گاز طبیعی

تاریخچه

گاز طبیعی دارای تاریخی چند هزار ساله‌است. تقریباً در سال ۹۴۰ قبل از میلاد، مردمان سرزمین چین با استفاده از نی‌های تو خالی گاز طبیعی را از محل آن در خشکی به ساحل رسانده و از آن برای جوشاندن آب دریا و استحصال نمک استفاده می‌کردند. برخی از صاحب‌نظران اعتقاد دارند که چینی‌ها چاه‌های گاز را حتی تا عمق ۶۰۰ متری نیز حفر می‌کردند. همچنین حفر چاه‌های گاز در ژاپن در حدود سال ۶۰۰ قبل از میلاد گزارش شده‌است. سایر تمدن‌های باستانی نیز خروج گاز از زمین را متوجه شده و دریافته بودند که قابل اشتعال است و می‌سوزد. لذا معابدی برای محصور نگه داشتن این «شعله‌های جاودان» پر رمز و راز که بازدیدکنندگان به دیده احترام به آنها می‌نگریستند بنا شد. گزارش‌های مختلفی از ستون‌های آتش و آبی جوشان و سحرآمیز که مانند روغن شعله‌ور می‌شد به ثبت رسیده‌است. اما اهمیت گاز طبیعی به عنوان سوخت مورد استفاده در زندگی بشر از اوایل دهه ۱۹۳۰ آغاز شد. در اواخر قرن بیستم مشخص شد که گاز طبیعی در بخش اعظم جهان صنعتی به یک منبع انرژی بسیار ضروری و حیاتی مبدل شده‌است. زغال‌سنگ در قرن نوزدهم انقلاب صنعتی را سبب شد و نفت خام که سوخت قرن بیستم بود باعث توسعه اقتصادی در جهان شد.

گاز طبیعی وشاخه های اصلی این صنعت

گاز طبیعی :
گاز طبیعی عمدتا از متان CH4 تشکیل شدهاست ولی هیدروکربن های اتان ( C2H6) ، (پروپان ( C3 (H8) و حتی بوتان (C4H10) نیز می توانند در گاز طبیعی وجودداشته باشند . گاز طبیعی همچنین شامل هیدروژن ، نیتروژن ، کربن دیوکسید وهلیم به مقدار کم است .
مقدار هلیم در گاز طبیعی می تواند تا ۳ درصد حجم مولی برسد .گاز هلیم دارای ارزش تجارتی فراوانی است گاز طبیعی به طور کلی می تواند به صورت های زیر در یک مخزن یافت شود .
۱- گاز آزاد : در این حالت گاز به صورت آزاد وجدا از نفت در قسمت های بالای نفت وجوددارد .

شکل ۲-ساختار پلی اتیلن

۲- گاز حل شده در نفت : دراین حالت گاز در نفت حل شده است میزان گاز حل شده در نفت بیشتر به شرابط فیزیکی مخصوصا فشار ودما بستگی داردو پس از استخراج نفت در سطح زمین به علت کاهش فشار گاز حل شده در آن توسط یک جدا ساز جدا می شود .مقدار گاز حل شده می تواند از چند فوت مکعب تا چندین هزار فوت مکعب ( در شرایط استاندارد ) در هر بشکه نفت تغییر کند .
۳- مخزن گاز خالص : در طبیعت مخازنی یافت می شوند که دارای نفت نیستند و فقط شامل گاز تنها می باشند .دما و فشاری که اولین ذرات گاز از نفت خارج می شود را نقطه حباب می نامند . دما در یک مخزن تقریبا ثابت است ولی با تولید نفت فشار مخزن کم می شود .فشار نقطه حباب را گاهی فشار سیر شده نیز می گویند .اگر فشار مخزن از فشار سیر شده بیشتر باشد نفت گاز بیشتری را در خودنگه میدارد .مقدار فشار سیر شده می تواند از فشار مخزن تا فشار یک اتمسفر تغییر کند .

۴- گاز حل شده در آب : در شرایط مخازن و فشارهای حوالی psi 5000 حدود ۲۰ فوت مکعب گاز در یک بشکه آب میتواند حل شده باشد . هر گاه گاز در آب نمک دار حل شده باشد میزان انحلال پذیری آن کم شود .روی هم رفته انحلال پذیری گاز در آب حدود ۶% انحلال پذیری گاز در نفت است. در شرایط یکسانی با توجه به اینکه آب در مخزن ممکن است تا ۵۰ درصد حجم خالی مخزن باشد مقدار گاز حل شده در آب می تواند قابل ملاحظه باشد .

۵- گاز مایع شده :در عمق ۶۰۰۰ پایی مخزن ودر فشارهای خیلی بالا گاز می تواند به صورت مایع باشد وعملا از نفت قابل تشخیص نیست . یک بشکه گاز طبیعی مایع معادل ۱۰۰۰۰۰ بشکه گاز در شرایط استاندارد حجم است .

۶- گازمیعانی : گاز میعانی که به طور خلاصه معمولا با GC نشان داده می شود چیزی بدین نفت وگاز است که در زیر زمین به شکل مایع ولی شامل ۵۰۰۰ تا scf/bbl 100000 گاز می باشد ۱۰۰۰+۱m3=6/29bb1) لیتر ) یک کیلو لیتر ) . گاز میعانی معمولا دارای درجه API بالای ۴۵ است .

توضیح : bbl : بشکه نفت
متان ۳/۷۲
اتان ۴/۱۴
کربن دیوکسید ۵/۰
نیتروژن ۸/۱۲

تا خالصیهای باقی مانده شبیه هیدروژن سولفید ، نیتروژن و یا کربن دیوکسید ارزش گاز طبیعی را کاهش می دهند .
عقیده عمومی بر این است که نفت ( petroleum ) شامل نفت خام وگاز طبیعی در اثر تجزیه بقایای لاشه ها واجساد گیاهان وجانوران ته نشین شده در رسوبات دریایی یا سایر رسوبات آبی توسط باکتریها طی میلیونها سال پیش منشاء یافته است .تبدیل این مواد به نفت وگاز در اثر شرایط خاص اعماق زمین وفشار و گرمای آن وبه تدریج صورت گرفته است .فرض می شود که پس از تشکیل نفت وگاز با کمک نیروهای طبیعی از درون خلل وفرج لایه های زیر زمین مهاجرت کرده اند ونهایتا این حرکت با تغییر شکل وخصوصیات یک صخره و یا شکل طبقات آن متوقف گشته است .

شکل ۳- ساختار کریستالی

واحد اندازه گیری گاز طبیعی

معمولا مقدار گاز طبیعی را بر اساس حجم آن در شرایط استاندارد بیان می کنند .
شرایط استاندارد دمای ( ۱۵/۵ C) 60F و فشار یک اتمسفر است . در بعضی موارد از دمای c20 یا F68 برای شرایط استاندارد استفاده می شود . در این جزوه از دمای ۶۰F برای تعریف استاندارد استفاده شده است . حجم یک فوت گاز در شرایط استاندارد با scf نشان داده میشود هر ۱۰۰۰ فوت مکعب را با حرف M نشان می دهند به عنوان مثال ۱۵۰۰۰۰Ft3= 150 Mcf است .گاهی مقدار گاز طبیعی را بر اساس مقدار نفت خام بر حسب تن که می تواند همان میزان انرژی گرمایی را تولید کند بیان می کنند . به طور تقریبی ۱۰۰ متر مکعب گاز طبیعی معادل ۸۲۴/۰تن نفت خام ارزش گرمایی دارد .

چگالی نسبی گاز طبیعی

چگالی گاز ها بر خلاف چگالی مایعات که با چگالی آب مقایسه می شود ، باچگالی هوا مقایسه می گردد .اگر چگالی نسبی گاز با نشان داده شود .

در رابطه بالا گاز چگالی گاز و هوا چگالی هوا در شرایط یکسان است .هر گاه از رابطه گاز ایده آل استفاده شود مقدار برابر نسبت وزن مولکولی گاز به وزن ملکولی هواست به عنوان نمونه آنالیز یک گاز طبیعی در زیر نشان داده شده است .
جزء درصد حجمی ( درصد مولی )
متان ۳/۷۲
اتان ۴/۱۴
کربن دیوکسید ۵/۰
نیتروژن ۸/۱۲

ناخالصیهای باقی مانده شبیه هیدروژن سولفید ، نیتروژن و یا کربن دیوکسید ارزش گاز طبیعی را کاهش می دهند .
عقیده عمومی بر این است که نفت ( petroleum ) شامل نفت خام وگاز طبیعی در اثر تجزیه بقایای لاشه ها واجساد گیاهان وجانوران ته نشین شده در رسوبات دریایی یا سایر رسوبات آبی توسط باکتریها طی میلیونها سال پیش منشا گرفته است .

تبدیل این مواد به نفت وگاز در اثر شرایط خاص اعماق زمین و فشار گرمای آن و به تدریج صورت گرفته است فرض می شود که پس از تشکیل نفت و گاز با کمک نیروهای طبیعی از درون خلل و فرج لایه های زمین مهاجرت کرده اند ونهایتا این حرکت با تغییر شکل وخصوصیات یک صخره و یا شکل طبقات آن متوقف گشته است .

بخش برآمده صخره را طاقدیس و بخش فرورفته آن را ناودیس می نامند . شکافی که از لغزش صخره ای بر صخره دیگر به وجود آمده است گسل است یکی از سنگهای لایه شنی بستر یک مخزن است . گاز در زیر قله طاقدیس محتوی گاز و در دامنه طاقدیس زیر گاز نفت و در نقطه ای دیگر آب وجود دارد . همچنین بین گسل و گنبد نمکی هم نفت به دام افتاده است .

