روبه نقصان نهاد، است. یکی دیگر از علل کاهش ذخایر، افزایش روند تولید گاز در جهان می باشد. چنانچه رشد ذخایر گاز در جهان به میزان ۳۰ درصد در ۱۰ سال آینده تصور نماییم، دراین صورت میزان ذخایر گاز جهان در حد ۱۸۰ تریلیون متر مکعب درسال ۲۰۰۵ خواهد بود که این افزایش درحقیقت ادامه روند گذشته لیکن با شتاب نسبتاً کمتری می باشد.
در مجموع، عمر ذخایر گاز جهان با نرخ تولید فعلی حدود ۶۵ سال برآورد می شود و درمقایسه با عمر ذخایر نفتی که حدود ۴۳ سال است از وضعیت مطلوب تری برخوردار است، بدین ترتیب قاره آمریکا با ۴/۸ تریلیون مترمکعب حدود ۱/۶ درصد، امریکای جنوبی و مرکزی با ذخایر ۷/۵ تریلیون مترمکعب حدود۱/۴ درصد قاره اروپا با ۵/۵ تریلیون متر مکعب ۴ درصد حجم ذخایر گاز جهانی را به خود اختصاص داده اند.

بازار بین المللی گاز طبیعی

از دهه هفتاد به تجارت گازطبیعی توجه شد و دراین دوره سی ساله، گاز طبیعی از ۶۸/۴۵ میلیارد مترمکعب در سال ۱۹۷۰ به ۲۷/۵۳۵ میلیارد مترمکعب در سال ۲۰۰۰ افزایش یافت. رشد تجارت گاز طبیعی در دهه های۸۰،۷۰ و۹۰ به ترتیب ۹/۳۰ ، ۸/۴ و۷/۶ درصد به طور متوسط در سال بوده است.

خلاصه نتایج برآورد شده تقاضای گازطبیعی برای کشورهای عضو سازمان همکاری اقتصادی و توسعه(OECD):

– تقاضای گاز طبیعی درکشورهای عضو OECD در دو دهه اخیر روند افزایشی داشته است.
– عوامل مؤثر در افزایش تقاضای گازطبیعی درکشورهای عضوOECDعبارتند از:

۱- قیمت گاز طبیعی۲- قیمت نفت خام۳- سطح درآمد۴- تقاضای سال های گذشته۵- سایر عوامل مانند ملاحظات زیست محیطی – تقاضای گاز طبیعی حساسیت کمی به سطح قیمت آن داشته است، ولی حساسیت نسبتاً زیادی نسبت به مصرف دوره های گذشته و سطح درآمد داشته است.
– مصرف گازطبیعی به تدریج جانشین مصرف نفت خام در کشورهای عضوOECD شده است.

– کشش های قیمتی، درآمدی و جانشینی در بلند مدت بیش تر از کوتاه مدت بوده اند

میزان ذخایر گاز درآمریکای شمالی آن قدر هست که تا سال ها بتوان از آن استفاده کرد. اما همه منابع این گازها دارای فشار جریان کم و تراوایی ناچیز و نامعمول هستند. در سال ۱۹۹۸ میانگین بهای گاز سرچاهی در ایالات متحده به ۹۶/۱ دلار در هر میلیون فوت مکعب (MCF) رسید، اما از آن هنگام تا کنون مدت زیادی گذشته است و دیگر کسی به گاز دو دلاری نمی اندیشد. در ۱۵ سال آینده، کمترین قیمتی که این صنعت برای مصرف پیش بینی می کند سه دلار در هر میلیون فوت مکعب است. این قیمت ممکن است به ۶ دلار نیز برسد.
در پاسخ به این پرسش که آیا صنعت گاز توان مقابله با رشد تقاضا را خواهد داشت؟ می توان گفت که تنها در سایه تلاشی پایدار و توانمند، آمریکای شمالی می تواند ذخایر گاز قابل قبولی بیابد. سناریوی بالا به هر عقل سلیمی خطور می کند. تنها هشدارهایی که باید در نظر داشته باشیم این است که قاعده بازار، بر نیاوردن انتظارهای همگانی است. آنچه پذیرفتنی به نظر می رسد، این حقیقت است که قیمت های گزاف، کاهش تقاضا را در پی خواهد داشت.

منابع معمول مانند چاه های پرگاز خاورمیانه، در این منطقه (آمریکای شمالی) کمیاب هستند. به جز نواحی قطبی، بیشتر منابع گازی این بخش از کره زمین به روش های متفاوت استخراج نیازمند است.

برخلاف مخازن نفت معمول که گاز بسیاری در آنها انباشته شده است و میزان بهره برداری از آنها بالاست، این مخازن غیرمعمول، گاز بسیار کمی تولید می کنند و شامل شن های با تراوایی کم، لایه های سنگی شکسته شده و متان موجود در بسترهای زغال سنگی هستند. ممکن است روزی به مدد فناوری هیدرات متان به آنها افزوده شود. منابع گازی غیرمعمول را که در مکانی محبوس نیستند، معمولاً به کمک آب (پمپاژ آب به درون مخزن) می توان خارج کرد. ظرفیت این منابع گاز بیش از ۳۵۰ تریلیون فوت مکعب تخمین زده می شود که حدود ۱۶۹ تریلیون فوت مکعب از آن در محدوده کوه های راکی قرار دارند و این منطقه هم اکنون هم حدود ۲۵درصد گاز تولیدی آمریکای شمالی را تامین می کند. از لحاظ زمین شناسی، امکان موفقیت استخراج از این منابع وجود دارد، اما عواملی مانند قیمت های بازار، پیشرفت های فناوری و کمک های دولتی در این میان نقش به سزایی دارند. در کانادا هنوز بهره برداری از این منابع در مراحل بسیار ابتدایی قرار دارد و ظرفیت های موجود در خاک آن کشور ۲۹۰ تا ۱۸۰۰ تریلیون فوت مکعب برآورد می شود.
از روش های نامعمول برداشت گاز، شن های گازدار به هم فشرده بیشترین ظرفیت تولید را دارند. براساس نظر اخیر موسسه فناوری گاز، شن های گازدار به هم فشرده ۶۹ درصد از کل تولید گاز از منابع نامعمول را در آمریکا تشکیل می دهند و سهمی ۱۹ درصدی از کل گاز تولیدی ایالات متحده دارند. در همین اظهارنظر تحقیقاتی، قابلیت تولید گاز از شن های گازدار به هم فشرده که توجیه اقتصادی دارند، حدود ۱۸۵ تریلیون فوت مکعب تخمین زده شده است.

• حوادث شبکه های گازرسانی
شبکه های گازرسانی به مجموعه ای از ایستگاه های تقلیل فشار شهری و شبکه گسترده ای از لوله های زیرزمینی که در سطح هر شهر گسترش یافته اند اطلاق می گردد. این شبکه ها وظیفه گازرسانی به منازل و واحدهای تجاری و صنعتی را در داخل شهرها را به عهده دارند.

هر چند فشار گاز درون این شبکه ها در مقایسه با خطوط اصلی انتقال گاز به مراتب پایین تر است و انتظار می رود لوله های مذکور و تاسیسات مربوط به آن کمترین حوداث را داشته باشند ولی به دلیل وسعت و گستردگی زیاد این شبکه ها و قرار گرفتن آن ها در زیر معابر و خیابان ها، گاهی شاهد حوادث ناشی از نشت گاز هستیم.بر اساس اطلاعات موجود بیشتر حوادث منجر به نشتی های عمده در شبکه گازرسانی در اثر حفاری سایر سازمان ها در خیابان ها و معابر اتفاق افتاده است. عدم هماهنگی سازمان هایی نظیر آب و فاضلاب، برق و مخابرات با شرکت گاز در موقع حفر کانال باعث برخورد بیل مکانیکی به لوله های گاز و بروز نشتی در آن ها بوده است.
در این جا می توان به انواع دیگری از نشتی در شبکه های گازرسانی اشاره نمود که در اثر جدایی اتصالات شیرهای پیاده رو و یا از محل سرویس های نصب شده در محل انشعابات اتفاق می افتد. نصب اتصال های مذکور به طور غیراصولی توسط پیمانکاران در زمان اجرا و یا وارد آمدن فشارهای غیرمتعارف به اتصالات شیرهای پیاده رو پس از اجرا، از عوامل مؤثر در جدا شدن قطعات این گونه اتصالات بوده و باعث بروز نشتی می شود. در این موارد چون نشتی گاز قابل تشخیص نبوده، در نتیجه به موقع برای رفع آن اقدام نمی شود و در مواردی گاز نشت یافته از راه زمین به داخل منازل مجاور راه یافته و در آن جا انفجار و آتش سوزی به همراه داشته است و در اغلب موارد نیز این گونه حوادث منجر به تلفات جانی شده است. یکی از راه های مؤثر در تشخیص نشتی شبکه های گاز رسانی، استفاده از دستگاه های نشت یاب دستی و ماشینی است که در اختیار شرکت های گازرسانی بوده و به طور دوره ای اقدام به عملیات نشت یابی می گردد.

• گازها و مواد خطرناک تاسیسات گازی
در فرآیند شیرین سازی گاز ترشی که از چاه ها به پالایشگاه ها وارد می شود یا در واحدهای جانبی مانند گوگردسازی یا در سایر تاسیسات گازی با گازهای خطرناک و مواد مختلفی سر و کار داریم. هر یک از آن ها به نوعی می تواند باعث آلودگی محیط زیست شده یا سلامتی افراد را تهدید نماید. در این بخش به طور مختصر به ویژگی های بعضی از این مواد و خطرهای ناشی از آن ها اشاره می شود.
• ئیدروژن سولفوره
گاز هیدروژن که به مقدار کم و به عنوان یک ماده سمی و ناخواسته همراه گاز ترش به پالایشگاه ها وارد می شود، طی یک عملیات خاص و با استفاده از آمین در واحدهای پالایش از گاز ترش جدا می گردد. وجود مقادیر جزیی در حد یک هزار«پی.پی.ام» از این گاز در محیط، سلامت انسان را تهدید می کند. لذا نشتی آن حتی به میزان کم از ناحیه لوله های انتقال دهنده و یا ظروف عملیاتی که بیشتر در واحدهای گوگرد سازی واقع شده می تواند خطرهایی را برای سلامتی کارکنان داشته باشد. برای رفع آثار سوء زیست محیطی گاز ئیدروژن سولفوره آن را پس از تفکیک از گاز ترش به واحدهای گوگرد سازی انتقال می دهند و در آن جا طی یک دوره انجام واکنش های شیمیایی به گوگرد تبدیل می شود.سپس گازهای باقیمانده وارد کوره ی زباله سوز شده تا در آن جا پس از اکسیده شدن به صورت گازهای کم خطر به محیط واردشود.

• ترکیبات گوگردی

یکی از عناصر اصلی این گروه، اکسیدهای گوگردی است که در پالایشگاه ها تولید شده و از مهم ترین عوامل آلوده کننده هوا است. سایر ترکیبات گوگردی شامل گاز H2S که بسیار خطرناک و کشنده است، کربونیل سولفید و کربن دی سولفید نیز در واحدهای پالایشگاهی و تاسیسات جنبی آن ایجاد می شود.

۱-اکسیدهای گوگردی:گاز سولفور دی اکسید که بیشتر در اثر سوخت های فسیلی مثل زغال سنگ مصرفی نیروگاه های حرارتی و پالایشگاه ها از راه سوختن گازهای زائد مشعل اصلی در کارخانه های تولید اسید سولفوریک و کودشیمیایی و همچنین توسط اتومبیل ها تولید می شود، یکی از آلوده کننده های عمده ی هوا است. این گاز در قسمت فوقانی دستگاه تنفسی جذب شده و باعث تورم، تحریک و ترشح مخاط می شود.
اگر غلظت گاز SO2 یک «پی.پی.ام» باشد، سبب انقباض مجرای تنفسی می شود و در افراد آسمی یا دارای تنگی نفس حتی در غلظت های ۰/۲۵-۰/۵ PPM باعث ناراحتی ریوی می گردد. در هوای مرطوب گاز SO2 به اسید سولفوریک تبدیل می شود و خطر سوزش آوری و تحریک کنندگی آن به مراتب افزایش می یابد.
این گاز برای گیاهان نیز زیان آور است و بنابراین حد مجاز آن برای گیاهان خیلی کمتر از انسان و جانواران است.
گاز SO2 در غلظت بیست «پی.پی.ام» در محیط باعث سرفه و اشک چشم می گردد و در غلظت سی «پی.پی.ام» جدای از اشک ریزی شدید چشم بوی آن بسیار ناخوشایند است. این گاز در غلظت های صد تا دویست «پی.پی.ام»در هوا سلامتی انسان را به خطر می اندازد، ولی در غلظت های شش صد تا هشت صد «پی.پی.ام» پس از چند دقیقه سبب مرگ می شود.

۲ -هیدروژن سولفوره: گازی است بسیار خطرناک با بوی تخم مرغ گندیده که همراه با گاز ترش و از راه چاه های گوگردی به پالایشگاه وارد می شود و معمولا طی عملیات شیرین سازی و تفکیک از گاز ترش به واحد گوگردسازی منتقل و در آن جا به گوگرد تبدیل می شود.
این گاز در غلظت کم باعث سردرد و تهوع و در غلظت صد و پنجاه«پی.پی.ام» موجب ورم ملتحمه و سوزش غشای بینی می شود. همچنین در غلظت دویست«پی.پی.ام» بوی آن به خوبی قابل تشخیص نیست و باعث تحریک چشم و ریه می گردد. در غلظت پانصد«پی.پی.ام» نیز چنانچه انسان برای پنج تا سی دقیقه در معرض آن قرار گیرد اسهال و التهاب به وجود می آورد و تعادل فرد را مختل می سازد. این گاز به سرعت از میان حفره های غشای ریه عبور می کند و وارد جریان خون می شود و به علت اشکالات تنفسی در غلظت هزار«پی.پی.ام» سبب بیهوشی سریع می شود و در صورتی که خیلی سریع تنفس مصنوعی داده نشود شخص می میرد.این گاز سنگین تر از هوا است و حد مجاز آن در محیط های پالایشگاهی و صنعتی ۱۰«پی.پی.ام» است. مانند گاز طبیعی قابلیت انفجار دارد ولی مرز پایین انفجار آن ۴/۳ درصد حجمی در هوا است.
• اکسیدهای کربن
۱- دی اکسیدکربن: این گاز که بیشتر در اثر احتراق سوخت های فسیلی در منازل و اتومبیل ها و سوختن گازهای زائد در مشعل پالایشگاه ها و صنایع پتروشیمی و همچنین در نیروگاه های حرارتی و سایر صنایع تولید و به جو وارد می شود،یکی از آلاینده های مؤثر در ایجاد پدیده ی گلخانه ای است؛ تجمع گاز CO2 و بعضی دیگر از گازها در بالای جو زمین یعنی لایه ی تروفسفر مانند یک مانع شیشه ای در گلخانه عمل می کند. یعنی باعث می شود پرتوهای خورشید از جو عبور کند ولی از خروج گرمای زمین به سطوح بالای جو جلوگیری شود و بنابر این گرم شدن و افزایش تدریجی دمای زمین را موجب می شود.

افرادی که در ایستگاه های «سی.جی.اس» شهرها به مقتضای شرایط کاری با این گونه مواد روبرو هستند لازم است در زمان تزریق مواد به داخل دستگاه بودار کننده از حفاظت کننده ها نظیر دستکش پلاستیکی، عینک مخصوص مواد شیمیایی و ماسک تنفسی مناسب استفاده کنند و اگر مواد بودار کننده به هر علتی با پوست و یا چشم تماس پیدا کند، باید فوری محل را با آب شستشو داده و در صورت ادامه ی سوزش و یا خارش به پزشک مراجعه کنند.

سولفور آهن:

سولفور آهن که به عنوان یک ماده آتش زا شناخته می شود بیشتر در جداره ی فلزی ظروف پالایشگاهی و خطوط انتقال گازی تشکیل می شود که در معرض دائمی گازهای H2S همراه با گاز ترش قرار دارند. به تدریج این ذرات سولفوری از دیواره ها جدا شده و در مسیر حرکت گاز در داخل فیلترها و یا بسترهای کاتالیستی رسوب گذاری می کنند.