اکتشاف و حفاری :

در روزگاران آغازین صنعت نفت ، روشهای علمی اکتشاف تقریباً ناشناخته بود و کشف ذخایر نفت و گاز بدون طرح و برنامه علمی و عمدتاً تصادفی صورت می گرفت .
امروزه روشهای زمین شناسی – ژئوفیزیکی و ژئو شیمیایی به طور مجزا و یا اغلب تواماض برای کتشاف به کار برده می شوند . اگر چه هیچ یک از روش های فوق مستقیماً وجود نفت یا گاز را نشان نمی دهند ولی در بهترین حالت با این روش ها می توان ساختمان لایه های زیر زمینی را مشخص کرده و مکانهایی را که احتمالاً گاز یا نفت وجود دارد معین نمود .

روشهای زمین شناسی

تکنیک های زمین شناسی شامل مطالعه و بررسی در سطح زمین با نمونه گیری از رگه صخره ها و تجزیه و تحلیل نمونه ها جهت مشخص نمودن قدمت و شکل صخره و شرایطی که تحت ان شگل گرفته است می باشد . ارتباط بین ساختمان صخره ها شناخته شده ممکن است باعث شناسایی ساختمان سطح زیر زمین شود .
وقتیکه اطلاعات زمین شناسی در خصوص قدمت ، نوع و تاریخچه یک صخره حاکی از احتمال ذخایر نفتی باشند روشهای ژئوفیزیکی برای شناسایی شکل طبقات زیر زمین جهت پیدا کدن رگه های نفت خیز به کار می رود .

روشهای ژئوفیزیکی

روشهای ژئوفیزیکی شامل اندازه گیری تغییرات نیروی جاذبه زمین (جاذبه سنجی)، اندازه گیری نیرو و تغییرات نیروی مغناطیسی زمین (مغناطیس سنجی) و اندازه گیری زمان برگشت امواج ضربه ای منعکس شده از طبقات زیر زمین توسط انفجار متمرکز در سطح زمین (لرزه نگاری)می باشد . تکنیکهای لرزه نگاری امروزه به طور گسترده ای به کار می رود زیرا بهترین تصویر را از ساختمان صخره های زیر زمینی ارائه می دهند .
از انواع مختلف ساختمان زیر زمین که می توانند با تکنیکهای فوق بدست آیند شامل ناودیس های نسبتاً قوس دار ، طاقدیس ها ، چینه ها و گسل ها یعنی جایی که لایه های صخره جابجا شده اند می باشند .

روشهای ژئوشیمیایی

گاهی اوقات تکنیهای ژئوشیمیایی اطلاعات تکمیلی با ارزش در خصوص امکان وجود ذخایر نفتی و گازی بدست می دهد . ترکیب باکتریایی و شیمیایی خاک برفراز و اطراف مخازن گاز و نفت در اثر فرار تدریجی نفت به سطح زمین تغییر می یابد بنابراین تجزیه و تحلیل آزمایشگاهی نمونه های خاک یک منطقه می تواند مشخص کننده وجود نفت یا گاز در لایه های زیر آن باشد .

قبل از اینکه محل حفاری انتخاب شود کلیه اطلاعاتی که از طریق تکنیکهای فوق الذکر بدست می آید می بایست مانند اجزا یک معما کنار هم گذاشته شود وقتی که محل حفاری انتخاب و دکل آن زده شد . دهها هزار دلار خرج اتمام چاه خواهد شد . معهذا با همه این تدابیر مقدماتی ، تنها از ده چاه حفر شده کمتر از یک مورد به نفت و یا گاز می رسد و از میان چهل چاه تنها کمتر از یک مورد به میدان جدید نفتی برخورد می کند . پس از انتخاب جایگاه مناسب برای حفاری یا اخذ اجازه نامه استخراج ، حفاری با دکل و وسایل لازمی که جهت حفاری و نفوذ در صخره های آن محل مناسب است آغاز می شود .

حفاری یا به روش قدیمی تر یعنی با کابل انجام می شود و یا به روش چرخشی که امروزه به صورت گسترده ای جایگزین روش اول شده است صورت می گیرد . این دو روش گاهی اوقات در کنار هم استفاده می شوند . در روش حفاری به وسیله کابل صخره ها توسط ضربات یک مته قلمی شکل که به وسیله کابل از طریق صفحه متحرک آویزان است خرد می شود .

یک میله فلزی که اصطلاحاً میله حفاری نامیده می شود نیروی کافی را جهت خرد کردن صخره به مته ای منتقل می کند که دائما در حال بالا و پائین رفتنتوسط یک صفحه متحرک است . نهایتاً قدرت خردکنندگی مته به وسیله ذرات سائیده شده در سوراخ ایجاد شده کاهش می یابد و لوله های حفاری می بایست بیرون کشیده شده و تمیز شوند قطعات و تکه های صخره توسط آب و یک چمچه که وسیله ای است شبیه یک لوله دراز که انتهایش می تواند جهت ورود خرده صخره و لجن باز شود بیرون کشیده می شود وقتی که سرواخ مته تمیز شد لوله ها به داخل فرستاده می شوند و حفاری مجدداً شروع می گردد . حفاری با کابل را می توان در حفره های خشک و روغن کاری نشده و یا در حفره هایی که نسبتاً با گل حفاری و آب پر شده اند بسته به خصوصیات ساختمانی صخره ها ، انجام داد.

حفاری چرخشی

تکنیهای حفاری چرخشی در دهه های ۱۸۸۰ و ۱۸۹۰ توسعه یافتند و اولین بار به صورت موفقیت آمیزی در حوزه نفتی مشهور به اسپیندل تاپ (Spindel top) در جنوب غربی تگزاس آمریکا کار گرفته شد .
در حفاری چرخشی تشکیلات حفاری توسط عمل چرخش یک مته که در انتهای لوله حفاری سوار شده است در زمین نفوذ می کند . چرخش توسط یک لوله مربع شکل که اصطلاحاً کلی (Kelly) نامیده می شود به مرحله عمل در می آید . این لوله مربع شکل از مرغک یک صفحه دوار در سطح دکل حفاری عبور می کند . مادامی که مته چرخان در حال تراشیدن صخره به سمت پائین است جهت تمیز کردن و روغنکاری آن ، سیالی حاوی خاک رس و مواد شیمیایی که اصطلاحاً گل حفاری نامیده می شود به سمت پائین و بالا جریان داده می شود . گل حفاری باعث پوشاندن دیواره های چاه و حفاظت ترکیبات سست شده و طبقات صخره ای دارای رگه های آب را آب بندی نموده و از ایجاد حفره های انحرافی جلوگیری می نماید . به جای گل حفاری از گاز یا هوا با فشار زیاد نیز استفاده می کنند .

لوله گذاری

همانطور که حفاری ادامه داشته و در حال پیشرفت است چاه می بایستی جهت جلوگیری از نفوذ آب صخره ها و ایجاد حفره های انحرافی لوله گذاری شود . برای فرستادن لوله بداخل چاه می بایست ابتدا کلیه وسایل حفاری از داخل آن بیرون کشیده شود . سپس لوله به داخل چاه رانده شده و از بالا توسط تلمبه با فشار سیمان به دداخل لوله فرستاده شود به طوریکه سیمان از پائین وارد جداره بین لوله و چاه شده و به سمت بالا بیاید و فاصله بین جداره خارجی لوله و بدنه چاه را پر نماید پس از عمل سیمان کاری و محکم شدن لوله عمل حفاری به وسیله مته ای کوچکتر از داخل لوله از سر گرفته می شود روشهای توسعه یافته نوینی اخیراً در حفاری به وجود آمده است که شامل تکنیک توربینی است بدینوسیله که چرخش مته به وسیله یک توربین با نیروی محرکه گل حفاری در حال چرخش انجام می گیرد .

تولید
تکمیل چاه :

پس از حفاری چاه می بایست آن را جهت تولید تکمیل نمود . برای تکمیل چاه اقداماتی در خصوص محصور کردن گاز در دهانه چاه و جلوگیری از ورود آب و مواد خورنده به داخل لوله گاز می بایست انجام شود . میزان تولید می بایست کنترل شده و در خصوص جداسازی مایعات و کثافات از گاز تولید شده تدارک لازم به عمل آید .

برای محصور کردن گاز و حفاظت از حالت ایجاد شده در داخل چاه در اثر حفاری معمولاً یک لوله نهایی هم توسط سیمان در داخل چاه تعبیه می شود .اگر این لوله یا آستر بخواهد در محل سیمان شود می بایست از داخل سوراخ شود .اگر ساختمان و شکل لوله نهایی ضعیف باشد و یا بخوبی محکم نشده باشد برای محکم کردن آن پس از سوراخ کردن می بایست شن معدنی با فشار به داخل فرستاده شود .

یکی از روشهای تکمیل که برای چاههای گاز بسیار مورد پسند افتاده است که بجای به کار بردن لوله نهایی جداری برای استخراج گاز ، همان لوله داخل چاه را سیمان کنند . اگر سوراخ و شکل چاه تنگ باشد می توان با ریختن اسید و یا فرستادن مایع با فشار زیاد که از سطح زمین به داخل پمپ می شود وضع را بهبود بخشید . تمام روشهای فوق باعث باز شدن راه عبور جریان گاز در حفره اطراف مخزن گشته به طوریکه سیال داخل حفره ها به راحتی در لوله های چاه جریان می یابد . آخرین محله از عملیات تکمیل چاه سوار کردن تجهیزات در سر چاه می باشد . لوله جداری بسیار سنگین سرچاه که نگهدارنده لوله اصلی چاه نیز بوده ، شیرهای کنترل اصلی و نیز مسیر کنار گذر و تجهیزات دیگر جهت عبور گاز که مجموعه این وسایل را اصطلاحاض درخت کریسمس می نامند (Christmass tree) تجهیزات سر پچاه را تشکیل می دهند .

با سوار کردن شیر ها و بستهای مربوطه بر روی مجموعه کنترل کننده تحت عنوان درخت کریسمس باعث کنترل جریان گاز داخل لوله تعبیه شده در چاه یا بین لوله و لایی یا هر دو می شود.
بهره برداری

وقتی که چاه تکمیل شد آزمایشاتی جهت تشخیص قابلیت تولیدی چاه و مخزن مربوطه و قابلیت چاه در خصوص ارسال گاز به سیستم جمع آوری گاز فشار قوی صورت می گیرد سیستم فشار قوی جمع آوری گاز از شبکه لوله هایی که گاز را از چاههای مختلف یک میدان جمع آوری می کنند تشکیل می شود . وسایل و تجهیزات برای جداسازی مایعات ، پاکسازی گاز نیز سر چاه نصب می گردد . در خلال دور تولید یک میدان ، کارکرد چاه دائماً کنترل شده و چاهها متناوباً آزمایش می شوند و گاز تولید شده پیوسته اندازه گیری می گردد . علاوه بر اینها عملیات بهره برداری همچنین شامل کنترل خوردگی و سایر اقدامات برای جداسازی مایعات جمع شده ، پارفین و کثافات گاز نیز می شود . چنانچه شرایط پائین چاه تغییر کند یک چاه مکن است دوباره تکمیل شود . تکنیکهای شبیه سازی (Simulation) که در کامل کردن چاه به کار می رود ممکن است در خصوص احیاء قابلیت تولید چاه مجدداً به کار گرفته شود .

عملیات بهره برداری جهت کنترل دقیق نیاز به دستگاههای تنظیم کننده فشار و اندازه گیری گاز دارد .

پالایش گاز :

گاز تولید شده از چاه و یا از دستگاه تفکیک کننده ممکن است شامل شن ریزه ، گل رس ، هیدروکربن های مایع ، سولفید هیدروژن و گاز های غیر قابل اشتعال باشد . این ناخالصیهای گاز می بایست قبل از انتقال گرفته شود . گاز از چاهها و مناطق مختلف به وسیله سیستم جمع آوری به واحد مرکزی پالایش برده می شود که در آنجا با انجام تغییرات مناسب مطابق با احتیاجات و شرایط ارسال در می آید .

تنظیف کننده هایی (Scrubbers) برای جدا کردن ذرات ناخالص به کار می رود . این کار به صورت مکانیکی توسط سرند یا غربال و یا عبور دادن گاز ها از روی مایعات انجام می شود . دستگاه نم زدایی (Dehydrator) جهت گرفتن بخار آب از گاز و خشک کردن آن به کار می رود . بیشتر دستگاههای خشک کننده شامل جاذب الرطوبه جامد و مایعات جاذب آن می باشند . اگر چه امروزه دستگاههایی که در دمای کم بخار آب را متراکم و مایع می سازند مورد توجه فراوان قرار گرفته است . گوگرد موجود گاز توسط دستگاههای شیرین کننده گرفته شده و اکثراً به عنوان محصول جانبی به بازار عرضه می شود . سایر تجهیزات خالص کننده نیز جهت گرفتن گازهایی که دارای ارزش زیادی در بازار هستند مورد استفاده قرار میگیرد . این گاز ها شامل نیتروژن ، دی اکسید کربن و هلیم می باشند .

مخصوصاً گاز تولیدی کمتر باشد باز هم ممکن است بازیافت آن ضروری باشد .
اگر نسبت هیدروکربنهای مایع شدنی در گاز طبیعی بالا باشد به وسیله دستگاههای جداکننده (Trapping) عمل جداسازی تا مرحله بعدی ادامه می یابد . نتیجه این جداسازی گاز های پروپان و بوتان خالص – گاز نفتی مایع شده (LPG) و بنزینطبیعی می باشد که هرکدام به نوبه خود محصولات با ارزشی می باشند . سر انجام پس از کلیه عملیات فوق الذکر گاز طبیعی تمیز و خشک که عمدتاً شامل متان می باشد جهت ارسال به بازار مصرف به خط لوله انتقال می یابد .

انتقال :

شرکتهای انتقال گاز از طریق خط لوله را از مناطق تولیدی و پالایشگاه ها به مناطق بازار مصرف انتقال می دهند . شرکتهای خطوط لوله ممکن است گاز را از یک یا چند میدان یا پالایشگاه خریداری نمایند . خطوط لوله از جنس فولاد با مقاومت زیاد و معمولاً به قطر بیش از ۱۲ اینچ ساخته می شود و تحت فشار ۵۰۰ الی ۱۰۰۰ پوند بر اینچ مربع کار می کنند .

۱- سیستم توزیع گاز (گاز رسانی):
هر سیستم گاز رسانی شامل یک یا چند شبکه لوله کشی است که از منابع مختلف تامین گاز نظیر ایستگاههای دروازه شهری (City gate station) گاز را به مصرف کننده نهایی می رساند .
منبع اولیه گاز برای اغلب سیستمهای توزیع خط لوله گاز طبیعی می باشد که از طریق یک یا چند ایستگاه انشعاب گیری گاز موسوم به ایستگاه دروازه شهری تغذیه می شوند . کار اصلی این ایستگاهها عبارت از اندازه گیری و تقلیل فشار گاز خط لوله و آماده نمودن جهت اتصال به سیستم گاز رسانی می باشد .

وقتی که گاز وارد ایستگاههای دروازه های شهری می شود جهت حذف کثافات یا روغن کمپرسور وارد شده در گاز آن را از یک صافی عبور می دهند . در اکثر ایستگاههای دروازه شهری از دستگاه اندازه گیری روزنه ای (Orifice meter) استفاده به عمل می اید . اگر چه گفتنی است که سایر انواع اندازه گیری به تنهایی یا الحاق شده با اندازه گیر روزنه ای نیز برای این منظور به کار برده می شود . کاهش و کنترل فشار توسط دستگاههای مکانیکی موسوم به تنظیم کننده فشار (Prassure regulator) انجام می گیرد . منظور از کنترل در اینجا عبارت از کنترل شدت جریان گاز در ایستگاه می باشد به نحوی که فشار گاز خروجی ایستگاه در حد مطلوبی (۲۵۰psi) ثابت نگه داشته شود . بر اثر کاهش فشار گاز انتقال یافته از خطوط لوله به ایستگاه دروازه شهری سیستم گاز رسانی که توسط تنظیم کننده فشار انجام می گیرد غالباً سرمای قابل ملاحظه ای ایجاد می شود بدین جهت گاز را قبل از کاهش فشار معمولاً گرم می نمایند تا زا سرمازدگی و یخ بستن و تشکیل هیدرواتهای یخی در شبکه لوله کشی پائین دستی جلوگیری به عمل آید .

قبل از اینکه گاز از ایستگاه به سیستم گاز رسانی ارسال گردد مقدار معینی از ماده مخصوصی که دارای بوی نافذی می باشد به ان تزریق می شود . وجود چنین ماده بوداری در گاز به مصرف کننده اخطار می نماید تا در مواردی که بر اثر بی احتیاطی گاز نسوخته در محلی جمع شود قبل از اینکه مقدار گاز به مرحله انفجار برسد یا خطر گاز زدگی و خطرات دیگری ایجاد نماید اقدام لازم را انجام دهد . بدین صورت است که وقتی گاز اندازه گیری شده ، بودار شد و کاملاً تمیز شده از ایستگاه جریان پیدا می کند توسط شبکه تغذیه وارد ایستگاه های تقلیل فشار ناحیه ای (D.R.S یا T.B.S) می گردد . گاز پس از عبور از این ایستگاهها با فشار psi60 وارد خطوط اصلی شبکه توزیع (Distribution network)می گردد که به صورت حلقه ای loop و بعضاً شاخه ای طراحی شده اند . چنین گازی آماده مصرف در وسایل گاز سوز برای مشترکین می باشد .

گاز مصرف کنندگان توسط خطوط شاخه ای که در کوچه ها و خیابانهای فرعی با قط ۲ اینچ یا ۶۳ میلی متر لوله گذاری می گردد و از طریق خطوط انشعاب (Service line)پس از تقلیل فشار توسط Service regulator بر حسب نوع و میزان مصرف تامین می گردد . تغذیه مصرف کنندگان ویژه و تجاری عمده داخل شهرها از طریق خطوط شبکه تغذیه ۲۵۰psi و یا خطوط شبکه اصلی توزیع ۶۰psi یا خطوط شاخهای می باشد که با نصب یک ایستگاه تقلیل فشار در محل بر اساس میزان مصرف حداکثر ساعتی در حد اشباع و فشار مورد نظر معمولاً ۲ یا ۱۵ و یا ۳۰ پوند بر اینچ مربع گاز آنان تامین می گردد .

گاز رسانی به صنایع در جاده های اطراف شهر ها یا از طریق خطوط شبکه تغذیه ۲۵۰psi و یا خطوط شاخه ای مستقل و با نصب ایستگاههای تقلیل فشار جداگانه ای برای هر مشترک در فشار های مورد نیاز ۲ یا ۱۵ یا ۳۰ پوند بر اینچ مربع و حداکثر مصرف ساعتی حد اشباع تامین می گردد .
نوسانات زمین هم فاز با امواج زلزله قرا گیرند ؛ تجربه ؛ کشش و خرابی کمتری را در این مورد بر روی لوله نشان داده است .
آمار های به دست آمده از خرابی لوله توسط زلزله در ژاپن صحت و سقم اختلاف مقدار خرابی در موقع هم فاز یا غیر هم فاز بودن این گونه نوسانات زمین با امواج زلزله ای را تاکید کرده است ؛ لرزش ناشی از زلزله ممکن است به صورتهای مختلف باعث خراب شدن لوله زیر خاک شود :

الف: به صورت کشش دینامیکی بزرگی (large dynamic tension)که سبب کشیدگی در نقاط اتصال می گردد .
ب: به صورت فشردگی (compaction)که سبب شکستگی و یا چین دار شدن لوله مب گردد .
ج: به صورت بریدگی (shear) که سبب ترک یا شکستگی در نقاط اتصال بشود .
د: به صورت خمش (Bending)که سبب شکستگی می گردد .