این مواد به محض قرار گرفتن در معرض اکسیژن هوا سریع واکنش نشان داده و شروع به کندسوزی می کند. بنابراین هنگام باز کردن درب فیلترها و ظروف محتوی کاتالیست ها و یا زمان توپک رانی در ایستگاه های دریافت توپک باید تمهیدات خاص ایمنی و مراقبت های ویژه رعایت شود تا از شعله ور شدن آن ها و خطرهای ناشی از آن پیشگیری گردد.

پیش بینی میزان عرضه وانتقال گاز طبیعی تا سال۲۰۲۰
بررسی بازارگاز طبیعی جهان در یک دوره بلند مدت (تا سال ۲۰۲۰) و در قالب هفت منطقه جغرافیایی با در نظر گرفتن مشخصه های اقلیمی، اقتصادی، سیاسی و …. به تفصیل انجام گرفته است.
این بررسی در دو سنایوری بالا و پایین انجام شده است. وجه تمایز دو سناریوی مورد نظر مفروضات ملحوظ شده در رابطه با پیش بینی بهای نفت به عنوان شاخص بیان کننده قیمت انرژی در جهان است. تجربیات مربوط به نوسانات بهای نفت، بخصوص در مقاطعی از زمان که به عنوان نقاط عطف در جهان شناخته شده است(شوکهای نفتی)نشان دهنده این واقعیت است که تغییر در بهای نفت بر متغییرهایی مانند رشد اقتصادی، الگو و رشد مصرف انرژی، ساختار صنعت، چگونگی به کارگیری تسهیلات وتجهیزات مصرف کننده انرژی با کارایی بالاتر، نرخ صرفه جویی در انرژی و …. تأثیر مستقیم و قابل توجهی داشته است، لذا باعنایت به چنین تجربیاتی، سناریوی مورد بررسی با در نظر گرفتن کلیه اثرات نامبرده در ساختار صنعت گاز در منطقه و در نتیجه جهان به بررسی پتانسیل عرضه گاز طبیعی می پردازد.
در سناریوی پایین پیش بینی پتانسیل عرضه، بهای نفت خام براساس قیمت های ثابت سال ۱۹۹۲ معادل ۲۵-۱۵ دلار به ازای هر بشکه در سال ۲۰۰۰ و ۳۳-۲۳ دلار/ بشکه در سال ۲۰۲۰ در نظر گرفته شده است. بهای نفت در سناریوی بالا نیز به ترتیب ۳۰-۲۰ دلار/بشکه در سال۲۰۰۰ و ۵۰-۴۰ دلار/ بشکه در سال۲۰۲۰ مورد نظر خواهد بود.

متغیرهای تأثیر گذارنده برپتانسیل عرضه گاز طبیعی در جهان را به طور کلی می توان به دو دسته تقسیم کرد: یک دسته متغیرهایی که به طور عام در کلیه مناطق دارای اثر مشابهی به عرضه خواهند بود(مانند چگونگی رشد اقتصادی و …) دسته دیگر متغیرهایی هستند که تنها به لحاظ خاص اقلیمی، سیاسی و اقتصادی و … در هر منطقه به عرضه آن منطقه خاص تأثیر خواهند گذارد و وجود چنین متغیرهایی اگرچه جهت بهبود عرضه در آن مناطق خاص ضرورت خواهد داشت، لیکن برای سایر مناطق به عنوان یک شرط لازم(در مقطع مورد بررسی) مطرح نخواهند بود(مانند قوانین محدود کننده محیطی، بهبود تکنولوژی حفاری واکتشاف و تولید منابع گاز و …) در این بررسی چگونگی تأثیر متغیرهای مؤثر برعرضه گاز طبیعی در مناطق مختلف با توجه به شرایط خاص هر منطقه به تفکیک مورد توجه و تجزیه و تحلیل قرار گرفته است. مهمترین متغیرهای مورد نظر در این بررسی به شرح زیر است:

– شرایط آب و هوایی هر منطقه؛
– سیاست های حال و آینده انرژی هر منطقه در رابطه با چگونگی الگوی مصرف انرژی در دوره های مختلف ونیز سیاست جایگزینی انواع انرژیها به خصوص در بخش گاز طبیعی؛
– سیاست های صرفه جویی در مصرف انرژی (به خصوص گاز طبیعی)؛
– چگونگی امکانات توسعه انتقال و توزیع گاز طبیعی به مصرف کنندگان نهایی، شبکه های توزیع و انتقال داخلی و … امکانات صادراتی؛
– چگونگی قراردادهای عرضه گاز طبیعی در زمان حال و آینده و با توجه به برنامه توسعه صادرات در هر منطقه؛
– درصد بستگی به صادرات گاز طبیعی؛
– حجم ذخایر گاز طبیعی در هر منطقه؛
– نرخ تهی شدن منابع داخلی گاز؛
– قوانین هر منطقه در رابطه با مسائل زیست محیطی؛
– بهبود تکنولوژی حفاری وتولید و اکتشاف گاز طبیعی؛
– چگونگی تأمین مالی طرح های بالادستی بخش گاز طبیعی؛

سناریو های مفروض دراین بررسی برای کلیه مناطق دنیا به استثنای اروپای مرکزی و شرقی به کار رفته است. تولید گاز در شوروی سابق تا حد بسیار زیادی به چگونگی مسائل سیاسی در فدراتیو روسیه بستگی دارد، بنابراین تمایز بین سناریوهای عرضه بالا و پایین برای اروپای مرکزی و شرقی براساس قیمت های بازار جهانی نفت خام نیست بلکه به دو مجموعه مفروضات در ارتباط با مناسبات اقتصادی و سیاسی در فدراتیو روسیه بستگی دارد.

پیش بینی میزان تقاضای گاز طبیعی در جهان تا سال ۲۰۲۰
تقاضای گاز طبیعی در بلند مدت
در پیش بینی تقاضای گاز طبیعی در جهان در آینده فرض قیمت اساسی ترین نکته در تعیین محدوده تقاضا است. همچنین پیش بینی میزان رشد مصرف انرژی که متأثر از رشد اقتصادی است یکی دیگر از عوامل مؤثر به شمار می آید، در هر دوی این عوامل فرض قیمت نفت نکته مهمی در برآورد نهایی قیمت گاز به شمار می رود.
به طور کلی از مشخصات دو دهه قرن آتی، افزایش مصرف و نقش گاز مایع طبیعی است و در کل میزان مصرف گاز در جهان در سال های ۱۹۹۵-۲۰۰۰ با رشد ۲/۲ درصد در سال های ۲۰۰۰-۲۰۰۵، ۳/۲ درصد در سال های ۲۰۰۰-۲۰۱۰ و ۲/۲ درصد و در سال های ۲۰۱۰-۲۰۲۰ بیش از ۲۵ درصد از تقاضای انرژی جهان توسط گاز تأمین خواهد شد. و این در حالی است که سهم نفت به ۳۵ درصد و زغال سنگ به ۲۷ درصد کاهش می یابد.
کشورهای عمده مصرف کننده و گسترش استفاده از گاز طبیعی (قوانین و مقررات زیست محیطی)

– استفاده از گاز طبیعی در جهت کاهش آلودگی محیط زیست
– مالیات بر گاز طبیعی در سه منطقه عمده کشورهای سازمان همکاری اقتصادی وتوسعه (OECD)؛ کشورهای واردکننده نفت و گاز در سازمانOECDمی خواهند قوانین و مقررات مالیاتی و غیرمالیاتی را طوری بنا کنند که وابستگی آنها به نفت کمتر شود و استفاده از گاز طبیعی را تا اندازه ای نسبت به نفت تشویق نمایند.

قوانین و مقررات غیرمالیاتی کشورهای OECDدر مورد گاز طبیعی
کشورهای عضو سازمان OECDکه سه بازار عمده مصرف گاز طبیعی را در برمی گیرند صرف نظر از مالیات زیادتر بر نفت و فرآورده های آن را غیرمستقیم باعث مصرف بیشتر گاز طبیعی می شود و قوانین و مقرراتی نیز دارند که به تشویق مصرف گاز به جای نفت کمک می کند و منابع وارداتی را متعددتر می سازد.

– اقدامات بین المللی برای جلوگیری از گرم شدن تدریجی جو کره زمین از جمله گسترش استفاده از گاز طبیعی؛
در نهایت با تفاصیل زیاد، روند جهانی در استفاده از حامل های انرژی، به سمت استفاده از گاز طبیعی به دلایل فراوان گفته شده است و این مطلب با افزایش ۲۵ درصد مصرف آن در میان کل سوخت ها نمایان گر است.

آینده در انحصار گاز طبیعی

 پنج سال پیش کارشناسان، بازار گاز طبیعی را بحرانی پیش بینی می کردند. زیرا میزان گاز طبیعی در حال کاهش بود. اما پیشرفت فناوری، رنسانسی در صنعت گاز طبیعی ایجاد کرد و بشر را قادر ساخت منابع گسترده ای را که پیش از این غیراقتصادی شناخته می شد، تسخیر کند.
شرکت های مستقل و گمنام زیادی پا به این عرصه نهادند و با استفاده از فناوری های جدید مانند حفاری افقی و شکست هیدرولیکی، چارچوب های معمول را درهم شکستند. این شرکت های نوآور، رژیم جدیدی برای گاز طبیعی تعریف کرده اند که فراوانی، امنیت و ارزانی از ویژگی های مهم آن است.
«درک مک درموت» تحلیلگر در مقاله ای تاثیر منابع گاز طبیعی که به تازگی در دسترس قرار گرفته اند را عمیق توصیف کرده و نوشته است: گاز طبیعی به طور قطع سهم رو به افزایشی در تولید برق خواهد داشت و جایگزین سوخت های آلاینده تر زغال سنگ، هسته ای و البته انرژی های تجدید پذیر خواهد شد که پر هزینه اند و چالش های بسیاری در راه استفاده از آنها وجود دارد.
وی افزوده است: نقش گاز در تولید برق به طور فزاینده ای افزایش می یابد و قابل تصور است که گاز طبیعی به عنوان سوخت حمل و نقلی شناخته شود و در آینده نقش مهمی در تامین سوخت ناوگان های حمل و نقل ایفا کند.به اعتقاد این تحلیلگر، تقاضای استفاده از گاز طبیعی به دلیل ارزانی و ثبات قیمت هم افزایش می یابد. ذخایر جدیدی که به تازگی در دسترس بشر قرار گرفته است، از شیب منحنی عرضه کاسته، آن را مسطح تر کرده و بی ثباتی را کاهش می دهد.
مک درموت می گوید، قیمت گاز طبیعی به طور کامل تثبیت نمی شود. اما ثبات آن بسیار بیشتر از آنچه در طول تاریخ قابل مشاهده است، خواهد بود. علاوه بر این، قراردادهای بلندمدت خرید گاز هم از شدت ناپایداری قیمت ها خواهد کاست.
کارشناسان همچنین بر این باورند که طبیعت پاک گاز طبیعی موجب افزایش فزاینده استفاده از آن در سال های آینده خواهد شد و اساسا، هزینه کمتر و جنبه های عملی گاز طبیعی موجب افزایش استفاده از آن می شود.
آنها همچنین پیش بینی می کنند نقش گاز طبیعی به عنوان مکملی برای انرژی های تجدیدپذیر متناوب ( انرژی های تجدیدپذیری مانند باد که به طور متناوب در دسترس بشر هستند)، مطمئنا افزایش خواهد یافت.
  «فاتح بیرول» مدیرکل آژانس بین المللی انرژی هم در نشست وزیران انرژی کشورهای عضو این آژانس در پاریس گفت: گاز طبیعی به عنوان سوخت فسیلی که حاوی کمترین کربن است، می تواند نقش مهمی در رسیدن به اهداف آب و هوایی جهان ایفا کند.
وی تاکید کرد: تولید انرژی و استفاده از آن، عامل دو سوم انتشار گازهای گلخانه ای در جهان است.
مدیرکل آژانس بین المللی انرژی همچنین اظهار داشته است، آژانس بین المللی انرژی که در دهه ۱۹۷۰ به دنبال خودداری جهان عرب از فروش نفت به آمریکا و برای مشورت دادن به کشورهای ثروتمند صنعتی در زمینه امنیت انرژی و دیگر مسائل مرتبط با آن ایجاد شد، اینک با توجه به افزایش استفاده از گاز طبیعی مایع در جهان، دستور کار جدیدی برای اقدامات خود در زمینه امنیت انرژی تعریف کرده است که از نفت فراتر رفته و گاز طبیعی را هم شامل می شود.