از تحقیقات تجربی در مورد رفتار دینامیکی لوله های موجود در زیر خاک در خلال زلزله نتایج زیر به دست آمده است :
۱- ارتعاش طبیعی لوله در خاک در نتیجه نیروی اینرسی اش قابل شناسایی نیست و لوله مشابه خاک در برگبرنده اطرافش ارتعاش می کند.
۲- کشش محوری (axial strain) در راستای مستقیم لوله موثر است اما کشش خمش (bending strain) در بخشهای منحنی شکل لوله ها زیاد است . کشش محیطی (circumferential strain) در نتیجه تغییر شکل خمش در انحنا لوله ها مورد اهمیت قرار می گیرد .

۳- هنگام لغزش خاک نیروی چسبندگی بین لوله و خاک پیرامونش به غلظت خاک احاطه کننده لوله و سفتی (stiffness)سطح لوله وابسته است .
۴- سرعت موج زلزله ای اندازه گیری شده در طول سطوح مختلف زمینهای غیر موات همواره بالای ۱۰۰۰M/SEC بوده است .
۵- نوع جنس لوله عامل بسیار مهمی در طراحی سیستم لوله گذاری در زمین می باشد . اگر جنس لوله به مقدار کمی نرم باشد این نرمی باعث می شود که لوله حرکت زمین محیطش را پیروی کند و در نتیجه میزان به وجود آمدن خرابی در خلال زلزله های شدید بسیار کمتر خواهد شد .
درحال حاضر هیچ گونه مقررات تدوین شده ای در مورد طراحی خطوط لوله زیر زمینی که مقاوم در برابر زلزله باشد ؛ وجود ندارد .

تاریخچه پیدایش گاز

قرنها پیش چینی ها گاز را از چاههای کم عمق و سطحی بوسیله نی خیزران یا هندی لوله کشی کرده و از سوزاندن آن جهت جوشاندن آب دریا و تولید نمک استفاده می کردند..
گاز طبیعی ترکیبی از گازهای متان واتان وپروپان وبوتان می باشد..

تفاوت گاز طبیعی وگاز مایع گاز همراه نفت در میزان ترکیب گازهای فوق می باشد یعنی در گاز طبیعی میزان متان واتان بیشتراز پروپان وبوتان است وبرعکس..
همراه گاز طبیعی که از چاهها استخراج می شود مواد دیگری مانند آب و دی اکسید کربن واسیدهای مختلف وهمچنین گوگرد که بصورت سولفید هیدروژن است استخراج می شود که این سولفید بسیار خورنده بوده و مانند اسید عمل می کند وباعث خورندگی ولوله های گاز وسوراخ شدن آنها می گردند..

گاز طبیعی در ایران

حجم کلی گازهای تثبیت شده همراه وغیر همراه قابل بهره برداری ایران برابر ۶۰۰ تریلیون متر مکعب یا ۱۷تریلیون فوت مکعب است که مقام ایران در دنیا بعد از شوروی سابق در رتبه اول
قرار داده است .ایران هنوز منابع کشف نشده بسیاری دارد .

سیستم توزیع گاز

گاز توسط خط خط لوله انتقال با فشار حداکثرPSI1050 و فشار حداقل PSI350-300 وارد ایستگاه ورودی گاز شهر CGمی گردد پس از تقلیل فشار به PSI 250 توسط خطوط
اصلی شبکه تغذیه و یا حلقه کمربندی وارد ایستگاههای تقلیل فشار TBSیاDRS می گردد.
گاز پس از عبور از این ایستگاهها با فشار ۶۰PSI برای شبکه های فولادی و ۴ بار برای شبکه های PE وارد شبکه توزیع که بصورت حلقه ای (LOOP) ویا شاخه ای طراحی شده اند می گردد
وسپس وارد خطوط شاخه ای که در کوچه ها و خیابانهای فرعی با قطر ۱۲ اینچ و یا ۶۳ میلی متر
لوله گذاری شده می گردد و از طریق خطوط انشعاب گاز مصرف کنندگان پس از تقلیل فشار توسط
رگلاتور بر حسب نوع و میزان مصرف تامین می گردد..

تاریخچه لوله پلی اتیلن

تا چندی قبل جهت شبکه های گازرسانی از لوله های فولادی استفاده می گردید لیکن با پیشرفت علم در این زمینه تحولی ایجاد گردیده است ..
با وجود قابلیت های لوله های فولادی استفاده از این لوله ها در گاز رسانی معضلاتی را به همراه داشت که یکی از مهمترین آنها خوردگی و پوسیدگی لوله های فلزی در اثر مرور زمان بود که جهت جلوگیری از این معضل را ه حل های متفاوتی در زمان اجرا و نیز بهره بر داری به کار گرفته می شود که مهمترین آنها عایقکاری لوله های فولادی قبل و در حین اجرا و نیز حفاضت کاتدیک لوله ها در حین بهره برداری می باشد. حفاضت از زنگ
به موازات آن و از حدود ۴۰ سال قبل برخی از شرکتهای معتبر دنیا ، از لوله هایی با جنس پلی اتیلین جهت شبکه های توزیع گاز استفاده نمودند و با پیشرفت علم تا کنون در نوع لوله های مورد استفاده تغییراتی صورت گرفته است بطوریکه لوله های پلی اتیلن که در حال حاضر مورد استفاده قرار می گیرند از قابلیت های بسیار بالایی برخوردار می باشند و برعکس لوله های فولادی خورده نمی شوند و نمی پوسند..
در کشور عزیز ما ایران نیز مطالعات اولیه استفاده از لوله های پلی اتیلن از سالها قبل آغاز گردید و اولین شبکه پلی اتیلن کشور در دو نکته از شهر کرج اجرا گردید و پس از آن وبا توجه به مزایای پلی اتیلن استفاده فراگیر از این تکنولژی در سطح کشور آغاز گردید. .
یکی از محدودیتهای لوله های پلی اتیلن آن است که حداکثر فشار مجاز بهره بر داری یا عملیاتی آنها محدود می باشد بطوری که در حال حاضر و با توجه به مشخصات فنی لوله های مورد استفاده و نیز مشخصات خطوط گاز از نظر فشار در کشور ما ، از لوله های پلی اتیلن در شبکه های توزیع با فشار ۶۰ پوند استفاده میگردد . با فشار ۱۰۰۰ پوند و خطوط تغذیه با فشار ۲۵۰ پوند فولادی می باشند.

تاریخچه :

شرکت گاز دو فرانس مسئول انتقال و توزیع گاز در سطح فرانسه است . تقاضای رو به رشد گاز همراه با ورود گاز طبیعی توسط خطوط انتقال با فشار ۷۰ BAR به نزدیک شهرها از سال ۱۹۴۶ این شرکت را راهنمایی کرده تا تکنیک توزیع گاز ۴Bar را توسعه دهد .
در ابتدا لوله های فولادی پوشش دار در شبکه توزیع با فشار ۴BAR استفاده شدند اگر چه کاربرد فولادی رضایت بخش و از خواص مکانیکی خوبی برای این منظور برخوردار است ولی استفاده از انها مشکلات متعددی به ویژه از نقطه نظر حفاظت از زنگ در برداشت و با توجه به این امر تصمیم گرفته شد جهت کاهش هزینه پروژه به دنبال موادی بروند که خواص فیزیکی خوبی داشته باشد و تحت تاثیر خوردگی قرا نگیرد .
تستهای اولیه روی PVC حدود ۲۵ سال پیش انجام گرفت . اگر چه با مشکلات به ویژه شکنندگی و تردی آنها در خطوط انشعاب مواجه شدند که سبب توقف مطالعات در سال ۱۹۷۱ بر روی این ماده شد اما هم زمان مطالعات بر روی ماد پلاستیکی دیگر به نام پلی اتیلن آغاز گردید.

در تستهای آزمایشگاهی و عملیاتی استفاده از پلی اتیلن برای انشعابات کوچک از ۲۰ الی ۴۰ میلی متر در سال ۱۹۷۵ به تائید رسید .
در همان زمان شرکت گازدوفرانس در حال توسعه تکنیک جهانی برای ساختمان سیستمهای توزیع گاز (خطوط اصلی و انشعابات) با استفاده از لوله های پلی اتیلن تا قطر ۱۲۵ میلی متر و کاربرد اتصالات الکترو فیوژن روشهای تعمیرااتی TIEING غیره بود .

این تکنیک در سال ۱۹۷۹ هنگامی که شرکت گاز دوفرانس استفاده از آن را در سطح فرانسه همه گیر کرد عملی شد . از آن موقع به بعد استفاده از لوله های پلی اتیلن به شدت گسترش یافته است . این امر در حقیقت جواب کاملی برای توسعه سیستمهای ۴BAR و همچنین افزایش فشار شبکه های فشار ضعیف به روش جایگزینی با لوله های پلی اتیلن در لوله های قدیمی می باشد در سال ۱۹۸۵ طول لوله های پلی اتیلن برای خطوط اصلی و انشعابات حدود ۳۳۰۰۰ کیلومتر و تعداد اتصالات الکتروفیوژن به کار رفته حدود ۳/۱ میلیون عدد بود .
علل استفاده از فشار ۴ بار در شبکه هاب پلی اتیلن :

۱- سابقه :
قبلاً تولید کنندگان گاز اقدام به ذخیره کردن گاز در مخازن (GAS HOLDER) می کردند . سپس از طریق شبکه چدنی فشار ضعیف (۱۰ BAR) گاز ذخیره ده توزیع می شد . این یک اصل بدیهی در طراحی است که در صورت موجود بودن گاز با فشار بالا و توزیع با این فشار در شبکه ها قطر لوله کاهش و باعث سهولت عملیات اجرایی و به وجود آمدن یک شبکه ایمنی خواهد شد که از نظر اقتصادی سود آور و مقرون به صرفه است .
فاکتور مهم دیگر پائین بودن قیمت گاز ، باعث افزایش رشد مصرف ، در نتیجه افزایش در خواص گاز گردید . شبکههای فشار ضعیف (۱۰ میلی بار ) جواب گوی این رشد مصرف نبودند .
بنابراین می بایست به طریقی جهت افزایش ظرفیت شبکه اقدام شود . جهت حل این موضوع شرکت گاز دوفرانس فرانسه تصمیم گرفت شبکههای جدید خود از سیستم فشار متوسط (۱۹/۴ BAR) استفاده نماید . کاربرد این فشار در سیستمهای شبکه جدید بنا به دلایل بهینه تشخیص داده شد :

ایمنی safety ، کیفیت خدمات SERVIEC QUALITY
اقتصادی بودن COMPREHENSIVE ECONOMY
سازگاری ADAPTABILITY TO EVULUTION
با توجه به این معیار ها توانایی شبکه ها با فشار متوسط که همانا ۴BARبرای شبکه های توزیع و ۱۹BAR برای شبکه های تغذیه است به اثبات رسید .
۲- مشخصات شبکه های فشار متوسط :

DESCRIPTION OF THE M.P GAS DISTRIBUTION SYSTEM
شبکه های فشار متوسط از سال ۱۹۹۶ تا کنون در فرانسه به کار گرفته شده و شامل فشارهای زیر است .
۱-۲) شبکه تغذیه با ۱۹ بار ۱۹BAR BASIC GRID:
فشار گاز در ایستگاه ورودی شهر (CITY GATE STSTION) به ۱۹BAR تقلیل یافته سپس از طریق شبکه تغذیه که به صورت حلقه طراحی شده اند ایستگاههای تقلیل فشار درون شهری (TBS) با فشار خروجی ۴BAR تغذیه می شوند .
– اکثر لوله های شبکه تغذیه از نوع فولادی با پوشش پلی اتیلن است .
– صنایع و مصرف کنندگان عمده نیز از طریق این خطوط گاز رسانی می شوند .
۲-۲) شبکه توزیع با فشار ۴BAR:
۴BAR DISTRIBUTION NETWORKS
هر یک از ایستگاههای تقلیل فشار درون شهری گاز را با فشار ۴BAR وارد سیستم شبکه توزیع می شوند.

مزایای تکنولوژی پلی اتیلن

۱- سبکی وزن (LIGHT WEIHT):
سبکی لوله های پلی اتیلن بدین معنی است که حمل و نقل آنها آسان در نتیجه لوله گذاری در کنال به سرعت انجام می پذیرد .
۲- انعطاف پذیری : (FLEXIBILITY)

از آنجایی که لوله های پلی اتیلن کاملا انعطاف پذیر هستند می توان آنها را بهخ صورت حلقه (COIL) و یا رول و درام (DRUM) با طولهای بلند در محل کار مورد استفاده قرار داد .
یکی دیگر از مزایای انعطاف پذیری لوله گذاری آنها در زمینهای شنی و سنگلاخی بدون استفاده از زانویی می باشد . وقتی که خاصیت انعطاف پذیری یا عامل ازدیاد طول (ELONGATION ) لوله یک جا در نظر گرفته شود می توان بدین نتیجه رسید که این دو عامل پلی اتیلن را یک ماده مناسب و سازگار با مسایل و مشکلات حرکات زمینی می سازد . به عنوان مثال در موقع زلزله و حرکات زمین مقاومت خوبی از خود نشان می دهد .
۳- مقاومت در مقابل خوردگی (RESISTANCE TO COROSION)

لوله های پلی اتیلن این حسن را دارد کهاحتیاجی به نصب سیستم حفاظت از زنگ که برای لوله های فولادی به کار می رود را ندارد . بنابراین مخارج و هزینه نگهداری خیلی پائین است . صرف نظر از بعضی هیدرو کربنهای سنگین و سیالات پلی اتیلن مقاومت بی نظیری در برابر عوامل شیمیایی دارد .

۴- تعمیرات ساده و سریع :
اگر یک قسمت از لوله پلی اتیلن صدمه ببیند هیچ مشکلی برای جایگزینی آن قسمت با ساقه لوله پلی اتیلن جدید و اتصالات اکلتروفیوژن وجود ندارد و این می تواند در کمتر از یک روز انجام شود .
این بدان معنی است که قطع گاز مشترکین در صورت بروز حادثه کاهش می یابد .

۵- کنش سریع یا اقدام سریع :
در صورت بروز حادثه با روش فشرده کردن (SQUEEZED) به سرعت می توان جریان گاز را قطع نمود .

۶- آموزش ساده و سریع :
دوره آموزش پایه ای کارگران برای ساختن و کار گذاری شبکه و یا راه اندازی و نگهداری خیلی ساده و کوتاه است .

۷- کارآیی شبکه :
بالغ بر۲۰ سال تجربه ثابت کرده است و تکینک اتوماتیک الکترو فیوژن در حین عملیات اجرایی با یک موفقیت کامل و از درجه اطمینان بالایی برخوردار است .

۸- طول عمر لوله و اتصالات (WORKING LIFE):
لوله های پلی اتیلن به همراه اتصالات شان بای حداقل عمری حدود ۵۰ سال تحت شرایط نرمال با فشار ۴BAR طراحی شده اند .

مشخصات فنی لوله‌های پلی‌اتیلن

برای ساخت لوله و اتصالات منطبق بر مشخصات فنی شرکت ملی گاز ایران مواد پلی‌اتیلن با مشخصات ذیل باید مورد استفاده قرار گیرد.
دانسیته نرمال: ۰ . ۹۳۰ – ۰ . ۹۵۰ gr / ml
نمونه‌ها بر اساس i so 1872 تهیه و اندازه‌گیری دانسیته بر اساس i so 1183 در ۲۳ درجه سانتی‌گراد انجام می‌شود. .
شاخص سیالیت ذوب بر اساس i so 292 روش A اندازه‌گیری می‌شود و مقدار آن ۰٫ ۴-۱٫ ۱ gr / 10min می‌باشد .
لوله‌های سیاه و اتصالات باید طبق مشخصات زیر حاوی کربن سیاه باشند
میزان کربن سیاه ۲٫۰-۲٫۵% درصد وزنی
دانسیته کربن سیاه ۱٫۵-۲ g / ml
لوله‌ها ـ ابعاد

قطر خارجی و ضخامت باید منطبق بر iso 4437.2 باشد
دو‌پهن شدن :
برای لوله‌های حلقه‌ای D max = 1. 06 d e De قطر خارجی نرمال است
برای لوله‌های مستقیم D max = 1. 02 d e

ابعاد نوار از جدول صفحه بعد می‌کند

علامت‌گذاری

تمامی لوله‌ها باید در طول لوله دارای دو نوار باشد که در دو سمت مخالف لوله مواردی از قبیل سازنده: نوع رزین ضخامت و سریال فشار در آن درج شده باشد .
استاندارد جوشکاری در شبکه‌های گازرسانی پلی‌اتیلن :
استاندارد فشار عملیاتی لوله‌های P. E
حداکثر فشار عملیاتی مطابق با استاندارد DIN کشور آلمان به شرح زیر است :
الف) برای خطوط لوله که از استاندارد DIN 8974 SERIES (PN6) پیروی می‌کند . فشار مجاز حداکثر یکبار می‌باشد .
ب) برای خطوط لوله که از استاندارد DIN 8974 SERIES (PN10) پیروی می‌کند . فشار مجاز حداکثر ۴ بار می‌باشد .
استاندارد حمل و نقل و تحویل لوله‌های P. E
شرایط فنی لوله‌های پلی‌اتیلن به هنگام حمل و نقل و تحویل بایستی با استاندارد DIN 8075 مطابقت داشته باشد .
استاندارد اتصالات P. E

سازگاری اتصالات با استانداردهای ذیل الزامی و اجتناب‌ناپذیر است .
استاندارد حفاظت لوله‌های P. E در مقابل عوامل مخرب
استاندارد آزمایشات غیر مخرب جوشها و آزمونهای آلرتاسونیک
استاندارد جوشکاری (Tapping Saddles) به خطوط اصلی
استاندارد آزمایش فشار خطوط P. E
استاندارد نحوه اجرای آزمایش فشار خط لوله P . E
استاندارد جوشکاری لوله‌ها و اتصالات P. E
استاندارد ماشین‌های جوشکاری خاص لوله‌ها و اتصالات

ماکزیمم فشار مجاز بهره‌برداری (MAOP) :
ماکزیمم فشار مجاز بهره‌برداری برای هر سیستم لوله پلی‌اتیلن به مواد اولیه (RESIN) استفاده شده (MRS) ، شاخص SDR لوله‌ها و شرایط بهره‌برداری بستگی دارد . حداقل مقدار فاکتور طراحی Fd می‌‌بایست مساوی یا بزرگتر از ۲ باشد و همچنین موارد ذیل را به عنوان حداقل شرایط لازم باید در نظر داشت :
الف) نوع گازی که انتقال می‌یابد ( برای مثال : گاز طبیعی ، گاز صنعتی یا تولید شده ، گاز مایع و غیره …) و وجود احتمالی مایعات .
ب) دمای پیش‌بینی شده در سیستم بهره‌برداری شبکه .
ج) شکل لوله

توصیه می‌‌شود موارد زیر نیز در نظر گرفته شود :
د) سرعت اشاعه ترک که بستگی به قطر لوله و حداقل دمای بهره‌برداری دارد .
ه) موقعیت لوله و ورود گاز به ساختمانهای مجاور در زمان وقوع نشتی گاز .
ـ راهنماهای ملی (دستور العملهای ملی هر کشور) نیز می‌بایست در نظر گرفته شود

۱- آماده سازی لوله های پلی اتیلن قبل از عملیات جوشکاری
آماده سازی لوه ها شامل بازرسی و تمیز کاری و برش و خمکاری لوله ها قبل از جوشکاری (عملیات اتصال) می باشد .
۱-۱ بازرسی لوله ها
هرشاخه لوله قبل از آماده سازی باید بازرسی گردد لوله هائی که دارای هر نوع عیب از قبیل کج بودن ، دو پهن بودن دهانه برآمدگی ، شیار ، فرو رفتگی ، خراش و حفره باشند بایستی کنار گذارده شوند تا توسط مهندس یا نماینده او و در صورت لزوم مهندس بازرس شرکت ملی گاز بررسی و دستور وازده شدن ، تعمیر و یا برش آنها جهت از بین بردن نقص داده شود .
۱-۲ تمیز کردن لوله ها
قبل از اتصال لوله ها بایستی سطوح داخلی و خارجی آنها با وسایل مناسب از خاک و سایر مواد خارجی تمیز شوند .
۱-۳ برش لوله ها
برش لوله بایستی توسط وسایل مخصوص برش که مورد تائید مهندس یا بازرس می باشد انجام گیرد . مقطع بریده شده باید عمود بر محور طولی لوله باشد . استفاده از برشهای فارسی بر (MITER) جهت لوله و اتصالات مجاز نمی باشد .