  در بیشتر کشورها با جایگزین کردن گاز طبیعی به جای زغال سنگ، انتشار گاز دی اکسید کربن در هوا کاهش پیدا کرده است و در نتیجه گاز طبیعی به طور قطع بخشی از برنامه کاهش دمای زمین است.
اهمیت رو به افزایش گاز طبیعی به عنوان یکی ازحامل های تمیز انرژی و وجود منابع عظیم آن در جهان، کشورها را به شناسایی، اکتشاف،بهره برداری، تولید و تجارت گاز طبیعی تشویق و ترغیب کرده است. صنعت گاز امروزه به یکی از پیشروترین منابع تأمینانرژی در جهان تبدیل شده است، به طوری که کارشناسان، آینده انرژی جهان را متعلق به گاز طبیعی می دانند. گاز طبیعی به دلیل مزایای زیست محیطی بسیار در مقایسه با حاملهای عمده انرژی به ویژه نفت و فرآورده های حاصل از آن و همچنین با توجه به روند سریع کاهش ذخائر سوخت های فسیلی دیگر مانند نفت و ذغال سنگ به طور ملموسی مورد توجه قرار گرفته است.
شواهد نشان می دهد مصرف گاز طبیعی در سال۲۰۲۵معادل ۱۷۶ تریلیون فوت مکعب خواهد بود که این رقم نسبت به رقم۹۰ تریلیون فوت مکعب مصرف گاز در سال ۲۰۰۱ حدوداً ۲ برابر است و بر همین اساس سهم گاز در سبد انرژی از ۲۳ درصد در سال ۲۰۰۱ به ۲۸ درصد در سال ۲۰۲۵ خواهد رسید.
به این ترتیب با توجه به در دست داشتن ذخائر عظیم گاز طبیعی و روند رو به رشد مصرف آن در جهان ضرورت ساخت تاسیسات تولید، فرآوری و مهم تر از آن انتقال گاز به بازارهای جهانی افزایش می یابد. به ویژه در کشورهای صنعتی که بازارهای گاز در آن ها از گستردگی بیشتری برخوردارهستند، انتظار می رود وابستگی به گاز طبیعی افزایش می یابد.
از سوی دیگر،با توجه به اهمیت گاز طبیعی به عنوان یکی ازمنابع مهم انرژی و روند رو به رشد مصرف آن در جهان و همچنین با توجه به در دست داشتن ذخائر عظیم گاز طبیعی، ضرورت ساخت تجهیزات تولید، فرآوری و مهم تر از آن انتقال گازطبیعی به بازار مصرف افزایش می یابد. اما از آن جا که اکثر میادین گاز طبیعی درجهان دور از بازار مصرف هستند، هزینه های مربوط به تولید، فرآوری و انتقال گازطبیعی زیاد است. در چنین وضعی انتقال گاز به وسیله راهکارهای جدید همراه با کاهش هزینه ها از اهمیت ویژه ای برخوردار است. همین مسئله باعث ایجاد روش های مختلف برای انتقال گاز طبیعی شده است که از جمله مهم ترین روش های فروش و صادرات عبارتند ازخطوط لوله، گاز طبیعی مایع شده(LNG) ، گاز طبیعی متراکم شده(CNG)، هیدرات گازطبیعی(NGH)، تبدیل گاز به فرآورده های مایع(GTL) و سپس فروش فرآورده های مایع ،استفاده از انرژی گاز برای تولید جریان الکتریسیته (GTW) و سپس فروش برق و بالاخره استفاده از انرژی گاز برای تولید محصولات با ارزش مورد نیاز(GTC) و فروش آنها .
خطوط لوله
یکی از مهم ترین و آسان ترین راه های صدور گازطبیعی به ویژه برای نواحی همسایه و نزدیک به هم، انتقال گاز از طریق خط لوله است.
در این روش پس از تعیین قطر خط لوله، مقدار گازی که به وسیله فشار انتقال می یابد، مشخص می شود و به منظور بهره برداری از حداکثرظرفیت خطوط لوله و افزایش بازدهی در نقاط مصرف و امکان تکمیل و توسعه شبکه های شهری و خطوط صادرات گاز، از ایستگاه های تقویت فشار در طول خط لوله استفاده می شود.
فشارخط لوله بسته به جنس لوله و عمر آن، معمولا بینpsig 1100-700 است. هم چنین باکاهش نیروی اصطکاک در طول خط لوله و به کارگیری مواد مقاوم در مقابل خوردگی برای ساخت لوله و قابلیت عبور دهی جریان درخط لوله افزایش می یابد.
خطوط لوله در خشکی اغلب از چندین مرز سیاسی عبورمی کند .به همین دلیل نسبت به خرابکاری در کشورهای متخاصم آسیب پذیرند. به این ترتیب استفاده از این روش برای صدور گاز از ذخائر کوچک اقتصادی نیست.
بررسی ها نشان داده است که انتقال گاز طبیعی به فواصل دور (مکان هایی که امکان صدور گاز از طریق خط لوله میسر نیست) به صورت هیدرات گازی یاCNG با قیمت کمتر ازLNG امکان پذیر و عملی است. مزیت رقابتیNGH یاCNG بر سایر روش های انتقال (غیر از خط لوله) این است که آن هاروش های ساده ای هستند و هزینه سرمایه کمتری نیاز دارند.
پستی و بلندی های کف دریا، شرایط سخت نصب ونگهداری خطوط و لزوم تقویت فشار در طول مسیر، برای فواصل بیش از ۲۰۰۰ مایل غیراقتصادی است.
به این ترتیب هزینه های نصب خط لوله بسته به موقعیت مکانی ( پستی و بلندی ها، دوری و نزدیکی به ذخائر) و همچنین تعداد ایستگاههای تقویت فشار به طور متوسط یک تا پنج میلیون دلار یا بیشتر به ازای هرمایل است؛ بنابر این فاصله، یک عامل بسیار مهم در تعیین هزینه های نهایی خطوط لوله به شمار می آید، و هزینه های نهایی به طور تقریبی متناسب با فاصله است.
**گاز طبیعی مایع شده (Liquefied Natural Gas)
گاز طبیعی مایع شده یاLNG که از سردسازی گاز طبیعی تا دمای ۱۶۲- به دست می آید، مایعی است بی بو، بی رنگ، غیر خورنده و غیر سمی که بخش اعظم آن را متان تشکیل می دهد و دارای مقادیر بسیار کمی اتان، پروپان، بوتان ونیتروژن است.
درفرآیند مایع سازی، حجم گاز حدود ۶۰۰ مرتبه کاهش می یابد. بنابراین می توان گاز را به صورت مایع، برای عرضه به بازارهای دوردست و مکان هایی که امکان انتقال گاز از طریق خط لوله میسر نیست، حمل کرد
از ژانویه ۱۹۵۹ وقتی که اولین محمولهLNG ازایالات متحده به انگلستان انتقال یافت، تقاضایLNG به طور چشمگیری افزایش یافت، به طوری که در سال ۲۰۰۱ تقاضایLNG بیش از ۱۰۰ میلیون تن در سال برآورد شده است.
اکنون صدور گاز به صورتLNG به ژاپن، ایالات متحده و اروپا از میدان های گازی دور به دلیل پیشرفت فناوری و بازده ترمودینامیکی تجهیزاتLNG اقتصادی است، ولی هنوز هم گران به نظر می رسد و اغلب هزینه ای معادل قیمت نفت، برای انتقال از ذخائر گازی به مخازن ذخیره دارد. در هر صورت هزینه های انتقالLNG به ازای هر مایل، از خط لوله کمتر است. نکته مهم این که بهره برداری ازذخائر گازی کوچک برای تولیدLNG اقتصادی نیست. زیرا ظرفیت بالا و عملیات پیوسته موجب حفظ بازدهی ترمودینامیکی می شود و قیمت ها را کاهش می دهد؛ بنابر این حجم های کوچک گاز از نظر اقتصادی برای تاسیساتLNG مناسب نیستند.
هر واحد گاز طبیعی مایع از چند بخش اساسی، فرایندتولیدLNG، حمل و نقل دریایی، تخلیه و بارگیری و نهایتاً تبدیل مجدد به گاز، تشکیل یافته است که هرکدام از این بخش ها، سرمایه زیادی را طلب می کند.
فرآیند تولیدLNG همان طور که گفته شد، شامل واحدهای جداسازی گازهای اسیدی، آب گیری برای جلوگیری از تشکیل هیدرات جامد در واحد مایع سازی، مایع سازی گاز (در این واحدگاز تا دمای ۱۶۲- سرد شده و به حالت مایع در می آید)، واحد بازیافت گوگرد و مخازن ذخیره است.
پس از فرآیند تولید، گازطبیعی مایع شده (LNG) ازمخازن ذخیره به وسیله کشتی های سرمازای ویژه ای به محل مورد نظر انتقال می یابد. سه نوع سیستم حمل و نقل در کشتی های مدرنLNG وجود داردکه عبارتند از سیستم کروی، سیستم غشایی و سیستم منشوری. معمولا ۵۲درصد کشتی ها از سیستم کروی، ۴۳درصد از سیستم غشایی و ۵درصداز سایر سیستم ها برای حملLNG استفاده می کنند.
از مزایای این روش ، حمل و نقل ساده تر گاز طبیعی مایع شده به مسافت های طولانی و کاهش مشکلات به لحاظ عبور از آب های بین المللی است. اما این روش صادرات هم پیامدهای منفی به دنبال دارد که عبارتند از:
صرف هزینه زیاد برای مایع سازی گاز طبیعی به علت نیاز به کار کردن در فشارهای بالا.
با توجه به این که تجهیزاتLNG در معرض دیدبوده و به آسانی قابل شناسائی اند، نسبت به حملات تروریستی آسیب پذیرند
تمرکز مقدار زیادی گاز مایع شده در یک نقطه وخطرات ناشی از آن. از جمله مهمترین خطرات فیزیکیLNG عبارتند از آتش استخری (درنتیجه ریزشLNG در نزدیکی محل احتراق)، دمای پایینLNG و آسیب های ناشی از آن (آسیب رساندن به تجهیزات و پرسنل عملیاتی) و بالاخره انفجار بدون شعله (تغییر فاز سریعکه در نتیجه ریزشLNG به وجود می آید). در حقیقت اگرLNG در روی آب بریزد ولی بلافاصله مشتعل نشود با انفجاری بدون شعله به ابرهای بخار تبدیل می شود که این ابرها می توانند همراه جریان هوا حرکت کنند و در صورت رسیدن به شرایط احتراق مشتعل شوند.

انتقال گاز طبیعی با فناوری های جدید

انتقال گاز به نقاط دوردست، همواره با مشکلات فراوانی روبه روبوده است. امروزه فناوری ال.ان.جی به عنوان راهکاری بسیار اقتصادی و قابل اطمینان در این زمینه مطرح است، اما پیشرفت های اخیر در زمینه استفاده از سایر فناوری ها نیز سبب شده است که استفاده از روش هایی نظیر CNG(گاز طبیعی فشرده شده) و هیدرات هم به عنوان راه حلی برای انتقال گاز به مناطق طولانی مطرح شوند.
بدون شک گاز طبیعی منبع مهم تامین انرژی در قرن جدید است. امروزه فناوری های بسیاری برای استحصال، انتقال و به کارگیری از منابع گازی رشد یافته اند. توسعه سریع صنعت گاز نیز از فناوری های مهمی تأثیرپذیرفته است که از اواسط قرن بیستم مطرح شده اند. انتقال گاز طبیعی به واسطه ماهیت گازی آن با دشواری روبه رو است و حتی استفاده از ساده ترین روش انتقال یعنی خطوط لوله در فواصل طولانی با مشکلات زیادی روبه رو می شود. با توجه به توانایی های موجود فناوری برای انتقال گاز به مناطق دوردست، روش ال.ان.جی یا گاز طبیعی مایع شده به عنوان یک روش اقتصادی، توانسته است دشواری حمل گاز را تا حد زیادی برطرف سازد. برخی از کارشناسان تبدیل گاز به فرآورده های مایع (GTL) را نیز راهکاری مناسب برای انتقال گاز به بازارهای دوردست بیان می کنند، زیرا معتقدند با این که هنوز فناوری یا تبدیل گاز به فرآورده های مایع به طور گسترده مورد استفاده کشورهای دارنده گاز قرار نگرفته ، اما حمل فرآورده های مایع به بازارهای مصرف بسیار ساده تر و کم هزینه تر از روش تبدیل ال.ان.جی است.

در فناوری GTL، گاز طبیعی در یک رشته فعل و انفعالات شیمیایی به مایعات میان تقطیر هیدروکربوری مانند نفتا، سوخت جت، دیزل و پایه های روغنی و … تبدیل می شود. در این روش، گاز طبیعی نخست به گازهای سنتز منوکسید کربن و هیدروژن تبدیل می شود، سپس در یک رشته واکنش های شیمیایی تحت تاثیر بستر کاتالیستی محصولات هیدروکربوری مایع که در حال حاضر دارای بازار خوبی هستند، تولید می شوند. علاوه بر آن، فرآورده های مایع گاز را به آسانی می توان در بازار مصرف به فروش رساند، ولی به دلیل نوع خاص تقاضای ال.ان.جی که به تاسیسات دریافت خاصی نیازمند است، فروش ال.ان.جی همواره با دشواری بیشتری روبه رو است. به واسطه هزینه های بالا برای انتقال گاز طبیعی در هر یک از فناوری های گفته شده، تحقیق و پژوهش برای یافتن راهکارهای دیگر همواره ادامه دارد. اگر چه هنوز استفاده از فناوری GTL در جهان گسترش زیادی نیافته، سرمایه گذاری قابل توجه کشورهای صاحب منابع گاز همانند قطر، برای استفاده از این فناوری، نشانگر توسعه و سودآوری این فناوری در آینده ای نزدیک است.

فناوری GTL با پیشینه بیش از ۷۰ سال، در مقیاس تجاری هنوز در آغاز راه توسعه قرار دارد. فناوری تبدیل گاز به فرآورده های مایع گرچه برای بسیاری از توسعه دهندگان عمده این فناوری، مانند شل، ساسول، اکسون موبیل و سنترلیوم شناخته شده است، اما تعداد واحدهای بزرگ تجاری در جهان در این زمینه بسیار محدود و امروزه مقدار کمی از منابع مالی موسسه های بزرگ به این امر اختصاص یافته است.
علاوه بر فناوری های ال.ان.جی و GTL، فناوری CNG و هیدرات نیز ممکن است بتوانند به عنوان راهکاری مناسب و ارزان برای انتقال گاز مطرح شوند. فناوری CNG ، برای انتقال گاز طبیعی در مسافت های طولانی، قابلیت مهمی به شمار می روند. CNG را می توان در کشتی های مخصوصی ذخیره، سپس به مقاصد مورد نظر حمل کرد. اگر چه یک کشتی حامل CNG نمی تواند گاز را به مقادیر بارگیری شده در کشتی های LNG انتقال دهد، ولی روش مایع سازی همچنین تبدیل مجدد به گاز در فناوری CNG آسان تر و بسیار کم هزینه تر از ال.ان.جی است. ذخیره سازی گاز در کشتی های CNG به صورت نگهداری گاز در لوله های با تحمل فشار ۳۰۰۰-۱۵۰۰ پی.اس.آی و به قطر ۱۸ تا ۳۶ اینچ است.

این لوله ها که به صورت افقی و عمودی در کشتی تعبیه شده اند، توانایی ذخیره سازی مقادیر زیادی گاز را در خود دارند. برای کاهش خطرهای احتمالی، دمای این لوله‌ها در ۲۰- درجه سانتی‌گراد حفظ می‌شود. به دلیل فشار بالای CNG در مخازن لوله‌ای شکل، بالابودن احتمال خطر انفجار، از مشکلات اساسی عملی‌نشدن کاربرد وسیع فناوری CNG در جهان است. امروزه استفاده از تکنیک های جدید در ساخت کشتی های CNG یعنی به کارگیری لوله هایی به قطر ۶ اینچ که به صورت قرقره های بزرگ درون کشتی تعبیه می شوند، پیشنهاد شده است. این کشتی ها توانایی ذخیره سازی بیشتری از گاز را در خود دارند. فناوری CNG برای انتقال گاز مخازن آب های عمیق که انتقال گاز آنها با استفاده از خط لوله به ساحل با دشواری و هزینه بالا روبه رو است، می تواند کاربرد یابد. سادگی فرآیند تولید CNG و فناوری ساده تر ساخت کشتی های حمل آن نسبت به ال.ان.جی، طرح های CNG را به عنوان گزینه ای بالقوه برای انتقال گاز مطرح کرده است. با توجه به شرایط موجود فناوری CNG، استفاده از آن تنها برای انتقال گاز تا فواصل ۲۵۰۰ مایل مطمئن به نظر می رسد. تحقیقات در زمینه استفاده از فناوری CNG برای انتقال گاز طبیعی در کشورهای آمریکا و استرالیا همچنان ادامه دارد.

فناوری CNG در صورت کاهش دادن خطر انفجار در هنگام انتقال آن، می تواند رقیبی برای فناوری LNG در فواصل کوتاه تر باشد. برای کشورهایی همانند کشور ما که دارای ذخایر عظیم گازی است، تحقیق و توسعه در زمینه طرح های GTL و CNG به عنوان راهکارهای جدید انتقال گاز، در تحقیق و پژوهش صنعت گاز می تواند به شمار رود. توسعه و توجه بیشتر به این فناوری ها و به ویژه فناوری GTL در کشور می تواند بازارهای صادراتی گاز را به همراه داشته باشد. یکی از عوامل موثر در میزان سرمایه گذاری در بخش GTL در ایران، وجود توانمندی های فنی و مهندسی بالقوه در صنایع نفت و گاز این کشور، به لحاظ مدیریتی و فنی است. در حدود دو سوم ماشین آلات و مخازن مورد کاربرد در یک واحد تولیدی GTL را در صنایع نفت و گاز ایران می توان یافت. از طرفی از لحاظ نیروی انسانی ماهر و متخصص، شرکت های مهندسان مشاور ایران تاکنون دو واحد تولیدی متانول و یک واحد تولیدی MTBE را بدون کمک شرکت های خارجی به پایان رسانده اند و یا در حال تکمیل آنها هستند. به همین دلیل، این اعتقاد که انجام مهندسی تفصیلی پروژه های GTL در ایران با قیمتی کمتر از نصف عرف جهانی امکان پذیر است، دور از ذهن نخواهد بود. در ضمن وجود نیروی انسانی آموزش دیده در ایران می تواند هزینه های عملیاتی یک واحد تولیدی GTL را به میزان قابل ملاحظه ای در قیاس با دیگر نقاط جهان کاهش دهد.

وجود مخازن عظیم گازی یکی ازعوامل اساسی در اقتصادی بودن یک طرح GTL است. برای مثال میزان گاز مورد نیاز برای یک واحد تولیدی GTL به ظرفیت ۷۰ هزار بشکه در روز و به مدت ۲۵ سال حدود ۵/۵ تریلیون فوت مکعب است. منطقه ویژه اقتصادی پارس جنوبی در بندر عسلویه و میدان های، نار و کنگان در نزدیکی پارس جنوبی، یکی از مناسب ترین مراکز برای ساخت واحد تولیدی GTL است.