۱-۴ جهت و انحراف لوله
۱-۴-۱ کمانی شدن لوله
کمانی شدن لوله برای تغییر جهت مجاز خواهد بود . شعاع کمانی شدن به صورت تقریبی از قطر لوله بوده که با در نظر گرفتن پیشنهادات سازنده آ توسط مهندس یا نماینده او تعیین می گردد .

ترکیبات گاز طبیعی

میلیون‌ها سال قبل گاز طبیعی و نفت خام در اثر تجزیه و فاسد شدن گیاهان و اجساد حیوانات در ته دریاها و اقیانوس‌های قدیمی به وجود آمد. بخش اعظم این مواد ارگانیک در هوا تجزیه (اکسیده) و وارد جو شد. ولی بخشی دیگر قبل از تجزیه، مدفون و یا وارد آب‌های راکد و فاقد اکسیژن شده و از اکسیده شدن آنها جلوگیری به عمل آمد.
گاز طبیعی که بیشتر از گاز متان (ch۴) تشکیل می‌شود مانند هر ماده دیگر دارای ده‌ها خصوصیت فیزیکی و شیمیائی است اما از آنجا که بحث ما در زمینه ایمنی است لذا در اینجا فقط به آن دسته از خواص گاز طبیعی میپردازیم که از نظر ایمنی اهمیت بیشتری دارند. گاز طبیعی عمدتاً از متان (CH4) یعنی ساده‌ترین نوع هیدروکربن و هیدروکربن‌های پیچیده‌تر و سنگین‌تری چون اتان (C2H6) ، پروپان (C3H8) و بوتان (C4H10) تشکیل شده‌است.در این میان گاز اتان برخی از میدانها درصد قابل ملاحظه‌ای ( تا حدود ۱۰٪ یا کمی بالاتر)را تشکیل می‌دهد. حال آنکه گازهای سنگین تر اجزای بسیار کوچکی را در ترکیب گاز طبیعی شامل می‌شوند همچنین عناصری از قبیل H۲S،CO۲،N۲ نیز همراه گاز طبیعی یافت می‌شوند و بالاخره آب که همیشه با گاز طبیعی استخراج شده از مخازن همراه است. در پالایشگاه و واحدهای نم زدائی ، ترکیبهای مزاحم که سبب پائین آوردن ارزش حرارتی گاز شده و مشکلاتی در انتقال و مصرف گاز بوجود میآورند، از گاز طبیعی تفکیک و سپس به خطوط انتقال تحویل می‌شود.

چگالی گاز طبیعی
چگالی گاز متان ۵۵ صدم است ، ولی با توجه به ترکیبات سنگینتر همراه گاز طبیعی ، چگالی آن می‌تواند به حدود ۶۵صدم نیز برسد. بنا بر این گاز طبیعی از هوا سبکتر بوده و در صورت نشت از خطوط لوله و یا سایر اجزاء شبکه گاز و یا لوله کشی وسائل گاز سوز در منازل بسمت بالا حرکت می‌کند و در مکانهای مسقف قسمت زیادی از گاز نشت شده در زیر سقف تجمع می‌کند.
اما سبکتر بودن گاز طبیعی با عث نمی‌شود که همه گاز نشت یافته از یک محل بسمت بالا برود بلکه بخشی از گاز نیز ، بویژه در صورتی که عناصر تشکیل دهنده هوا با آن اختلاط کامل پیدا کنند ، بهمراه هوا به اطراف نیز پراکنده می‌شود . و چون غلظتهای پائین گاز در هوا خطرناکتر است قابلیت انفجار در اطراف محل نشت نیز وجود دارد .
گاز طبیعی بعد از هیدروژن پاک‌ترین نوع سوخت فسیلی برای طبیعت است. زیرا عمدتاً دی‌اکسیدکربن و بخار آب تولید می‌کند. علاوه بر این متان یکی از مواد خام اصلی برای ساخت حلال‌ها و دیگر مواد شیمیایی ارگانیک است. پروپان و بوتان نیز از گاز طبیعی استخراج می‌شوند. گاز نفتی مایع شده (Liquefied Petroleum Gas) یا (LPG) اصولاً همان پروپان است و اغلب به جای گاز طبیعی در مناطق فاقد خطوط لوله مورد استفاده قرار می‌گیرد.
گاز طبیعی غالباً ناخالصی‌هایی چون دی‌اکسیدکربن (گاز اسیدی)، سولفید هیدروژن (گاز ترش) و آب و همچنین نیتروژن، هلیوم و سایر گازهای نادر را به همراه دارد. دی‌اکسید را به حوزه‌های نفتی قدیمی تخلیه شده تزریق می‌کنند تا تولید آنها افزایش یابد. نیتروژن نیز گازی است قابل تزریق به حوزه‌های نفتی و هلیوم در صنایع الکترونیک موارد استفاده ارزشمند و فراوان دارد.
سولفید هیدروژن (H2S) بسیار سمی است و مقادیر بسیار ناچیز آن نیز می‌تواند کشنده و مهلک باشد. سولفید هیدروژن بسیار خورنده و فرساینده است و می‌تواند به لوله‌ها، اتصالات و شیرهای چاه آسیب و خسارت وارد کند. بنابراین قبل از انتقال گاز طبیعی به خطوط لوله، سولفید هیدروژن جداسازی شده و دی‌اکسید کربن و آب آن نیز از طریق آب‌زدایی یا نمک‌گیری گرفته می‌شود.
سوختن گاز طبیعی

گاز طبیعی در صورتی که بطور کامل خشک و فاقد مواد زائد باشد و هوای کافی به آن برسد ، با شعله آبی میسوزد
ودر غیر اینصورت شعله‌های قرمز ، نارنجی ،زرد یا سبز حاصل خواهد شد.

ارزش حرارتی گاز طبیعی

هر متر مکعب گاز طبیعی بصورت متوسط ده هزار کیلو کالری ارزش حرارتی دارد ، امّا این مقدار اسمی است و ارزش حرارتی دقیق گاز طبیعی هر میدان گازی ، تابع ترکیبات آن بوده و بطور کلی هر چه درصد متان در گاز طبیعی بیشتر باشد ارزش حرارتی آن پائین تر است .
ارزش یک متر مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد تقریباً به اندازه یک لیتر بنزین می‌باشد.مصرف یک بخاری گازی در هر ساعت از نیم تا یک و نیم متر مکعب گاز طبیعی می‌باشد.گازی که در منازل، محل‌های کسب و کار و بخش‌های صنعتی استفاده می‌شود در واقع متان خالص است که گازی بی‌رنگ و بی‌بو و با شعله‌های کم‌رنگ و به نسبت روشن می‌سوزد.

دلایل مطلوبیت ویژه گاز طبیعی

تقاضای جهانی انرژی طی دویست سال اخیر به دلیل نگرانی‌های زیست‌محیطی به سمت سوخت‌هایی با محتوای کربن کمتر متمایل شده است. طی این مدت انرژی مورد نیاز انسان از چوب (با محتوای کربن ۲۵/۱ نسبت به هیدروژن موجود در آن) به زغال‌سنگ سپس به نفت و در حال حاضر به گاز طبیعی (گاز متان با میزان کربن ۶۵٪) تغییر نموده و در این راستا سهم گاز طبیعی به عنوان سوخت در حال افزایش است.
گاز طبیعی منبع انرژی تقریباًً پاکیزه، فراوان و ارزان قیمتی است که هم اکنون نیز به مقیاس وسیع برای مصارف صنعتی و خانگی به کار رفته و در طی دهه‌های آینده بهره‌برداری از آن گسترش خواهد یافت. در توسعه اقتصادی جهان، مناطق و کشورهای مختلف، به دلیل منابع و ذخایر عظیم در دسترس و توسعه تکنولوژی‌های خلاق، باعث کاهش هزینه‌ها و زمان اجرای پروژه‌ها و در نتیجه بهبود اقتصاد پروژه‌های توسعه و انتقال گاز شده است. همچنین تلاش جهانی برای کاهش گازهای گلخانه‌ای و گاز CO2 مزیت استفاده از گاز طبیعی در مقایسه با سایر سوخت‌ها را نشان می‌دهد.
دولت‌ها و صاحبان صنایع امروزه به دنبال آن دسته از حامل‌های انرژی هستند که آلاینده‌های کمتری تولید می‌کنند. به همین دلیل جهان به گاز طبیعی روی آورده است. در واقع گاز طبیعی در هر واحد انرژی حدود ۲۴ درصد نسبت به نفت خام و ۴۲ درصد نسبت به زغال‌سنگ گازهای آلاینده کمتری تولید می‌کند و این بیان‌گر آن است که می‌توان انرژی بیشتری مصرف و در مقایسه با نفت خام و زغال‌سنگ، آلاینده‌های کمتری تولید کرد.
مصرف گاز طبیعی در دهه ۱۹۹۰ در اروپا به شدت افزایش یافته، به طوری که در آلمان ۳۰ درصد، در ایتالیا ۵۰ درصد و در انگلیس ۱۰۰ درصد رشد داشته است و در مقابل تولید گاز آلاینده CO2، به همین نسبت کاهش یافته. هر چند انتشار CO2 و ذرات معلق در مقایسه با زغال‌سنگ و نفت قابل چشم‌پوشی است. لیکن مقادیر متنابهی از NOx انتشار می‌یابد که نیازمند بررسی و مطالعات بیشتر آثار و تبعات آن در محیط زیست می‌باشد.
قابلیت اشتعال گاز طبیعی