ویژگی های فناوری GTL برای ایران در دهه اخیر، مخازن گازی متمرکز، عظیم و متعددی در آب های خلیج فارس و در مناطق جنوبی ایران کشف شده اند. بسیاری از این میدان ها، هنگام فعالیت های اکتشافی شرکت ملی نفت ایران و شرکت های بین المللی خارجی برای یافتن میدان های نفتی جدید به اثبات رسیده اند. هم اکنون احتمال اکتشاف های جدید دیگری از مخازن گازی متمرکز در نواحی خشک و در آب های دریای خزر و خلیج فارس، وجود دارد.
بهره گیری از فناوری GTL برای تحرک بخشیدن به صادرات گاز و تولید محصولات سوختی با کیفیت بالا از جمله هدف هایی است که ایران نباید حتی یک لحظه از آن غافل باشد. واقع شدن این میدان های گازی نزدیک به آبراه ها و در فاصله کمی از خشکی یکی از عواملی است که پروژه های صادراتی گاز طبیعی را به شکل GTL و LNG اقتصادی می کند. یکی دیگر از ویژگی های اجرای پروژه های GTL در ایران این است که صرف نظر از سهم ایران در سازمان کشورهای صادرکننده(اوپک) می توان از مایعات میان تقطیری برای مصارف داخلی به جای نفت خام بهره برد؛ از این رو به همان میزان، نفت خام صادراتی و درآمد ملی افزایش می یابد. سهم تخصیصی از سوی اوپک بر اساس تولیدات کشورهای عضو اوپک تعیین می شود؛ از این رو اگر ایران بتواند تولیدات نفت خام خود را از این طریق افزایش دهد، سهم آن نیز بیشتر از میزان صادرات کنونی خواهد بود. از لحاظ مقدار، تولید هر بشکه محصولات فناوری GTL دو بشکه نفت خام برای صادرات را در پی دارد. بنابراین با توجه به روند روبه رشد مصرف آینده محصولات سوختی برای ایران، استفاده از GTL لازم و ضروری به نظر می رسد.

خاستگاه نفت وگازطبیعی

مقدارکربنی که درترکیب بافت های پلانکتون ها وجود داردوپس ازمرگ آن هارسوب می کند ازسوی گیاه شناسان وبیوشیمی دان هابه سالیانه ده ها هزار میلیون تن برآورد شده است .توده ی مواد آلی در نخستین مرحله ی تحول خود به وسیله ی خرد زیستوان(میکروارگانیسم ها)تجزیه وتبدیل به یک ماده ی قیری می شود واین نهشته نخستین ،مبدل به سنگ های قیری می گردد.درمرحله ی دوم که درپیوند با فرونشست این نهشته هااست براثر فشارودمای زیاد وبنابراین درنتیجه فعالیت شدید باکتری های ناهوازی (آنائروبیک Anaerobic) وارگانیسم ها ی تخمیرکننده ،درماده ی بیتومین ایجاد تفریق شده واین ماده به صورت هیدروکربن های جامد ومایع وگازی درمی آید.نکته ی حائز اهمیت دراین فرآینداین است که مواد رادیو اکتیوبه شکل طبیعی تجزیه می گردند که به پلی مری شدن متان وتشکیل نفت می انجامد.درمرحله ی سوم ،نفت وگاز ازناحیه ای که سری سازند نفت درآن جای داردبه سنگ هایی باساخت وشرایط لیتولوژی سازگار مهاجرت کرده و مخازن نفت وگاز راپدید می آورند.

ساخت زمین شناسی مخازن نفت وگاز

مخازن گازونفت ازدیدگاه ساخت به دوگروه تقسیم می شوند:
•ساخت چینه شناسی
•ساخت لیتولوژیکی

درمخازن چینه شناسی نفت وگاز محدود به چینه ها یا سنگ های مخزن معینی هستند.این گونه مخازن نیز دارای گروه های فرعی به نام های تاقنمایی (Vaulted) تکتونیکی و لیتولوژیکی می باشند.مخازن تود ه ای نفت وگاز محدود به چینه های معین نیستند .انواع فرعی این نوع مخازن عبارتند از :ساختاری ،پشته ای ،نمکی ،فرسایشی ولیتولوژی.

مخازن گازونفت که درفرمان یک ساخت زمین شناسی قراردارند درشرایط پهنه های چین خورده وسکوئی متفاوتند .درپهنه های چین خورده دوگروه ساخت قابل تفکیک می باشند:
•ساخت های تاقدیس دار
•ساخت های تک شیبی

دربخش های سکوئی چهار گروه ساخت دیده می شوند:
•بالازدگی های گنبدی وبراکی آنتی کلینالی
•تپه های فرسایشی ورشته ای
•قسمت های هم شیب
•گودال های ناودیسی

گاز از خام تا فرآورده

ذخائر زیر زمینی نفت و گاز
سوخت های فسیلی شامل نفت و گاز در عمق سه تا چهار کیلومتری اعماق زمین و در خلل و فرج لایه های آن و با فشار چند صد اتمسفر به صورت ذخیره می باشند. گازهای طبیعی زیرزمینی یا به تنهایی و یا به همراه نفت تشکیل کانسار (معدن) می‌دهند. که در هر دو صورت از نظر اقتصادی بسیار گران بها می‌باشد. درصورت همراه بودن با نفت، گازها در داخل نفت حل می‌شوند، و عمدتا نیز به همین صورت یافت می گردد و در این رابطه مولفه های فیزیکی مواد – حرارت و فشار مخزن تاثیرات مستقیم دارند و نهایتا درصورت رسیدن به درجه اشباع تجزیه شده و به لحاظ وزن مخصوص کم تر در قسمت‌های فوقانی کانسار و بر روی نفت یا آب به شکل گنبدهای گازی (GAS DOME) قرار می گیرند.گاها درمخازن، گازهای محلول در آب نیز مشاهده شده است .

گاز متان در حرارت و فشار موجود درکانسارها متراکم نمی گردد بنابراین همیشه به صورت گاز باقی مانده ولی در مخازنی که تحت فشار بالا هستند به شکل محلول در نفت در می اید . سایر اجزای گاز طبیعی در مخازن نسبت به شرایط موجود در کانسار در فاز مایع یا فاز بخار یافت می شوند. گازهای محلول در نفت به مثابه انرژی و پتانسیل تولیدمخزن بوده و حتی المقدور سعی می گردد به روش هایی از خروج آن ها جلوگیری گردد ولی در هر حال بسیاری از گاز محلول در نفت در زمان استخراج همراه با نفت خارج می گردد .در سال های پیش از انقلاب در صد بالایی از آن از طریق مشعل سوزانده می شدو به هدر می رفت ولی در سالهای بعد تا به حال به تدریج و با اجرای طرح هایی من جمله طرح آماک از آن ها به عنوان تولیدات فرعی استحصالی از میادین نفت کشور به منظور تزریق به مخازن نفتی – تولید مواد خام شیمیایی و سوختی با ارزش استفاده می‌کنند.

مهاجرت نفت وگاز

بیش ترزمین شناسان براین باورند که ذخایر امروزی نفت و گاز از مهاجرت آن هابه صورت مایع یا گازی از جایی به جای دیگر دریک زمان زمین شناسی پدید آمده اند .مهاجرت نیزبه دو صورت رخ می دهد:

الف )مهاجرت ناحیه ای بیرون مخزن که ازمیان سنگ های باضخامت های متفاوت وازراه لوله های موئین ،منافذ،شکاف ها ودرزها صورت می گیرد

ب)مهاجرت موضعی درون مخزن که درخود چینه ی تراوش پذیر نگه دارنده ی آن ها روی می دهد.مهاجرت ممکن است درراستای قائم یاافقی یاترکیبی ازآن دو انجام گیرد .این پدیده به علت فشارهای استاتیک یا جنبشی (دینامیک)سنگ ها که نفت وگاز رابه سوئی می راندویا به علت انتشار آزاد آن ها ازناحیه ای با فشار زیاد به ناحیه ای با فشار کم روی می دهد .

استخراج گاز
در ایران گاز طبیعی خام را از دو نوع چاه استخراج می نمایند .

۱ – چاه های مستقل گازی – از قبیل میادین گاز پارس جنوبی – نار و کنگان – خانگیران – تابناک- حوضه های شانون، هما، وراوی و میدان گازى پازنان و غیره .
۲ – چاه های نفت – از قبیل میادین اهواز – آغاجاری – مارون – گچساران – بی بی حکیمه -رامشیر و غیره .

ترکیبات گاز طبیعی خام
۱ – گاز طبیعی خام که از چاه های مستقل گازی استخراج می گردد و هنوز فرایندهای سرچاهی و پالایشی را طی نکرده است عمدتا از هیدروکربور متان به علاوه گاز اتان و همراه با هیدروکربورهای دیگر( سنگین و مایع) مانند پروپان – بوتان – و هیدروکربورهای سنگین تر یا چکیده نفتی (CONDENSATE) به علاوه بنزین طبیعی ( NATURAL GASOLINE) و همچنین مقداری از ناخالصی های غیر هیدروکربوری شامل بخار آب (H2O), کربن دی اکسید(CO2) , کربن منواکسید (CO), نیتروژن (N), هیدروژن سولفید (H2S), هلیوم (He) که درصد هر کدام بستگی به نوع مخازن دارد تشکیل شده است .
این چاه ها اصولا قادر به تولید در اندازه های تجاری بوده و محصول آنها با نام گاز غیر همراه ( NON -ASSOCIATED GAS) نیز شناخته می گردند گازهای استخراجی از چاه های مستقل گازی یا نفت همراه ندارند و یا مقدارنفت همراه آن بسیار ناچیز می باشد.

گاز طبیعی خام استخراجی از چاه های مستقل گازی با خود مقداری شن – ماسه و آب شور به همراه دارد که قبل از ارسال به تاسیسات پالایشی در مجموعه تاسیسات سر چاهی و توسط ساینده ها از گاز جدا می گردند.
دستگاه های گرمکن موجود در نقاط مشخصی درطول خط لوله تا مرکز جمع آوری نیز مانع از انجماد بخار آّب موجود در گاز می گردند زیرا در صورت نبود این تجهیزات ترکیبات جامد و نیمه جامد هیدرات های گاز طبیعی احتمالی(کریستالهای یخ) در روند کار سیستم گردآوری ایجاد مشکلات عدیده می نمایند.
۲ – گاز طبیعی خام از چاه های نفت نیز به دو صورت استخراج می گردد.
الف – در صورتی که گاز، محلول در نفت خام باشد گاز محلول (SOLUTION GAS ) نام دارد.
ب – در تماس مستقیم ولی جدا از نفت باشد گاز همراه (ASSOCIATED GAS) نامیده می شود .

مشخصات و مزیت های گاز طبیعی
گاز طبیعی(متان – CH4) حاصل از عملیات فرآورش نهایی، دارای مشخصات بدون رنگ – بدون بو و سبک تر ازهوا می باشد. ارزش حرارتی یک گاز، مقدار حرارتی است که در اثر سوختـن یک مترمکعب آن گاز ایـجاد می شود که بدین ترتیب ارزش حرارتی هر متر مکعب متان تقریبا معادل ارزش حرارتی یک لیتر نفت سفید می باشد و به عبارت دیگر چنان چه یک فوت مکعب از آن سوزانده شود معادل با ۲۵۲ کیلو کالری انرژی حرارتی آزاد می نماید که از این لحاظ در مقایسه با دیگر سوخت ها بسیار قابل توجه می باشد . هیدروکربن ها با فرمول عمومی CnH2n+2 اجزاء اصلی گاز طبیعی بوده و منابع عمده انرژی می باشند . افزایش اتم های کربن مولکول هیدروکربن را سنگین تر و ارزش حرارتی آن افزون تر می سازد. ارزش حرارتی هیدروکربن های متان و اتان از ۸۴۰۰ تا ۱۰۲۰۰ کیلو کالری به ازای هر مترمکعب آن ها می باشد .

ارزش حرارتی هیدروکربن پروپان برابر با ۲۲۲۰۰ کیلو کالری به ازای هر مترمکعب آن می باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن بوتان برابر با ۲۸۵۰۰ کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می‌ باشد . گاز طبیعی شامل ۸۵ درصد گاز متان و ۱۲ درصد گاز اتان و ۳ درصد گاز پروپان، بوتان، ازت و غیـره می باشد
گاز طبیعی حاصل از میادین گازی سرخس حاوی متان بادرجه خلوص ۹۸ درصد می باشد. ارجحیت دیگر گاز گاز طبیعی(متان – CH4) به سایر سوخت ها آن است که گاز طبیعی تمیز ترین سوخت فسیلی است زیرا نه تنها با سوختن آن گاز سمی و خطرناک منواکسید کربن تولید نمی گردد بلکه جالب است بدانیم که ماحصل سوخت این گاز غالبا آب به همراه حداقل میزان دی‌اکسیدکربن در مقایسه با تمام سوخت های فسیلی می باشد .

تفکیک گاز و نفت

گاز همراه با نفت
گازی که همراه نفت است الزاما باید از آن جدا شود تا نفت خالص و پایدار بدست آید. در صورتی که نفت و گاز استخراجی از چاه مستقیما به مخازن ذخیره نفت هدایت گردند.به علت سبک و فرار بودن گاز مقداری از آن از منافذ فوقانی مخزن ذخیره خارج شده و در ضمن مقداری از اجزای سبک و گران بهای نفت را هم با خود خارج می‌کند. از این رو نفت را پس از خروج از چاه و پیش از آنکه به مخزن روانه گردد به درون دستگاه تفکیک نفت و گاز هدایت می‌کنیم.

عملیات تفکیک گاز همراه از نفت خام اصولا با ابزار موجود در سر چاه و طی فرایندهای سرچاهی ، انجام می شود .این عمل توسط دستگاهی بنام جداکننده سنتی که هیدرو کربورهای سنگین و مایع را از هیدروکربورهای سبک تر و گازی تفکیک می نماید صورت می گیرد. سپس این دو هیدروکربن برای فرآورش بیشتر به مسیرهای مجزایی هدایت شده تا عملیات تصفیه ای لازم برروی آنها صورت گیرد.
این دستگاه به شکل یک استوانه قائم دربسته بوده که در آن با استفاده از نیروی گرانش ذرات گاز از هم باز و به اصطلاح منبسط می‌گردد، و در این ضمن از سرعت آن نیز کاسته می‌شود. وقتی فشار و سرعت گاز به مقدار زیادی کاهش یافت بخش انبوهی از گاز ، از نفت جدا می‌گردد. آنگاه گاز حاصل را توسط لوله به مخزن دیگری هدایت می‌کنند گازی که از دستگاه جدا کننده خارج می‌گردد، غالبا از نوع گاز تر بوده و حاوی مقدار زیادی بنزین سبک(طبیعی) نیز می باشد. بنزین سبک (طبیعی) به لحاظ آنکه دارا ی ارزش فراوانی می باشد الزاما باید در مراحل بعدی از گاز طبیعی جدا گردد .

عملیات تفکیک گاز همراه از نفت خام اصولا با ابزار موجود در سر چاه و طی فرایندهای سرچاهی ، انجام می شود .این عمل توسط دستگاهی بنام جداکننده سنتی که هیدرو کربورهای سنگین و مایع را از هیدروکربورهای سبک تر و گازی تفکیک می نماید صورت می گیرد. سپس این دو هیدروکربن برای فرآورش بیشتر به مسیرهای مجزایی هدایت شده تا عملیات تصفیه ای لازم برروی آنها صورت گیرد.
این دستگاه به شکل یک استوانه قائم دربسته بوده که در آن با استفاده از نیروی گرانش ذرات گاز از هم باز و به اصطلاح منبسط می‌گردد، و در این ضمن از سرعت آن نیز کاسته می‌شود. وقتی فشار و سرعت گاز به مقدار زیادی کاهش یافت بخش انبوهی از گاز ، از نفت جدا می‌گردد. آنگاه گاز حاصل را توسط لوله به مخزن دیگری هدایت می‌کنند گازی که از دستگاه جدا کننده خارج می‌گردد، غالبا از نوع گاز تر بوده و حاوی مقدار زیادی بنزین سبک(طبیعی) نیز می باشد. بنزین سبک (طبیعی) به لحاظ آنکه دارا ی ارزش فراوانی می باشد الزاما باید در مراحل بعدی از گاز طبیعی جدا گردد .

گاز محلول در نفت خام
در مواردی که گاز در نفت خام محلول است مقداری از آن به جهت ماهیت گاز و تحت تاثیر کاهش فشار موجود در سر چاه از نفت جدا می گردد و سپس این دو گروه از هیدروکربن ها برای فرآورش بیش تر هر یک به مجاری مخصوص به خود فرستاده می شوند.
۱– تفکیک مایعات گازی
این فرایند اولین مرحله از مجموعه عملیات پالایش گاز طبیعی خام می باشد . دربه عمل آوری مایعات گازطبیعی فرایندی سه مرحله ای وجود دارد. زیرا ابتدا مایعات (NGL) توسط جاذب NGL از گازطبیعی استخراج و سپس ماده جاذب طی فرایند دوم قابلیت استفاده مجدد (مکرر) را در فرایند ابتدایی کسب می نماید و نهایتا در فرایند سوم عناصر تشکیل دهنده و گران بهای این مایعات نیز باید از خودشان جدا سازی شده و به اجزای پایه ای تبدیل گردند . که این فرایند در یک نیروگاه فرآورش نسبتا متمرکز به نام کارخانه گاز مایع بر روی مایعات حاصل انجام می شود. بخش اعظم مایعات گازی درمحدوده بنزین و نفت سفید می باشد . ضمن آن که می توان فرآورده های دیگری مانند حلال و سوخت جت و دیزل نیز از آن تولید نمود. مواد متشکله در مایعات گازطبیعی (NGL) عبارتند از :

۱- ۱ اتان – ماده ای است ارزشمند و خوراک مناسب جهت مجتمع های پتروشیمی و تبدیل آن به ماده ای با ارزش بیش تر به نام اتیلن و پلی اتیلن . گازطبیعی میدان پارس جنوبی حدودآ حاوی شش درصد اتان می باشد که با جداسازی آن و ساخت اتیلن و پلی اتیلن مزیت های اقتصادی فراوانی برای کشورمان ایجاد می شود. کاربردفناوری تفکیک اتان از مایعات گازی در ایران بسیار جدید است و هم اکنون در فازهای ۴و۵ پارس جنوبی بکارگرفته می شود .

۱- ۲ گاز مایع (LPG) – گاز مایع عمدتآ شامل پروپان و بوتان بوده که آن را می توان با پالایش نفت خام نیز بدست آورد. ضمنآ در فرایند شکست ملکولی (کراکینگ) نفت خام و یا فرایند افزایش اکتان بنزین (ریفرم کاتالیستی) نیز این ماده ارزشمند به صورت محصول جانبی حاصل می شود . درصد پروپان و بوتان موجود در گاز مایع (LPG) که مصارف سوختی در خودرو (کم تر) و در منازل (بیش تر) دارد متغیر بوده به طوری که در فصل گرم پروپان کم تر و در فصل سرد پروپان بیش تر خواهد بود در فصل سرد افزایش در صد پروپان به علت سبک تر بودن ،باعث تبخیر بهتر سوخت می گردد . معمولا درصد پروپان در گاز مایع بین ۱۰ الی ۵۰ درصد متغیر است .

۱- ۳ کاندنسیت ( condensate) شامل ترکیبات سنگین تر از بوتان (C4H10) – مولکول هایی دارای اتم های کربن بیش تر و حالت مایع درشرایط اتمسفر را شامل می گردند. این ترکیبات را می توان به منظور صادرات پس از تثبیت فشار بخار و تنظیم نقطه ی شبنم طبق مشخصات اعلام شده متقاضی (خریدار) به مخازن انتقال یافته و به محض تکمیل ظرفیت مخزن صادر شوند.

ولی این گروه از هیدرکربورها به لحاظ ارزشمندی بیش تری که نسبت به دیگر محصولات جدا شده دارند مقرون به صرفه است که طی فرایند دیگری در پالایشگاه کاندنسیت به سوخت هایی تبدیل گردد که تا کنون در پالایشگاه های نفت از پالایش نفت خام حاصل می گردید ولی این بار همراه با مزیت هایی که خواهد آمد . با توجه به این که پالایشگاه ۵۰۰ میلیون دلاری کاندنسیت (مایعات گازی) در امارات متحده عربی بخشی ازخوراک مورد نیاز خود را از ایران تامین می نماید و حجم فراوان مایعات گازی که با بهره برداری از فازهای پارس جنوبی و دیگر پالایشگاه های گاز کشور حاصل می گردد، احداث پالایشگاه های کاندنسیت با امکاناتی شامل یک برج تقطیرو چند فرآیند تصفیه و ریفرمینگ کاتالیستی بنا به مزیت های موجود در ذیل بسیار حائز اهمیت می باشد :
۱ – تولید بنزین بیش از دو برابر بنزین تولیدی در پالایشگاه های نفت.
۲ – بدون تولید اندکی از نفت کوره و طبعا رفع مشکلات ناشی از تولید این فراورده ضمن آنکه باقی مانده های تقطیر مایعات گازی نیز به محصولات میان تقطیر و سبک تبدیل می گردد .
۳ – در ازای تخصیص نیمی از تجهیزات موجود در پالایشگاه های نفت خام به پالایشگاه کاندنسیت می توان محصولات با ارزش بیش تری تولید نمود .
۴ – هزینه تولید هر واحد محصول دراین نوع پالایشگاه، بسیار پایین تراز پالایشگاه نفت خام است.
۵ – میزان سرمایه گذاری در مقایسه بااحداث پالایشگاه نفت خام حدوداً به نصف می رسد.
۶ – درصورتی که مجموعه مایعات گازی تولیدی کشور به تولید بنزین و فراورده های دیگر اضافه شود، تا سال ۱۳۹۰ نیازی به واردات بنزین نخواهد بود

درحال حاضر کلیه مایعات گازی تولیدی در دو بخش صنایع پتروشیمی و پالایشگاه ها جهت خوراک مورد استفاده قرارگرفته و بخش سوم آن نیز صادر می گردد . مایعات گازی حاصل از پالایش گازهای ترش نیز ترش بوده و حاوی درصد فراوانی از هیدروژن سولفید و مرکپتان می باشد . بنابراین بعد از تقطیر و تهیه فراورده ها، نیاز به فرایندهای پالایشی جهت زدودن و یاکاستن از میزان گوگرد و مرکپتان موجود دارند .
هم اکنون پالایشگاه قدیمی مایعات گازی در بندرعباس روزانه ۲۶۰ هزار بشکه نفت خام و ۲۰ هزار بشکه مایعات گازى را فرآورش می کند . احداث پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس به شرکت سرمایه گذاری نفت سپرده شده و مطالعات آن در حال انجام است. پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس و با ظرفیت ۳۶۰ هزار بشکه احداث می گردد . و تا کنون طراحی بنیادی و اخذ دانش فنی آن طبق برنامه توسط شرکت ملی مهندسی و ساختمان نفت به پایان رسیده است .
قدیمی ترین پروژه از این دست پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی پالایشگاه گاز شهید هاشمی نژاد(خانگیران) است که پیشینه ۲۰ ساله دارد . درآن زمان پیشنهاد داده شد که مایعات تولیدی از میادین شمال شرقی( خانگیران )در واحدهای تقطیر به فرآورده های نفتی هم چون حلال های ویژه نفتی ، نفتا ، نفت سفید و گازوئیل مرغوب تبدیل شود. پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی خانگیران مورد تایید برنامه ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت ایران نیز قرارگرفت . شرکت ایتالیایی I.M.S در سال ۱۳۸۰طی یک مناقصه مسئولیت ساخت واحدهای تقطیر را بدست گرفت . این شرکت در همان سال (۱۳۸۰ ) مشغول ساخت دستگاه های مربوطه شد .

۲- حذف دی اکسیدکربن و سولفور
بعد از جداسازی مایعات گازی از گاز طبیعی خام دومین قسمت از فرآورش گاز نیز صورت می گیرد که شامل جداسازی دی اکسید کربن و سولفید هیدروژن است. گازطبیعی بسته به موقعیت چاه مربوط، مقادیر متفاوتی از این دو ماده را شامل می گردد.
فرایند تفکیک سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن از گازترش، شیرین کردن گاز نامیده می شود. سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن را می توان سوزاند و از گوگرد نیز صرف نظر نمود ولی این عمل باعث آلودگی شدید محیط زیست می گردد . با توجه به اینکه سولفور موجود در گاز عمدتآدر ترکیب سولفید هیدروژن (H2S )قرار دارد؛

حا ل چنانچه میزان سولفید هیدروژن موجود از مقدار ۷/۵ میلی گرم در هر متر مکعب گازطبیعی بیش تر باشد به آن گاز ترش اطلاق می گردد. وچنانچه از این مقدار کم تر باشد نیاز به تصفیه نمی باشد.
سولفور موجود درگازطبیعی به علت دارا بودن بوی زننده و تنفس های مرگ آور و عامل فرسایندگی خطوط لوله انتقال، گاز را غیر مطلوب و انتقال آن را پر هزینه می سازد. تکنیک های مورد استفاده در فرایند شیرین سازی گاز ترش موسوم به «فرایند آمین» که متداول ترین نوع در عملیات شیرین سازی می باشد تشابه فراوانی با فرایندقبل( جاذب NGL) و فرایند بعدی خود یعنی نم زدایی توسط گلایکول دارند . مواد مورد استفاده دراین فرایند انواع محلول های آمین می باشد. دراین نوع فرایندها اغلب از دو محلول آمین به اسامی : مونو اتانول آمین (MEA) و دی اتا نو ل آمین (DEA ) استفاده می گردد.

گاز ترش از میان برجی که با محلول آمین پر شده است جریان داده می شود .تشابه خواص ملکولی محلول آمین با سولفور موجود در سولفید هیدروژن باعث می گردد تا بخش عمده ای از مواد سولفوره جذب محلول گردد و سپس این محلول با شرکت در فرایند ثانوی ضمن جداسازی از سولفید هیدروژن جذب شده مجددا قابل بهره برداری در فرایند ابتدایی می گردد . روش دیگری در رابطه با شیرین سازی گاز ترش با استفاده از جاذب های جامد برای جداسازی دی اکسیدکربن و سولفید هیدروژن نیز وجود دارد. دی اکسیدکربن حاصل از فرایند از طریق مشعل وارد محیط شده و طبعآ آلودگی هایی از خود به جا می گذارد که اجتناب ناپذیر می باشد . ولی سولفید هیدروژن حاصل از فرایندقبل پس از انتقال به واحد گوگرد سازی با شرکت در فرایندی کاتالیستی و با واکنش های گرمایی به نام فرایند کلاوس سولفور موجودرا به صورت مایع آزاد می نماید. مایع حاصل بعد ازانتقال به واحددیگری و بعد از عملیات دانه بندی و انبار می شود این فرایند تا ۹۷ درصد سولفور موجود در گاز طبیعی را باز یافت می نماید. این ماده که سولفور پایه نامیده می شود به شکل پودر زرد رنگ بوده و آن را می توان داخل محوطه پالایشگاه یا خارج از آن مشاهده نمود. البته نظر به نیازبازار جهانی ، سولفور موجود بعد از استخراج و تصفیه و آماده سازی کامل جزو اقلام صادراتی محسوب و جداگانه به بازار عرضه می گردد .

انواع گاز طبیعی

الف :گاز ساختگی یا مصنوعی (SUBSTITUTE NATURAL)
گاز ساختگی را می توان مانند گاز سنتز از گازسازی زغال سنگ و یا گازرسانی مواد نفتی بدست اورد ارزش گرمایی این گاز در مقایسه با گاز سنتز بسیار بالاتر است چون مانند گاز طبیعی بخش عمده آن را گاز متان تشکیل می دهد. گاز ساختگی را می توان با روش لورگی نیز بدست آورد.

ب: گاز سنتز (SYNTHESIS GAS)

گاز سنتز گازی است بی بو ، بی رنگ و سمی که در حضور هوا و دمای ۵۷۴ درجه سانتیگراد بدون شعله می سوزد. وزن مخصوص گاز سنتز بستگی به میزان درصد هیدروژن و کربن منواکسید دارد از گاز سنتز می توان به عنوان منبع هیدروژن برای تولید آمونیاک ،متانول و هیدروژن دهی در عملیات پالایش و حتی به عنوان سوخت استفاده کرد گاز سنتز از گاز طبیعی ، نفتا، مواد سنگین و زغال سنگ بدست می آید . معمولا برای تولید هر یک تن گاز سنتز که در آن نسبت مولی H۲/CO=۱ باشد ، به ۰/۵۵ تن متان نیاز است . در صورتی که این نسبت ۳ باشد ۰/۴۹ تن متان لازم خواهد بود. تهیه گاز سنتز از منابع هیدروکربورها امکان پذیر است که به شرح زیر خلاصه می شود:

۱- تهیه گاز سنتز از زغال سنگ در فرایند تهیه گاز سنتز از زغال سنگ و یا گازی کردن زغال سنگ بخار آب و اکسیژن در دمای ۸۷۰ درجه سانتیگراد و فشار ۲۷ اتمسفر با زغال سنگ ترکیب می شود محصول حاوی ۲۲.۹ درصد هیدروژن ۴۶.۲ درصد کربن منو اکسید ،۷.۸ درصد کربن دی اکسید ، ۲۲.۵ درصد آب و ۰.۶ درصد کربن متان و نیتروژن است پس از جداسازی گاز کربن دی اکسید ، محصول برای فروش از طریق خطوط لوله عرضه می شود.

۲- تهیه گاز سنتز از مواد سنگین نفتی، مواد سنگین نفتی با اکسیژن ( نه هوا) در دمای ۱۳۷۰ درجه سانتیگراد و فشار ۱۰۲ اتمسفر ترکیب شده و گاز سنتز تولید می کند.۳- تهیه گاز سنتز از نفتا، نفتا با بخار آب در مجاورت کاتالیست نیکل در دمای ۸۸۵ درجه سانتیگراد و فشار ۲۵ اتمسفر ترکیب وگاز سنتز حاصل می شود.۴- تهیه گاز سنتز از گاز طبیعی ،این روش که در جهان متداول تر است در در دو مرحله کراکینگ و خالص سازی ، گاز طبیعی به گاز سنتز تبدیل می گردد.در این روش از کبالت ، مولیبدیم و اکسید روی به عنوان کاتالیست استفاده می شود. محصول نهایی حاوی ۸۳.۸ درصد هیدروژن ، ۱۴.۸ درصد کربن منواکسید ۰.۱ درصد کربن دی اکسید و مقداری متان نیتروژن و بخار آب است. فرایند تهیه گاز سنتز از زغال سنگ در شکل نشان داده شده است.

ج: گاز شهری (TOWN GAS)

اصطلاحا به گازی گفته می شود که از طریق خط لوله از یک مجتمع تولید گاز به مصرف کنندگان تحویل می شود . گاز شهری یا از زغال سنگ و یا از نفتا تولید و در مناطقی مصرف می شود که یا گاز طبیعی در دسترس نباشد و یا زغال سنگ ارزان به وفور یافت شود ترکیب گاز شهری: هیدروژن %۵۰، متان%۲۰ تا %۳۰، کربن منواکسید %۷ تا %۱۷، کربن دی اکسید%۳، نیتروژن %۸، هیدروکربورها %۸ علاوه بر این ناخالصی های دیگری مانند بخار آب ، امونیاک ، گوگرد، اسید سیانیدریک نیز در گاز شهری وجود دارد. به گاز شهری گاز زغال سنگ و یا گاز سنتز نیز می گویند. در ایران گازی که از طریق خط لوله به مشترکین در شهرها عرضه می گردد گاز طبیعی است و ترکیب آن مشابه گاز شهری نیست.

د: گاز شیرین (SWEET GAS)

گازشیرین گازی است که هیدروژن سولفید و کربن دی اکسید آن گرفته شده باشد.