قابلیت اشتعال گاز طبیعی فقط در محدوده خاصی از نسبتهای اختلاط با هوا اتفاق می‌افتد که این محدوده را محدوده «قابلیت اشتعال »می نامند مرز پائین این محدوده را اشتعالL.E .L و مقدار بالای این محدوده را ، حد بالای اشتعال L.H .L می‌نامند.
حد پائین اشتعال گاز طبیعی ۵ درصد و حد بالای آن ۱۵ درصد می‌باشد . بهترین حالت برای اشتعال گاز طبیعی نسبت ۱۰ درصد گاز با هواست که همان نسبتی است در فرمول ترکیب متان و اکسیژن (هوا) دیده می‌شود .
CH۴+۲O۲ = CO۲+۲H۲O+ ۱۰۰۰۰ Kcal/m۳
همانطور که واکنش فوق نشان می‌دهد یک حجم متان برای سوخت کامل نیاز به ۲ حجم اکسیژن دارد و با توجه به اینکه یک حجم اکسیژن تا حدودی در ۵ حجم هوا موجود است . بنا بر این می‌توان گفت که یک حجم متان نیاز به ۱۰حجم هوا دارد که تا حدودی همان نسبت یک به ۱۰ و یا ده درصد است .
البته برای سوختن کامل نیاز به ۲۰ الی ۳۰ درصد هوای اضافی داریم ولی در انفجارها هر چه به نسبت ۱۰ درصد گاز در هوا نزدیک تر باشیم انرژی حاصل از انفجار بیشتر است .
در صورتی که نسبت‌های مخلوط گاز و هوا برای اشتعال مناسب باشد در دمایco ۵۹۰خود بخود مشتعل می‌شود و این دما را دمای احتراق یا دمای خود احتراقی گاز طبیعی می‌نامند.

به نظر می رسدتوافق هسته ایی اخیرهند وآمریکا خط لوله صلح را تحت تاثیرقرارداده است اگرچه وزیر علوم و فناوری هند تاکید کرد توافق هسته‌ای هند وآمریکا پروژه چند میلیارد دلاری خط لوله گاز ایران را تحت تاثیر قرارنخواهد داد،اما مشکلات دیگری ازقبیل اینکه هنوزدوکشورهندوپاکستان بر سرحق ترانزیت خط لوله صلح به توافق لازم نرسیده اند،ترس هند از امنیت خط لوله که از بلوچستان پاکستان می گذرد، مذاکرات خط لوله را با چالش هایی مواجه ساخته است.در این مقاله تلاش خواهیم کرد تا مزیتهای گاز ایران در مقایسه با سایر کشورها،برای دو کشور هند وپاکستان را بیان کنیم تابا آگاهی ازاین موضوع،مذاکره کنندگان ارشد جمهوری اسلامی قرار دادی را که منعقد می کنند،تضمین کننده حداکثر منافع ملی باشد.از طرفی به دلایل همراهی شرکت گاز پروم روسیه با خط لوله صلح اشاره خواهیم کردومزایای بازارهای گاز اروپا بر بازارهای جنوب آسیا را بر خواهیم شمردودرنهایت پیشنهادهایی جهت تسریع بخشیدن به امر صادرات گاز ایران ارائه خواهیم کرد.

خط لوله صلح

تاریخ دقیقی برای طرح بحث صادرات گاز ایران به شبه قاره هند وجود ندارد.شاید بتوان طرح ابتدایی این بحث را به سال ۱۹۷۹ پیوند زد.اما شروع جدی تر بحث صادرات گاز ایران به هند دراوایل دهه نود میلادی آغاز شد که با کشف ذخایر عظیم گاز طبیعی پارس جنوبی در سال ۱۹۸۸ تلاش های ایران نیز برای افزایش صادرات گاز به صورت LNG یا انتقال گاز از طریق احداث خطوط لوله به نقاط مختلف جهان افزایش پیدا کرد.اقدامات اعتماد سازیکه درسالهایاخیربین دو کشورپاکستان وهند صورت گرفته وبا سرعت خیره کننده ای روابط دو کشور را بهبودبخشیده،چشم انداز صادرات گاز ایران به شبه قاره هند را بسیار روشن کرده است.حتی با قاطعیت می توان گفت موضوع انتقال گاز ایران به هندوپاکستان خود به یک نوع محرک پایا در فرآیند اعتماد سازی دو کشور تبدیل شده است.ذخایر سرشار گاز ایران می تواند نیاز های گازی هند و پاکستان را در ۲۵۰ سال آینده تامین کند.در این میان میدان گازی پارس جنوبی یکی از بزرگترین میادین گازی جهان است که در مرکز خلیج فارس واقع و از نظرجغرافیای نیز نزدیکترین میدان گازی قابل توجه به شبه قاره هند می باشد که ذخایر آن به تنهایی بالغ بر۴۵۰ تریلیون فوت مکعب(۶/۱۲تریلیون متر مکعب)است.به لحاظ جغرافیایی مخصوصا” آسیای غربی نزدیک ترین بازارمصرف گازبه منابع ایران است.شبه قاره هند و آسیای جنوبی یکی از بازارهای بکروروبه گسترش مصرف انرژی جهان است.در این میان نیاز های انرژی هندوپاکستان طی ۱۵ سال گذشته سالیانه بطور متوسط ۶ تا ۷/۸ درصد رشد داشته است.بنابه گفته وزیر نفت هند این کشور در سال مالی ۲۰۰۵بالغ بر۳/۱۲۹ میلیون تن نفت مصرف کرده که ۳/۹۵ میلیون تن آن واردات بوده و همزمان میزان واردات فرآورده های نفتی آن بالغ بر۷/۷ میلیون تن بوده است.تحلیل گران انرژی تقاضای جاری انرژی هند را برابر با ۳۱۰ میلیون تن نفت ارزیابی می کنند که در ده سال آینده دو برابرخواهد شد. هند روزانه به ۱۵۰ میلیون متر مکعب گاز نیاز دارد و عرضه جاری گاز در این کشور۵۰ درصد کمتر از تقاضای آن است و انتظار می رود که ظرف ده سال آینده به چهار برابر افزایش یابد.ذخایردرحال تقلیل نفت این کشور باعث می شود که هند خواستار راه حل های سریع برای پر کردن خلاء عرضه و تقاضا باشد.بنا بر این نیاز هند به گاز طبیعی انکار نشدنی است.اما چرا این کشور بدنبال تامین نیاز های گازی خود از ایران است؟دلیل این امردر مزیت های تامین گاز از ایران نهفته است،زیرا صرف نظر از مشکلات تکنیکی انتقال گاز از قطر،واردات گاز از این کشورعربی برای کشورهای جنوب آسیا پانزده درصد گرانتر از گاز ایران تمام خواهد شد.این وضعیت در مورد ترکمنستان به مراتب بدتراست زیرا گازترکمنستان درمقایسه با گاز ایران برای هند۲۰ درصد گران تر تمام خواهد شد.علاوه برآن منابع گاز این کشور محدودوغیر قابل اتکاءاست.از طرف دیگر حجم منابع گازی ایران در مقایسه با منابع این دو کشور قابل مقایسه نیست و از نظر امنیتی نیز راحت ترین منبع تامین گاز برای پاکستان و هند ایران است.البته قطر منابع گازی نسبتا قابل اتکایی دارداما ظرفیت های تولید گازوپایانه های صادرات LNG این کشور،بر اساس آمار ارائه شده توسط شرکت انگلیسیBPتا سال۲۰۱۷ تکمیل است واین کشوربه سختی قادر است که قراردادهای جدید صادرات گاز امضاء کند.ظاهرا”به همین دلیل است که در سالهای اخیرشاهد تحول قابل توجهی در زمینه پیشبردپروژه های دلفین وپالم نبوده ایم.بنابر این مطمن ترین و طبیعی ترین منبع تامین این نیاز ایران است. پاکستان نیز شرایط مشابه ای دارد این کشور در شرایط جاری ۱۶ میلیون تن نفت وارد می کند که واردات آن در سال ۲۰۲۵ به صد ملیون تن افزایش خواهد یافت. میزان مصرف داخلی گاز در پاکستان در سال۱۹۸۹در حدود ۶/۱۰ میلیارد متر مکعب بوده است که درسال۲۰۰۰به حدود ۸/۱۷ میلیارد متر مکعب افزایش یافت از طرفی این کشور در سال ۲۰۱۵ بالغ بر۵۰میلیون مترمکعب کمبود گاز خواهد داشت که در سال ۲۰۲۵ به ۱۰۰میلیون افزایش خواهد یافت.در شرایط جاری اجرای این خط لوله باعث صرفه جویی سالیانه ۲ میلیارد دلار برای هند و۴۰۰ تا ۶۰۰ میلیون دلار درآمد ترانزیت برای پاکستان خواهد شد.آثار مثبت اجرای این طرح از نظر اقتصادی وسیاسی آنقدر مثبت و درخشان است که سه کشور ایران ،پاکستان ، هند در جنوب و غرب آسیا نمی توانند از آن چشم پوشی کنند.اجرای این طرح برای ایران درآمد ارزی قابل توجهی پدید می آورد ودر ارتقاء جایگاه منطقه ای آن نقش بسزایی ایفاء خواهد کرد.تحقق این طرح در پاکستان و هند منجر به افزایش قابل توجه اشتغال،بهره وری و نهایتا” افزایش مزیتهای اقتصادی آنها در مقابل رقبای منطقه ای خواهد شد.پروسه صلح میان این دو کشور را تحکیم و زمینه های امکان برخورداین دو قدرت نوظهور هسته ای را بشدت کاهش می دهد.از نظر فنی و مالی اجرای این خط لوله به طول ۲۷۰۰ کیلومتر در عمق ۱تا ۵/۱نیم متری زیر سطح زمین و با هزینه ای بالغ بر۷میلیارد دلار احداث می شود که می تواند روزانه بیش از۱۵۰ میلیون متر مکعب گاز را از ایران به این دو کشور منتقل نماید.این خط لوله بنادر عسلویه ایران در خلیج فارس،گوادروکراچی در جنوب شرقی و جنوب مرکزی پاکستان را به هم متصل ساخته و با امتداد مستقیم به یکی از نقاط مرزی هند خواهد رسید(البته در صورتی که هند به مذاکرات خط لوله صلح ادامه دهد)مدت پیشنهادی برای امضای قرار داد این پروژه ۲۵ سال است که تا پنج سال دیگر نیز قابل تمدید است.