س: گاز طبیعی (NATURAL GAS)

گاز طبیعی عمدتا از هیدروکربوها همراه با گازهایی مانند کربن دی اکسید ، نیتروژن و در بعضی از مواقع هیدروژن سولفید تشکیل شده است بخش عمده هیدروکربورها را گاز متان تشکیل می دهد و هیدروکربورهای دیگر به ترتیب عبارتند از اتان ، پروپان ، بوتان، پنتان و هیدروکربورهای سنگین تر ناخالصی های غیرهیدروکربوری نیز مانند آب ، کربن دی اکسید ، هیدروژن سولفید و نیتروژن در گاز طبیعی وجود دارد. گاز چنانچه در نفت خام حل شده باشد گاز محلول (SOLUTION GAS ) نام دارد و اگر در تماس مستقیم با نفت از گاز اشباع شده باشد گاز همراه (ASSOCIATED GAS) نامیده می شود.
گاز غیر همراه ( NON-ASSOCIATED GAS)از ذخایری که فقط قادر به تولید گاز به صورت تجاری باشد استخراج می شود در بعضی موارد گاز غیر همراه حاوی بنزین طبیعی و یا چکیده نفتی

( CONDENSATE) استخراج می شود که حجم قابل توجهی از گاز را از هر بشکه هیدروکربور بسیار سبک آزاد می کند.

ش: گاز طبیعی فشرده ( COMPRESSED NATURAL GAS)

گاز طبیعی عمدتا از متان تشکیل شده است و دراکثر نقاط جهان یافت می شود.گاز طبیعی را می توان از طریق خط لوله و یا به صورت گاز طبیعی مایع شده (LNG) با نفتکش حمل نمود. از گاز طبیعی فشرده و یا به اختصار سی ان جی می توان در اتومبیل های احتراقی به عنوان سوخت استفاده کرد در حال حاضر حدود یک میلیون وسیله نقلیه در جهان با گاز فشرده حرکت می کنند. در ایتالیا در مقیاس وسیعی از سی ان جی استفاده می شود و در زلاندنو و آمریکای شمالی نیز استفاده از گاز طبیعی فشرده رواج دارد.
ترکیبات گاز طبیعی متفاوت است و بستگی به نوع میدان گازی دارد که از ان بدست امده است. ناخالصی ها شامل هیدروکربورهای سنگین ، نیتروژن ، دی اکسید، اکسیژن و هیدروژن سولفید می باشد. در اتومبیل گاز طبیعی فشرده باید در مخزن سنگین و بزرگ و در فشاری برابر ۲۲۰ اتمسفر ذخیره گردد. البته از لحاظ میزان ذخیره و ارزش حرارتی سی ان جی که حدود ۸/۸ هزار ژول /لیتر است ( در مقایسه بنزین حدود ۳۲ هزار ژول می باشد مسافتی که اتومبیل می پیماید محدود خواهد بود. )علاوه بر این به علت محدودیت تعداد ایستگاه های سوخت گیری، اتومبیل باید به نحوی طراحی شود که علاوه بر سی ان جی بتواند از بنزین هم استفاده نماید.

مزایای سی ان جی به شرح زیر است:۱

– موتور در هوای سرد به راحتی روشن می شود.۲-سی ان جی، اکتان بسیار بالایی دارد.۳- تمیز می سوزد و ته نشین کمتری در موتور ایجاد می کند.۴- هزینه تعمیراتی موتور کمتر است.۵- مواد آلاینده ناچیزی از اگزوز خارج می گردد.

معایب سی ان جی به شرح زیر است:

۱- چون به صورت گاز وارد موتور می شود هوای بیش تری در مقایسه با بنزین جایگزین می کند و در نتیجه کارایی حجمی پایین تری دارد.
۲- مسافت کوتاه تری در مقایسه با اتومبیل های بنزین طی می کند مگر انکه موتور بتواند علاوه بر گاز از بنزین هم استفاده نماید.
۳- قدرت موتور اتومبیل های گاز سوز روی هم رفته ۱۵ درصد کمتر از اتومبیل های بنزین سوز است.
۴- ساییدگی نشیمن گاه شیر که بستگی به میزان رانندگی دارد بیش تر است.
۵- خطر بیشتر آتش سوزی در هنگام تصادف در مقایسه با اتومبیل های بنزینی ( البته تاکنون در سوابق ایمنی خطر بیشتر ثابت نشده است) در ایران طرح گاز سوز کردن خودروها یا استفاده از گاز طبیعی فشرده یکی از برنامه های اساسی شرکت ملی گاز ایران است در شهرهای شیراز ، مشهد و تهران چندین جایگاه تحویل سوخت با تاسیسات و دستگاه های جانبی و کارگاه تبدیل سیستم خودروها از بنزین سوز به گاز سوز احداث شده و مورد بهره برداری قرار گرفته است و عملیات اجرایی برای ساخت تعداد دیگری ایستگاه در دست اجرا قرار دارد.

الف: مایعات گاز طبیعی (NATURAL GAS LIQUIDS)

مایعات گاز طبیعی معمولا همراه با تولید گاز طبیعی حاصل می شود. مایعات گازی (Gas liquids) نیز مترادف مایعات گاز طبیعی می باشد. مایعات گاز طبیعی را نباید با گاز طبیعی مایع و یا ال ان جی اشتباه کرد مواد متشکله در مایعات گاز طبیعی عبارت است از اتان ، گاز مایع ( پروپان و بوتان ) و بنزین طبیعی (natural gasoline) و یا کاندنسیت ( condensate) که درصد هر کدام بستگی به نوع گاز طبیعی و امکانات بهره برداری دارد.
در سال ۱۹۹۶ کل تولید مایعات گاز طبیعی در جهان بالغ بر روزانه ۵.۷ میلیون بشکه بوده که از این مقدار تولید اوپک در حدود ۲.۶ میلیون بشکه در روز گزارش شده است.

ب: گاز طبیعی مایع ( Liquefied natural gas LNG)

گاز طبیعی عمدتا از متان تشکیل شده است و چنانچه تا منهای ۱۶۱ درجه سانتیگراد در فشار اتمسفر سرد شود به مایع تبدیل می شود و حجم ان به یک ششصدم حجم گاز اولیه کاهش می یابد در نتیجه حمل آن در کشتی های ویژه به مراکز مصرف امکان پذیر می شود برای مایع کردن گاز متان می توان آن را تا ۲/۵ درجه سانتیگراد زیر صفر خنک نمود و تحت فشار ۴۵ اتمسفر به مایع تبدیل کرد این روش از لحاظ اقتصادی مقرون به صرفه است ولی از طرف دیگر حمل ان تحت فشار زیاد احتیاج به مخازن بسیار سنگین با جدار ضخیم دارد که امکان پذیر نیست و از نظر ایمنی توصیه نمی شود در نتیجه در فرایند تولید گاز طبیعی مایع ، فشار آن رابه اندکی بیش از یک اتمسفر کاهش می دهند تا حمل آن آسان باشد.
اولین محموله گاز طبیعی مایع یا به اختصار ال ان جی به صورت تجاری در سال ۱۹۶۴ از الجزایر به بریتانیا حمل شد و از ان هنگام امکانات بندری و ذخیره سازی در بنادر بارگیری و تخلیه و همچنین ساخت کشتی های ویژه حمل ال ان جی احتیاج به سرمایه گذاری هنگفتی دارد در حالی که قیمت فروش گاز طبیعی مایع در حال حاضر در سطح نازلی است لذا فروشنده و خریدار باید قبلاً نسبت به انعقاد یک قرارداد طولانی ۱۵ الی ۲۰ ساله نحوه قیمت گذاری و سایر شرایط توافق لازم را به عمل آورند.

در تولید گاز مایع چهار مرحله عمده وجود دارد:

۱- جداسازی ناخالصی ها که عمدتا از کربن دی اکسید و در برخی از موارد ترکیبات گوگردی تشکیل شده است.
۲- جداسازی آب که اگر در سیستم وجود داشته باشد به کریستال های یخ تبدیل شده و موجب انسداد لوله ها می گردد.۳- تمام هیدروکربورهای سنگین جدا شده و تنها متان و اتان باقی می ماند.
۴- گاز باقی مانده تا ۱۶۰ درجه سانتی گراد سرد شده و به حالت مابع در فشار اتمسفر تبدیل می شود. گاز طبیعی مایع در مخازن ویژه عایق کاری شده نگهداری و سپس برای حمل به کشور مقصد تحویل کشتی های ویژه سرمازا( CRYOGENIC TANKERS) می گردد. در حین حمل معمولا بخشی از گاز تبخیر شده به مصرف سوخت موتور کشتی می رسد. در بندر مقصد گاز طبیعی مایع تخلیه می گردد تا هنگام نیاز به مصرف برسد قبل از مصرف گاز طبیعی مایع مجدداً به گاز تبدیل می شود. در فرایند تبدیل مجدد به گاز سرمای زیادی آزاد می شود که می توان از این سرما مثلا برای انجماد موادغذایی و یا مصارف دیگر تجاری استفاده کرد .

ج:گاز غیر همراه (NON-ASSOCIATED GAS)

گاز غیر همراه از میادینی که تنها تولید گاز از انها به صورت اقتصادی امکان دارد استخراج می شود به گاز استخراج شده از میادین نفت میعانی که درصد گاز حاصله از هر بشکه هیدروکربورهای مایع شبکه خیلی زیاد است نیز گاز غیر همراه می گویند.

ذ: گاز مایع (LPG)

مایع و یا به اختصار ال پی جی از پروپان و بوتان تشکیل شده است گازی که در سیلندر نگهداری می شود و در منازل مورد استفاده قرار می گیرد همان گاز مایع و یا مخلوط پروپان و بوتان است. گاز مایع را می توان از سه منبع بدست آورد:

۱- گاز طبیعی غیر همراه گاز ترو ترش از میدان گاز طبیعی را پس از خشک کردن و گوگردزدایی می توان تفکیک کرد و پروپان و بوتان را بدست آورد.

۲- گاز طبیعی همراه پس از تفکیک و پالایش گاز طبیعی همراه با نفت خام نیز می توان پروپان و بوتان آن را جدا نمود.

۳- نفت خام بخشی از پروپان و بوتان در نفت خام باقی می ماند که می توان آن را با پالایش نفت خام بدست آورد همچنین در فرایند شکستن ملکولی و یا فرایند افزایش اکتان بنزین نیز ، پروپان و بوتان به صورت محصول جانبی حاصل می شود. در آمیزه گاز مایع درصد پروپان و بوتان بسیار مهم است در تابستانها که هوا گرم است درصد بوتان را اضافه می کنند ولی در زمستان با افزایش میزان پروپان در حقیقت به تبخیر بهتر آن کمک می نمایند معمولا درصد پروپان در گاز مایع بین ۱۰ الی ۵۰ درصد متغیر است .

چ: کلاهک( CAG CAP)

) حجمی از لایه مخزن در اعماق زمین را کلاهک گاز و

یا گنبد گاز (GAS DOME) نامیده اند

که در آن گاز در بالای نفت جمع شود. معمولا مرتفع ترین ،

یا یکی از مرتفع ترین مناطق لایه مخزن محسوب می گردد.

د: گاز کلاهک گاز (GAS CAP GAS)

گاز کلاهک به گازی گفته می شود که در کلاهک گاز محبوس شده باشد.

در جهان روزانه بیش از ۵ میلیون بشکه گاز مایع مصرف می شود مصارف گاز مایع در کشورهای مختلف متفاوت است متوسط درصد مصرف آن طی دهه ۱۹۹۰ در جهان در بخش های مختلف به شرح زیر است:

تجاری و خانگی %۶۰، صنایع شیمیایی %۱۵، صنعتی %۱۵، خدماتی %۵، تولید بنزین%۵ هر تن متر یک پروپان معادل ۱۲.۸ بشکه و بوتان برابر ۱۱.۱ بشکه است. گاز مایع را با کامیون های مخصوص خط لوله و یا کشتی های ویژه ای که برای همین منظور ساخته شده است حمل می نمایند.

الف: گاز مشعل (FLARE GAS)هیدروکربورهای سبک ممکن است به صورت گاز از شیرهای ایمنی در دستگاه های بهره برداری ، پالایشگاه ها و یا مجتمع های پتروشیمی ، گذشته و از طریق مشعل سوزانده شود چنانچه یکی از واحدهای پالایشگاه به علت بروز اشکالاتی در سیستم برق یا آب سرد کننده از کار بیفتد لازم است که مقادیر خوراک مجتمع و یا محصولات پالایشگاه از طریق دودکش به مشعل هدایت و سوزانده شود تا از خطرات احتمالی جلوگیری شود. در مجتمع های بزرگتر و مجهزتر معمولا دستگاه های بازیاب نصب شده که می توان در مواقع اضطراری بخشی از مایعات و یا گازها را به انجا هدایت کرد و از وسوختن آنها جلوگیری نمود.

ب: گاز همراه (ASSOCIATED GAS) گاز همراه یا به صورت محلول در نفت خام است که در مراحل بهره برداری از نفت خام جدا می شود

کشف مقدار زیادی هیدرات گاز در دامنه شمالی آلاسکا و پایین خلیج جنوب شرقی ایالات متحده امریکا،این ایده را قوت می بخشد که هیدراتهای گاز،منبع بسیار مهم انرژی در آینده محسوب میشوند.گرچه،ابتدا مسائل بسیار مهم تکنیکی و فنی باید حل شود تا بتوان هیدرات های گاز را به عنوان یک منبع انرژی مهم در جهان،معرفی کرد.هیدرات های گاز به طور طبیعی به شکل مواد کریستالی که از آب و گاز تشکیل شده،هستند.در هیدرات ها، یک شبکه جامد آب،ملکول های گاز را در یک ساختار قفس مانند در خود جای می دهند.هیدرات های گاز بیشتر در نواحی یخ زده و قطبی و زیر دریا در لایه های رسوبی وجود دارند.

درحالی که،متان،پروپان و دیگر گازها می توانند در ساختار قفس مانند محبوس شوند،اما احتمال تشکیل هیدرات متان بسیار بیشتر است.میزان متان محبوس شده در هیدرات های گاز بسیار زیاد است و تخمین میزان آن بیشتر حدسی و فرضی است .به نظر می رسد که میزان گاز در ذخایر هیدرات جهان بسیار بیشتر از حجم منابع دیگر انرژی هاست.گرچه تا به حال در مورد دسترسی و تولید این هیدرات های گاز تحقیق و پژوهش بسیاری صورت نگرفته است.هدف اولیه پژوهش های مربوط به هیدرات های گاز، بررسی پارامترهای زمین شناختی است که ایجاد هیدرات های گاز را در کنترل دارد.هدف دیگر، ارزیابی حجم گاز طبیعی ذخیره شده، درون انباشته های جهانی هیدراتهای گاز است.

ورت جداگانه از نفت خام اشباع شده حاصل می شود .

هیدرات های گاز نواحی یخ زده و قطبی
به نظر می رسد که هیدرات های گاز ،در حوزه غرب سیبری وجود دارند و تصور می شود که در دیگر نواحی قطبی شمال روسیه،مثل ایالت تیمان-پچورا،کراتن شرق سیبری و شمال شرقی سیبری و نواحی کامچاتکا نیز وجود داشته باشند.هیدرات های گازدر نواحی قطبی شمال آلاسکا و ایالت های شمالی آمریکا نیز وجود دارند. از شواهد غیر مستقیمی که نتیجه حفاری چاه در این نواحی بود به وجود هیدرات های گاز در دامنه شمالی آلاسکا پی برده شد و احتمال حضور لایه های متعدد هیدرات های گاز در ناحیه خلیج پرودهو (Prudhoe) و حوزه های نفتی رودخانه کوپاروک را تأ ئید می کند.در یک پنجم از چاه های حفاری شده در ناحیه ی دلتای مکنذی وجود هیدرات های گاز تأیید شده است و بررسی چاه های جزایر قطبی نشان می دهد که در نواحی قطبی، هیداراتهای گاز در اعماق ۱۳۰ تا ۲۰۰۰ متر وجود دارند.

هیدراتهای گاز دریایی
وجود هیدراتهای گاز در نواحی دریایی، عمدتاً نتیجه بازتاب غیرعادی لرزه های است که از محدوده منطقه ویژه مرزی هیدراتهای گاز می آید.این بازتابها عمدتاً به نام بازتاب تحریکی انتهایی یاBSR خوانده می شوند.BSR ها در اعماق ۱۰۰ تا ۱۱۰۰ متری از سطح دریا، نقشه برداری شده اند.هیدرات های گاز در لایه های رسوبی خلیج مکزیک،بخش دریایی حوزه رودخانه Eel در کالیفرنیا،دریای سیاه،دریای خزر و دریای Okhotsk پیدا شده اند.همچنین،هیدراتهای گاز در اعماق بیش تر زیر سطحی در خلیج جنوب شرقی امریکا، Black Kidge در خلیج مکزیک،حوزه کاسکادیا نزدیک اوریگان،کانال امریکای مرکزی،دریای پروودرنواحی شرقی و غربی ژاپن نیز کشف شده اند.

ارزیابی منابع هیدرات گاز
از آنجا که هیدرات های گاز در نواحی قطبی و در لایه های رسوبی دریایی وجود دارند،می توانند یک منبع انرژی بالقوه محسوب شوند.پیش بینی های جهانی برای میزان گاز طبیعی موجود در لایه های هیدرات گاز از ۱۰۲۰/۵ تا ۱۰۶۲/۱ تریلیون فوت مکعب برای نواحی قطبی و از ۱۰۵۱/۱ تا ۱۰۸۷/۲ تریلیون فوت مکعب برای لایه های رسوبی اقیانوسی است.پیش بینی های انتشار یافته در مورد منابع هیدراتهای گاز نشان دهنده نوسانات قابل ملاحظه ای است. آخرین پیش بینی ها از میزان متان در انباشته های جهانی هیدراتهای گاز حدود ۱۰۵۷ تریلیون فوت مکعب است اما به نظر میرسد که لایه های رسوبی اقیانوسی دارای منابع بیش تر و بزرگ تری از گاز طبیعی هستند تا لایه های رسوبی قاره ای.هدف اصلی کار ارزشیابی و تخمین در مؤسسه پژوهشی زمین شناختی امریکا،تخمین زدن منابع هیدرات گاز در امریکا هم در نواحی ساحلی و هم در نواحی دریایی است.

ارزیابی هیدرات های گاز براساس یک برنامه تجزیه و تحلیلی، ایالت به ایالت انجام می شود.ما تمامی هیدرات های گاز را بدون توجه به مسائل فنی آن ها،تعریف،توصیف و ارزیابی می کنیم.بنابراین،این ارزیابی،تنها با حجم منابع هیدرات های گاز موجود مربوط است،یعنی میزان گازی که درون هیدرات های گاز بدون در نظر گرفتن بازیافت آن وجود دارد.

در یک روش تجزیه و تحلیلی،انباشته های بالقوه هیدروکربن، براساس خصوصیات زمین شناختی شان گروه بندی می شوند سپس شرایط زمین شناختی بروز هیدروکربن ها الگوبرداری می شود. در این روش ارزشیابی،زمین شناسان، در مورد عوامل زمین شناختی لازم برای تشکیل انباشته های هیدروکربن و عوامل زمین شناختی تعیین کننده اندازه آنها،بحث می کنند.در یک ارزیابی،۱۱ حوزه هیدرات گاز،در ۴ ایالت نفتی دریایی و ساحلی کشف و برای هر حوزه میزان هیدرات های گاز تخمین زده شد.پیش بینی های انجام شده برای هر کدام از این ۱۱ حوزه جمع آوری شدند تا کل منابع هیدرات گاز در ایالات متحده آمریکا تخمین زده شود.منابع موجود گاز درون هیدراتها در ایالات متحده امریکا بین ۷۶۵/۱۱۲ تا ۱۱۰/۶۷۶ تریلیون فوت مکعب گاز است. گرچه این آمار،همراه با درصد بالایی از شک و تردید است،اما نشان دهنده میزان بسیار زیادی گاز ذخیره شده در هیدرات های گاز هستند.ارزش کلی هیدرات های گاز محاسبه شد ه در امریکا حدود ۲۲۲ تا ۳۲۰ تریلیون فوت مکعب گاز است.لازم به ذکر است که حفاری های پژوهشی دریایی که اخیراً درون منطقه ویژه اقتصادی امریکا در امتداد ناحیه شرقی این کشور انجام شده است،وجود مقادیر قابل توجهی از متان ذخیره شده را به عنوان هیدرات گاز جامد و گاز آزاد حبس شده زیر هیدرات های گاز،تأیید می کند.

تولید گاز از هیدرات های گاز
روشهای پیشنهاد شده بازیافت گاز از هیدراتها معمولاً شامل تفکیک کردن یا ذوب کردن هیدراتهای گاز به روشهای زیر است:۱)گرم کردن مخزن برای دمای تشکیل هیدرات ۲)کاهش فشار مخزن زیر موازنه هیدرات ۳)تزریق یک مهارکننده مثل متانول یا گلیکول درون مخزن برای کاهش شرایط تثبیت هیدرات.البته در حال حاضر، بازیافت گاز از هیدرات ها به تعویق انداخته میشود چون هیدرات ها معمولاً در نواحی خشن قطبی و نواحی عمیق دریایی گسترده شده اند.

اخیراً از یک سری مدل های تحریک گرمایی ساده هم برای ارزیابی تولید هیدرات گاز از آب گرم و جریانهای بخاری استفاده شده است که نشان می دهد،گاز را می توان از هیدرات ها به میزان کافی تولید کرد به صورتی که هیدرات های گاز به یک منبع قابل بازیافت تکنیکی تبدیل شوند،گرچه هزینه زیاد این تکنیک های بازیافت پیشرفته گاز،جلوی بازیافت را می گیرد. استفاده از مهارکننده های هیدرات گاز برای تولید گاز از هیدراتها از لحاظ فیزیکی امکان پذیر است،گرچه،استفاده از حجم های زیاد مواد شیمیایی مثل متانول هزینه اقتصادی و زیست محیطی بالایی دارد.از میان تکنیکهای مختلف تولید گاز طبیعی از هیدراتها،اقتصادی ترین و به صرفه ترین روش،طرح فشار زدایی است.

حوضه گازی Messoyakha در بخش شمالی حوزه غرب سیبری اغلب به عنوان یک مثال از تولید گاز از انباشته های هیدروکربن مورد استفاده قرار می گیرد. از تمامی اطلاعات زمین شناختی برای تأیید حضور هیدرات های گاز در قسمت بالایی این حوزه استفاده شده است.پیشینه تولید گاز از هیدرات های این حوزه نشان می دهد که هیدرات های گاز یک منبع تولیدی فوری از گاز طبیعی هستند و تولید را میتوان با روشهای همیشگی شروع و حفظ کرد. تولید طولانی مدت از بخش هیدرات گاز حوضه Messoyakha با برنامه ساده فشارزدایی قابل دسترسی است.تولید از بخش پایینی گاز آزاد این حوزه در سال ۱۹۶۹ آغاز شد.گرچه در سال ۱۹۷۱،فشار مخزن از میزان مورد انتظار انحراف پیدا کرد.این انحراف به آزادسازی گاز آزاد از هیدراتهای تفکیک یافته گاز نسبت داده میشود.از این حوزه تا به حال حدود ۳۶ درصد (حدود ۱۸۳ میلیارد فوت مکعب) گاز برداشت شده است.گرچه برخی محققان معتقدند که گاز تولید شده از هیدرات ها نبوده است.

فعالیت های پژوهشی بین المللی
در دو سال گذشته،مؤسسات دولتی در ژاپن،هند و کره جنوبی شروع به توسعه برنامه های پژوهش برای بازیافت گاز از هیدرات های اقیانوسی کرده اند.یکی از مهم ترین پروژه های هیدرات گاز که در ژاپن در حال انجام است،یک پروژه ۵ ساله برای ارزیابی منابع داخلی هیدرات های بالقوه گاز طبیعی است.در مقالاتی که منتشر شده است: مؤسسه مجری طرح، اعلام کرده است که هیدرات های متان می تواند نسل آینده منبع انرژی قابل تولید داخلی باشد.در سال ۱۹۹۶ این برنامه تحقیقاتی زمین شناختی و لرزه شناسی بر روی نواحی قاره های شمالی و جنوب شرقی ژاپن انجام شده است.براساس تحقیقات صورت گرفته،کاشف به عمل آمده است که حدود ۱۸۰۰ تریلیون فوت مکعب گاز درون هیدرات های گاز ناحیه نانکای ذخیره شده است.هندوستان نیز مانند ژاپن به علت پرداخت هزینه های بالا برای واردات LNG ،مطالعات پژوهشی چندی را مبنی بر حضور و امکان بازیافت گاز از هیدرات های گاز در این کشور آغاز کرده است.پژوهش ها نشان می دهند که بین هند و میانمار،در دریای آندامان منبع عظیمی از هیدرات های گاز وجود دارد که حدس زده می شود،دارای ۲۱۱ تریلیون فوت مکعب گازباشد.دولت هندوستان اعلام کرده است که این مسئله برای تأمین نیازهای فزاینده انرژی این کشور از اهمیت بسیاری برخوردار است.با اینکه اطلاعات ما در مورد هیدرات های نهفته گاز بسیار اندک است،اما می توان انتظار داشت با توسعه فناوری های جدید بتوان به هیدرات ها به عنوان نسل آینده منبع انرژی نگاه کرد.

از دیرباز استفاده از انرژی از جمله مهم ترین نیازهای بشر بوده است. انسان های اولیه با استفاده از انرژی های باد وآب، نیازهای خود را برآورده می ساختند و به مرور زمان با اکتشاف و استخراج زغال سنگ، دوران جدیدی برای توسعه صنعت و حمل و نقل به وجود آمد، اما با اکتشاف و استخراج نخستین چاه های نفت، رفته رفته انرژی جدید ارزان تر و مفیدتری پا به عرصه جهان گذاشت.با رشد روزافزون صنایع در دنیا و به ویژه کشورهای صنعتی و نیاز شدید به انرژی، کشورهای توسعه یافته به دلایل مختلف درصدد جانشینی گازطبیعی با نفت برآمدند. همچنین به دلایل فراوانی پراکندگی گاز طبیعی در جهان، هزینه کمتر استخراج، قیمت مناسب و قابل رقابت آن (با توجه به داشتن ارزش حرارتی)، آلایندگی کمتر محیط زیست در قیاس با سایر سوخت های فسیلی و دیگر امتیازهایی که سوخت گاز دارد، در سال های آتی ارزش واقعی خود را در زمینه های مختلف تأمین انرژی نشان خواهد داد و به عقیده کارشناسان مسائل انرژی، تقاضای گاز طبیعی تا سال ۲۰۱۰ دو برابر خواهد شد و گاز طبیعی، انرژی برتر قرن ۲۱ خواهد بود.

نفت درصد سال گذشته، سوخت تجاری غالب بوده است و گاز در قرن آینده می تواند این تسلط را از آن خود کند، زیرا مجموعه ای از اراده های سیاسی، اقتصادی، فنی و اجتماعی از این موضوع پشتیبانی می کنند.

گفتنی است که ظرفیت بالقوه ای برای سایر منابع جانشین نیز وجود دارد؛ منابعی همچون سلول های سوختی (Fuel cells) و فناوری کاربرد هیدروژن به عنوان سوخت، اما انتقال به این گونه انرژی ها کاری بس دشوار خواهد بود و در کوتاه و میان مدت، استفاده وسیع از آنها شدنی نیست. گاز به خوبی می تواند به وضعیت محیط زیست کمک کند و فناوری های جدید نیز نقش اساسی را در انتقال الگویی مصرف انرژی دنیا به سوی گاز ایفا می کنند. از جمله این فناوری ها، توربین های سیکل ترکیبی با سوخت گاز طبیعی است. دیگر فناوری های مرتبط با گاز که به طور مشخص می توانند بر صنعت گاز اثر بگذارند، عبارتند از:

۱- گاز طبیعی (ال.ان.جی): فناوری های جدید در پی رساندن محموله های ال.ان.جی به پایانه های گاز رسانی مجدد در مبادی مختلف جهان با حداقل هزینه هستندکه می تواند به خوبی با گاز حمل شده با خط لوله رقابت کند.

۲- جی.تی.ال: فناوری تبدیل گاز به فرآورده های نفتی روبه گسترش دربیشترکشورهای دارنده منابع گاز طبیعی است.

اگر پروتکل کیوتو نیز به اجرا درآید، این موضوع به صنایع و مصرف کنندگان فشار می آورد تا به مصرف سوخت های پاک روی آورند و وابستگی خود را به نیروگاه های زغال سنگ سوز در بیشتر نقاط جهان به ویژه آمریکا واروپا کاهش دهند و برساخت نیروگاه های سیکل ترکیبی با سوخت گاز طبیعی که می تواند به سرعت ساخته شود و در همین حال ارزان تر، ایمن تر و کارآتر عمل کند، اهتمام ورزند.

علاوه بر مصارف مرتبط با انرژی، مصارف غیر انرژی گاز طبیعی به عنوان یک ماده خام، به ویژه در صنایع پتروشیمی، بسیار چشمگیراست؛ ازاین رو با توجه به موارد یاد شده، جانشینی گاز طبیعی با نفت اجتناب ناپذیر به نظر می رسد. با بروز بحران های نفتی در دهه ۷۰ میلادی و بیش از چهار برابر شدن قیمت های نفت خام، کشورهای عمده مصرف کننده انرژی، شیوه های متعدد را به منظور کاهش هزینه های انرژی اجرا کردند. برخی از این سیاست ها کوتاه مدت بوده است که این روش به منظور مقابله با افزایش ناگهانی و پیش بینی نشده قیمت های انرژی به کار گرفته می شود و برخی سیاست ها بلند مدت هستندکه در این حالت بدون این که به سطح عمومی رفاه جامعه خدشه ای وارد شود، روند منطقی به مصرف انرژی داده می شود. از جمله این سیاست ها می توان به موارد ذیل اشاره کرد:
-به کارگیری سیاست های جانشین در سوخت ها
– سرمایه گذاری برای استفاده از انرژی های نو
– اقدام های لازم برای بهبود فناوری
– اعمال سیاست های مدیریت انرژی
-درمیان سیاست های یاد شده، اعمال سیاست های جانشین در حامل های انرژی یکی از سیاست هایی بود که بسیاربه آن توجه شد و مصرف انرژی، به سرعت متوجه سایر انرژی های جانشین نفت خام شد. از جمله این انرژی ها، گاز طبیعی بود که با توجه به شرایط ویژه این سوخت، اهمیت ویژه ای دارد.

ذخایر گاز طبیعی در جهان

به طور کلی ذخایر گاز به سه دسته ی ذخایر اثبات شده(Proved Reserves)، ذخایر احتمالی(Probable Reserves) و ذخایر ممکن(Possible Reserves). تقسیم می شوند.ذخایر اثبات شده آن دسته از ذخایرهستند که اکتشاف در آنها به پایان رسیده است و در حال حاضر در مرحله تولید و یا توسعه قرار دارند. این ذخایر معمولاً در شرایط فنی و اقتصادی کنونی قابل توسعه وتولید هستند. ذخایر احتمالی به آن دسته ذخایر می گویند که اکتشاف در آنها به پایان رسیده است و به احتمال زیاد در شرایط فنی و اقتصادی کنونی قابلیت تولید دارند. ذخایر ممکن نیز ذخایری هستند که شناخت زمین شناسی روی آنها صورت گرفته است و معمولاً در کنار ذخایر اثبات شده یا احتمالی قرار دارند، اما عملیات حفاری روی آنها انجام نشده است و ارقام داده شده، تنها تخمین های کارشناسان زمین شناسی نفت و گاز است.ذخایر گازی جهان در ۲۵ سال گذشته روند افزایشی پایداری داشته است. کشف میدان های عظیم مستقل گاز در روسیه مانند اورنگوگ، یامبروگ، بوانکوسکوی در شبه جزیره یامال، همچنین میدان عظیم گازی پارس جنوبی در ایران مشترک با گنبد شمالی قطر، سبب افزایش ذخایر گازی جهان شده است؛ به گونه ای که اثبات شده در ۲۵ سال گذشته روندی صعودی داشته است، به ویژه تا سال ۱۹۹۶ که از این سال به بعد، ذخایر گاز طبیعی تقریباً ثابت مانده و در سال ۲۰۰۰ دوباره افزایش یافته است. میزان ذخایر اثبات شده گاز طبیعی در سه دهه اخیر، بیش از سه برابر شده است.