مصالح ملی،خط قرمز قرارداد خط لوله صلح

فرمول قیمت فروش گاز ایران بر اساس قیمت گازطبیعی در ژاپن است که در شرایط کنونی حدود ۵۰ درصد مصرف LNG کل دنیا را دارد و یکی از بازارهای پایدار در مجموع بازارهای گاز جهان بوده است یعنی تلاطمی که مثلا در بازار گاز انگلیس بوده و در اواخر سال ۲۰۰۵ قیمت گاز در آن به ۱۹ دلار در هر میلیون بی تی یو رسیده اما در ماه های گذشته این قیمت به رقم کمتر از ۵/۳ دلار رسیده،در بازار ژاپن رخ نداده است.همچنین از عدم تعادل قیمتی در بازار آمریکا از جمله بازار هنری هاب در جنوب این کشور که قیمت گاز در آن دراواخر ۲۰۰۵ به حدود۱۶ دلار در هر میلیون بی تی یو رسیده اما در سال جاری این قیمت حتی به زیر ۶ دلار رسیده است برخوردار نیست.روند قیمتها دربازار ژاپن پایداروافزایشی بوده است و با جهشهای موردی قیمتها و در مقابل سقوط قیمتها روبه رو نبوده است. همچنین اطلاعات قیمتها نشان می دهد که بازار ژاپن از جمله بازارهای اصلی درخواست کننده LNGدرسالهای آینده خواهد بود و اگرچه بازار LNG در آمریکا،چین،کره،هندوبرخی کشورهای اروپایی تقاضای بیشتری برایLNGدرآینده خواهند داشت اما ژاپن یکی از متقاضیان اصلی LNG         خواهد بود به همین دلیل بازار ژاپن به عنوان نزدیک ترین بازاربه بازار هند و پاکستان است مورد توجه برای تعیین قیمت LNGقرار گرفته است.باتوجه به اینکه علاوه بر ۶۰ میلیون متر مکعب گاز صادراتی از این خط لوله(در مرحله اول)،۵۰ میلیون متر مکعب نیز برای مصارف داخلی در جنوب ایران منتقل می شود، خط لوله ۵۶ اینچ و تعداد کمپرسورهای لازم برای آن در نظر گرفته شده و هزینه سرمایه گذاری، هزینه عملیاتی و دوره استهلاک محاسبه شده است و در نتیجه هزینه ناشی از انتقال گاز به مرز پاکستان به قیمت گاز خشک ورودی به خط لوله در عسلویه اضافه شده و قیمت گاز طبیعی خشک ایران به میلیون بی تی یو درمرزپاکستان مشخص گردیده است.به این ترتیب قیمت گاز طبیعی ایران وابسته به قیمت نفت خام وارداتی به ژاپن شده است چرا که خصوصیات پایداری بازار و مصرف آتی ژاپن نشان دهنده بازار قابل اتکاءوبا ثباتی است و نزدیکترین بازار واقعی مناسب برای هند و پاکستان است.علاوه بر این با توجه به بند مرور قیمت که مورد تایید طرفهای امضاءکننده قرارداد قرار گرفته، این فرمول با توجه به تغییر خاص شرایط بازار که خارج از هرگونه پیش بینی قبلی باشد قابل تغییر است تا هیچ گونه داوری بلندمدت برای یک دوره ۲۰ ساله نشده باشد.

 

نتیجه گیری وارائه چند پیشنهاد

همانگونه که می دانیم صاحبنظران حوزه انرژی ونیز سیاستگذارن ومدیران ارشد اجرایی در نهادهای مختلف کشورمانند،دولت،مجلس ومراکز تحقیقاتی وپژوهشی درموردموضوع صادرات گازولزوم یا عدم لزوم آن برای کشوردیدگاهای متفاوتی دارند.برخی معتقدند که کشور مابه دلیل داشتن دومین ذخایر اثبات شده گاز طبیعی در جهان بایستی سهم شایسته ایی در صادرات گاز از طریق خط لوله ونیز صادرات گازبه شکلLNG داشته باشد.درمقابل تعدادی از مخالفین صادرات گازدواستدلال عمده دارند،یکی مصرف گاز در صنایع انرژی بر وصادر کردن محصولات تولید شده آن می باشد(به طورمثال مصرف گازبه عنوان سوخت توربوژنراتورهای گازی وصادر کردن برق تولیدی آن)،استدلال دوم این گروه تزریق گاز طبیعی به مخازن مورد بهره برداری شده نفت جهت حفظ وافزایش فشار مخازن می باشد،عمده ترین دلیلی که این گروه در صحت استدلال خود می آورنداین است که نزدیک به ۸۰% گاز تزریق شده درمخازن نفتی مجددا”قابل استحصال می باشد،اجرای این عملیات علاوه بر افزایش ضریب بازیافت مخازن نفت،درآینده نزدیک منبع مطمئن گازبا درصدبالای میعانات گازی جهت مصرف داخلی ویا صادرات در اختیارخواهد گذارد.به هرحال مساله عدم صدور گازتصمیمی نیست که جمهوری اسلامی ایران در این زمینه گرفته باشد وبرنامه های چشم انداز بیست ساله کشور نشان می دهد که ایران بایددر سال ۱۴۰۴شمسی۱۰%از تجارت جهانی گاز را در اختیارگیرد.اما دانستن این موضوع،که گاز ایران برای شبه قاره هندمزایای بسیاری داردوظیفه مذاکره کنندگان ارشد جمهوری اسلامی را بسیار سنگین کرده است.آنها بایدقرارداد این خط لوله را با دستیابی به حداکثر منافع ملی وپرداخت قیمت واقعی گاز از طرف هند وپاکستان منعقد کنند.از طرفی ابراز نظر به موقع و هوشمندانه مسئولین Gasprom روسیه،در دادن مشوقهای فنی و مالی لازم ویا حمایتهای احتمالی در جهت ساخت خط لوله صلح، داستان این خط لوله پرماجرا را عجیب ترکرده است.شرکت دولتی Gasprom که ۲۴% گاز اروپا را از طریق خط لوله و LNG تامین می کند وبا تلاش در جهت ساخت خط لوله ۱۲٫۱میلیارد دلاری شمال اروپا (نورد استریم) که از بندر وایبورگ روسیه در ساحل دریای بالتیک تا سواحل آلمان در نزدیکی گریفسوالد امتداد خواهد داشت و کشورهایی مانند بلاروس،اوکراین و لهستان را که به طور سنتی مسیر ترانزیت گاز هستند دور خواهد زد،قصدافزایش نفوذ خود وتسهیل در امر صادرات گاز به بازار امتحان شده وشفاف اروپا را خواهد داشت.بنابراین هرگز نمی خواهد رقیبی مانند ایران با منابع نامحدود و قابل اتکاء گاز وارد این بازار شود.شرکت روسی این کار را با دادن مشوق هاوقول های مساعد همکاری درجهت ساخت خط لوله صلح انجام می دهدوقصد سوق دادن سیاست صدور گاز ایران به جنوب آسیا را دارد. یعنی بازاری که با وجود تقاضای نسبتا”بالا برای مصرف گاز،بازاری ناشناخته و فاقد مقررارت بین المللی و همچنین منشور انرژی می باشدوحتی قابلیت کشورهای جنوب آسیا در پرداخت هزینه ها وقیمت گازنیز اعتبار چندانی ندارد.این بازار علی رغم کارهای کارشناسی بسیار زیاد دو کشور هند وپاکستان از نظر عرضه وتقاضای گاز،نکات مجهول فراوانی پیش روی دولتهای آنها قرار داده است.اما بازار اروپا که مهمترین مزیت یعنی امنیت عرضه در مقابل تقاضا را داراست وکشورهای اروپایی نیز به دنبال جایگزین مناسب برای کاهش وابستگی اروپا به صادرات گاز روسیه می باشند می تواند هدف صادراتی بسیار خوبی برای کشورمان باشد.بنابراین جمهوری اسلامی ایران نیز باید با اختصاص ظرفیت بیشتری از گاز به پروژهای LNG روشهای صادرات گاز خود را متنوع سازدتا بدون اتلاف وقت بازارهای اروپایی را در اختیار گیرد.در این راستا مسئولیت وزارت نفت ایران و بویژه شرکت ملی صادرات گازدر این برهه زمانی بسیار حساس و تاریخی خواهد بود.چنانکه با این رویکرد آنها می توانند تلاش های آمریکا برای منزوی کردن اقتصاد نفت و گاز ایران را از بین ببرند و کشورمان را به بازیگری توانا درعرصه تجارت جهانی گاز تبدیل کنند ونوید دهنده آینده‌ای پر فروغ برای صنعتی باشند که قصد دارد رفاه مردمان و رونق اقتصادی آنها را تضمین کند.

مراجع :

۱-www.bp.com
۲- www.gasprom.com
۳-www.gas.com
۴- گفت و گوی فهیمه مزینانی با دکتر حجت الله غنیمی فرد نماینده ویژه وزیر نفت در پروژه خط لوله صلح، خبرگزاری شانا ۱۰/۵/۸۶

۵- www.shana.ir

۶-www.exxonmobile.com

۷-ع. سوری ،رایزن اقتصادی سفارت جمهوری اسلامی ایران دردهلی نو،خط لوله صلح

 

گردآورنده: مهندس حدادی