میزان این ذخایر از حدود ۴۵ تریلیون متر مکعب در سال ۱۹۷۰به بیش از ۱۵۰ تریلیون مترمکعب در سال ۲۰۰۰ رسیده است. بررسی میزان ذخایر اثبات شده این حامل انرژی در سه دهه اخیر برای کل جهان، حاکی از افزایش میزان رشد و توسعه در زمینه های اکتشاف و تولید گاز طبیعی است. اگر تولید تجمعی گاز طبیعی را در۳۰ سال گذشته محاسبه کنیم، به رقم تولید حدود ۴۴ تریلیون مترمکعب خواهیم رسید. با توجه به ذخایر کشف شده در این مدت (حدود ۱۰۱ تریلیون مترمکعب) در مجموع در حدود۱۴۵ تریلیون مترمکعب در سی سال گذشته بر میزان ذخایر اثبات شده گاز جهان، افزوده شده است. افزایش میزان ذخایر حتی با گسترش میزان تولید آن، جهانیان را به بهره برداری از این حامل انرژی سازگار با محیط زیست امیدوار می کند.توسعه ذخایر گازی و بهره برداری بیشتر از منابع گاز، نیازمند هزینه کردن میزان عظیمی سرمایه ها در این زمینه است که به دلیل ساختار وجودی این حامل انرژی (در زمینه ذخیره سازی و حمل و نقل)سرمایه گذاری بیشتری را در دهه های آینده طلب می کند.در سال های آتی گاز طبیعی به لحاظ داشتن امتیازهای زیست محیطی، سیاست کشورهای توسعه یافته مبنی بریافتن جانشینی برای نفت پس از بحران های نفتی و گستردگی ذخایر گاز طبیعی در جهان مهم ترین منبع انرژی جهان به شمار خواهد رفت و سرانجام ارزش واقعی خود را در زمینه های مختلف تأمین انرژی جهان نشان خواهد داد.

بررسی عمر ذخایر جهان در سی سال گذشته، حاکی از افزایش عمر این ذخایر از حدود۴۵ سال درسال۱۹۷۰ به بیش از۶۰ سال در سال۲۰۰۰ است. در پایان سال ۲۰۰۰ عمر ذخایر اثبات شده جهان حدود ۶۲ سال، با توجه به تولید ۴۲/۲ تریلیون مترمکعب، در نظر گرفته می شود. به این ترتیب، عمر ذخایر گازی ۲۳ سال بیشتر از عمر ذخایر نفتی است وجهان برای تأمین نیازهای آتی انرژی خود بیشتر از نفت می تواند بر گاز تکیه داشته باشد.براساس آخرین نتایج فعالیت های اکتشافی، ذخایر اثبات شده گاز طبیعی جهان در پایان سال۲۰۰۰ حدود ۱۹/۱۵۰ تریلیون مترمکعب است. عمده ذخایر گاز طبیعی در دو منطقه جمهوری های شوروی سابق و خاورمیانه است که بیش از۷۰ درصد ذخایر گاز طبیعی جهان را در اختیار دارند. تولید تجاری (Marketed Production) گاز طبیعی جهان در سی سال گذشته، روند صعودی داشته است؛ به گونه ای که تولید تجاری آن از حدود یک تریلیون مترمکعب در سال ۱۹۷۰ به ۴۲/۲ تریلیون مترمکعب در سال ۲۰۰۰ رسیده است.رشد ۱۳۶ درصدی تولید گاز طبیعی (۴/۴ درصد رشد سالانه) در یک دوره سی ساله، حاکی از افزایش اهمیت گازطبیعی در سبد مصرف انرژی کشورهای مصرف کننده انرژی است. متوسط رشد سالانه تولید در دهه های ۸۰،۷۰و۹۰به ترتیب ۱۵/۴، ۷۵/۳و۹/۱ درصد بوده است. کاهش میزان تولید در دهه ۹۰ به جمهوری های شوروی سابق مربوط است که نه تنها تولید نداشته اند، بلکه متوسط سالانه ۶/۱ درصد کاهش تولید داشته اند و با توجه به وزنی که در تولید جهان دارند(حدود۳۰درصد) سبب کاهش نرخ رشد تولید در دهه ۹۰ شده اند.

مصرف گاز طبیعی در جهان

مصرف گاز طبیعی در مقایسه با سایر حامل های انرژی جهان تا پایان دهه۸۰ با رشد فزاینده ای ادامه داشت و با کاهش مصرف در جمهوری های شوروی سابق به دلیل مسائل اقتصادی و سیاسی در دهه ۹۰ سیر نزولی یافت. میزان مطلق مصرف گاز طبیعی دردهه ۹۰ به رغم کاهش مصرف در جمهوری های شوروی سابق، همواره صعودی بوده است (به استثنای سال های۱۹۹۲و۱۹۹۷). رشد ۱۴۳ درصدی مصرف گاز طبیعی(۳/۴ درصد در سال) در یک دوره سی ساله(۲۰۰۰-۱۹۷۰)حاکی از افزایش اهمیت فزاینده گاز طبیعی در سبد مصرف انرژی کشورهای مصرف انرژی کشورهای مصرف کننده انرژی است.

 

شانس کشورهای دارای ذخایر گازی سرمایه گذاری بر روی تولید LNG است.

براین اساس بیژن نامدار زنگنه، وزیر نفت ایران در کنفرانس امنیت انرژی برلین ٢٠١۵ با عنوان «امنیت انرژی در میان شک و تردیدها (بحرانها و قیمتها) با بیان این که قیمت گاز در اروپا سبب می‌شود که پروژه‌های زیرساختی مانند خط لوله به صرفه نباشد، اعلام کرد که انتقال گاز طبیعی مایع شده (ال ان جی) به اروپا گزینه مورد ترجیح ایران است.
وی افزود: ایجاد خط لوله را نیز منتفی نمی‌دانم، اما مشکلات زیادی در این باره وجود دارد و این گزینه اصلی ما نیست.
در حال حاضر گاز در سه بازار آمریکا، اروپا و آسیا و با اختلاف قیمتی بالا خرید و فروش می شود. در آمریکای شمالی به دلیل مقررات زدایی و وجود بازار رقابتی و حجم گسترده گاز طبیعی به عنوان رقیب شیل گس و با قیمتهای بسیار پایین روبرو هستیم . اما در قاره آسیا تجارت گسترده گاز براساس قیمت نفت و با قراردادهای بلند مدت، قیمتهای بالایی را در بر می گیرد. بازار اروپا نیز قیمتهای میانه را به خود اختصاص داده است.

 

برابر گزارش سال ٢٠١۴ بی پی، ایران در سال ٢٠١٣ همچنان با ٣٣,٨ تریلیون مترمکعب ذخایر اثبات شده گاز طبیعی ( ١٨.٢ درصد از مجموع ذخایرگاز طبیعی جهان) رتبه نخست را به خود اختصاص داده و روسیه با ٣١.٣ تریلیون مترمکعب و قطر با ٢٧.۴ تریلیون مترمکعب در رده های دوم و سوم قرار دارند.
در سال ٢٠١٣ حجم مبادلات تجاری گاز طبیعی جهان با افزایش ١۵,١ میلیارد مترمکعبی به ١٠٣۵.٩ میلیارد مترمکعب در سال رسید که از این مقدار ٣٢۵.٣ میلیارد متر مکعب مربوط به صادرات LNG و ٧١٠.۶ میلیارد متر مکعب مربوط به صادرات گاز طبیعی به وسیله خطوط لوله است.
در این میان روسیه و نروژ به ترتیب با ٢١١,٣ و ١٠٢.۴ میلیارد مترمکعب صادرات گاز طبیعی در سال به وسیله خط لوله رتبه های یکم و دوم را در جهان در اختیار دارند.
در بخش صادرات LNG نیز قطر با ١٠۵,۶ میلیارد مترمکعب در سال در رتبه نخست است و اندونزی با ٢٢.۴ میلیارد متر مکعب در رتبه بعدی قرار دارد.
در سال ٢٠١٣، بالغ بر ۶٨,۶ درصد از کل صادرات گاز طبیعی جهان از طریق خطوط لوله و ٣١.۴ درصد آن به صورت LNG انجام شده است.
در این سال، منطقه خاورمیانه به تنهایی ۴١,٢ درصد از صادرات LNG جهان را به خود اختصاص داده است که با توجه به سهم ٣٨.٨ درصدی آن در سال ٢٠١٢ شاهد افزایش ٢.۴ واحد درصدی در این بخش هستیم.
قطر به عنوان شریک ایران در میدان عظیم گازی پارس جنوبی، در سال ٢٠١٣ همچنان موقعیت خود را به عنوان بزرگترین عرضه کننده LNG جهان حفظ کرده و به تنهایی ٣٢,۵ درصد از کل صادرات LNG جهان را در اختیار دارد ( سهم قطر از صادرات LNG جهان در سال ٢٠١٢ بالغ بر ٣١ درصد گزارش شده است) .

 

در بخش صادرات گاز طبیعی به وسیله خطوط لوله نیز، منطقه خاور میانه دارای سهم بسیار اندک ۴,١ درصدی است. این در حالی است که باوجود ذخایر عظیم پارس جنوبی که میان ایران و قطر مشترک است، روسیه و نروژ به ترتیب با سهم ٢٩.٧ درصدی و ١۴.۴ درصدی از صادارت گاز طبیعی جهان به وسیله خط لوله، گوی سبقت را از دیگر رقیبان ربوده اند و در رتبه های یکم و دوم قرار دارند.
حضور نیافتن ایران در بازار LNG جهان (سهم صفر) و نیز سهم ناچیز آن در صادرات گاز طبیعی (حدود ١۵ میلیارد مترمکعب در سال) به وسیله خطوط لوله در حالی است که هم اکنون بازار گاز جهان، چه در بخش LNG و چه در بخش خطوط لوله با رشد چشم افسایی روبروست.
شرکت سرمایه گذاری مشترک توسعه طرح یامال ال ان جی روسیه پیش بینی می کند که بازار جهانی LNG تا سال ٢٠١٨ میلادی به سمت کمبود و رکود پیش رود؛ موضوعی که به روسیه کمک می کند تا سهم خود را در این بخش توسعه دهد.
این شرکت اعلام کرده است: انتظار می رود که واردات ال ان جی اروپا از ٣٨ میلیون تن در سال ٢٠١٣ میلادی به ١٠٧ میلیون تن در سال ٢٠٢۵ میلادی افزایش یابد و تا سال ٢٠٢٠ نیز کمبود جهانی ال ان جی به ۵٠ میلیون تن برسد.
در عین حال، تحلیلگران موسسه الاینتس برنت استین نیز اعلام کرده اند که تقاضای جهانی ال ان جی افزایش می یابد و این موضوع سبب افزایش قیمت آن می شود زیرا اجرای پروژه های ال ان جی که هنوز تصمیم نهایی سرمایه گذاری درباره آنها گرفته نشده است، لغو شده اند و یا به دلایل مختلف دیگر مانند محدودیتهای مالی به تاخیر افتاده اند.
آنها می گویند: این موضوع می تواند بازار جهانی ال ان جی را تا اوایل دهه آینده از مازاد عرضه کنونی به سوی کمبود ال ان جی بکشاند، مگر این که ٩٠ میلیون تن در سال ظرفیت جدید صادرات ال ان جی تا سال ٢٠٢٠ احداث شود.
در این زمینه، ایده ساخت تأسیسات ال ان جی در ایران با استفاده از گاز طبیعی فازهای پارس جنوبی به اوایل دهه ٨٠ شمسی بازمی‌گردد.
در مطالعات کلی شرکت ملی نفت ایران برای حضور ایران در بازار ال ان جی جهان، شش طرح پرشین ال ان جی با ظرفیت ١۶,٢ میلیون تن در سال، پارس ال ان جی با ظرفیت ١٠ میلیون تن در سال، ایران ال ان جی با ظرفیت ١٠.٨ میلیون تن در سال و همچنین پروژه‌های ال ان جی پارس شمالی با ظرفیت ٢٠ میلیون تن در سال، گلشن ال ان جی با ظرفیت تولید ١٠ میلیون تن در سال و دو پروژه با مقیاس کوچک و حجم تولید کلی سه میلیون تن در سال، طرحهایی بودندکه برای دستیابی به هدف تولید سالانه ٧٠ میلیون تن ال ان جی در سال ٢٠١۵ میلادی تعریف شده بودند.
این برنامه اگر طبق زمان‌بندی اجرا می‌شد هم‌اکنون ایران را به جایگاه بزرگترین صادرکننده گاز طبیعی مایع‌شده جهان می رساند اما با روی کار آمدن دولت نهم و تنشی که در روابط بین‌الملل بر سر پرونده هسته‌ای به راه انداخت، ساخت این طرحها با توجه به وابستگی کامل آن به تکنولوژی و سرمایه‌گذاری خارجی، از اولویت شرکت ملی نفت ایران خارج و از این میان تنها کلنگ ساخت پروژه ایران ال ان جی در تابستان سال ١٣٨۶ توسط غلامحسین نوذری، وزیر وقت نفت به زمین زده شد.
همزمان با برگزاری بیستمین نمایشگاه صنعت نفت در اردیبهشت ماه ١٣٩۴، مدیرعامل شرکت ملی صادرات گاز از تحقق پیشرفت ٣۵ درصدی پروژه ایران ال ان جی در سال ١٣٩٣ خبر داده است.
کندی حرکت ایران در تعامل با جهان خارج و سرمایه گذاری در پروژه های حیاتی کشور در حالی است که در حال حاضر ظرفیت تولید LNG قطر به عنوان مهمترین شریک گازی ایران در پارس جنوبی به بیش از سالانه ۷۷ میلیون تن افزایش یافته و در فروردین ماه امسال قطر به عنوان بزرگترین صادر کننده انرژی جهان موفق به صدور پنج هزارمین کشتی حامل LNG صادراتی خود به بازارهای جهانی شده است.
علاوه بر این، روسیه نیز با بهره گرفتن از موقعیت استراتژیک خود و با توجه به بی رقیب بودن در بازار اروپا همچنان در صادرات گاز طبیعی به وسیله خط لوله یکه تازی می کند.

 

آنچه مسلم است تحریمهای طولانی علیه صنعت نفت ایران و ناتوانی در مدیریت صنعتی و تعلل در اجرای دقیق و مارک شده برنامه های توسعه، پروزه های توسعه ای ایران را به تعویق انداخته یا متوقف کرده است. چالشی بزرگ که اگر برای ایرانیها نان نداشته ولی گویا برای همسایه های جنوبی و شمالی ایران هم نان داشته و هم آب. وگرنه در حال حاضر ایران هم بزرگترین صادر کننده گاز طبیعی به اروپا و شرق دور به وسیله خطوط لوله بود و هم بزرگترین تولید کننده LNG در جهان!.
به هر حال با روی کار آمدن دولت حسن روحانی و بازگشت آرامش پس از هشت سال ( چه در حوزه روابط بین الملل و چه در حوزه اقتصاد داخلی)  امید آن می رود که با امضای توافق جامع با گروه ١+۵ در ٣٠ ژوئن ٢٠١۵ امکان بهره برداری هر چه سریعتر از پتانسیلهای سرزمینی و انرژی ایران فراهم شود.
با بازگشت شرکتهای بین المللی و سرمایه گذاران خارجی، ایران به سرعت می تواند جایگاه واقعی خود را در مبادلات بین المللی بازیافته و به عنوان وزنه ای موثر در بازار جهانی گاز طبیعی و LNG وارد عمل شود.

 

منابع:

CNG- 1 و LNG و GTL در انتقال گاز طبیعی، مصطفی ساغری بازار عرضه و تقاضای فرآورده های حاصل از تبدیل گاز به مایع در آسیا، علیرضا پیمان پاک
۲- شانا
۳-کتاب ذخایر معدنی نوشته ی اسمیرنوف ت
۴-روزنامه اطلاعات

۵-دانشنامه رشد

BP statistical review of world energy june Economist -6 ٢٠١۴
۷-سازمان همکاری اقتصادی و توسعه OECD
۸- عصر انرژی؛ جعفر پور فرجودی
۹- رویترز
۱۰مهر