برچسب: قیمت گاز

  • LPG، حلقه مفقوده سبد سوخت حمل و نقل

    LPG، حلقه مفقوده سبد سوخت حمل و نقل

    LPG، حلقه مفقوده سبد سوخت حمل و نقل

    به گزارش خبرنگار مهر، در حالی که بسیاری از کشورهای پیشرفته دنیا به دنبال گسترش مصرف LPG ( گازمایع) در خودروهای خود هستند و با وجود مزایای فراوان این سوخت اخیراً وزارت نفت با انتشار سند تأمین انرژی بخش حمل و نقل کشور تا ۱۴۲۰، اقدام به حذف LPG از سبد سوخت کشور کرده است. این درحالی است که با توجه به شرایط سیاسی و اقتصادی خاص کشور و تولید LPG مازاد بر مصرف داخل و صادرات، زمان مناسبی برای تعریف منبع مصرفی تحت عنوان اتوگاز (گازمایع به عنوان سوخت خودرو) برای مقدار LPG تولیدی کشور است.

    وزارت نفت در شرایطی اقدام به صفر کردن مصرف اتوگاز از ۰.۰۱ درصد سهم سبد سوخت کشور کرده است که با توجه به تولید فعلی سالانه ۱۷ میلیون تن LPG و شرایط تحریم و عدم صادرات کامل تولید مازاد بر مصرف، چاره‌ای جز مصرف LPG در خودرو و مصرف در پتروشیمی‌های PDH نیست. از طرفی با توجه به زمانبر بودن راه اندازی واحدهای PDH گزینه ارجح منبع مصرف LPG مازاد کشور خودروها هستند. زیرا هم فراهم آوردن زیر ساخت‌های لازم برای مصرف LPG به عنوان اتوگاز آسان‌تر و در دسترس تر است و هم نیاز به زمان زیادی برای آن نیست.

    به گزارش خبرنگار مهر، با توجه به اینکه سالانه مقدار حدودی ۶ میلیون تن LPG صادر می‌شود و مصرف داخلی آن ۲ میلیون تن است؛ با رسمی کردن اتوگاز در سبد سوخت کشور از سوختن ۹ میلیون تنی LPG در خطوط لوله گاز و فلرها جلوگیری می‌شود. همچنین مطالعه وضعیت استفاده از اتوگاز در کشورهای مختلف نیز نشان دهنده مزایای زیاد این سوخت در حمل و نقل است. از جمله مزایای قابل ذکر می‌توان آلودگی بسیار کم آن نسبت به بنزین و دیزل، پیمایش زیاد، اقتصادی بودن و … را بر شمرد.

    نمودار زیر مقدار مصرف سالانه اتوگاز در دنیا را نشان می‌دهد.

    LPG، حلقه مفقوده سبد سوخت حمل و نقل
    LPG، حلقه مفقوده سبد سوخت حمل و نقل

    محمدرضا رحیمی، کارشناس حوزه گاز در گفتگو با خبرنگار مهر با بیان اینکه در حال حاضر در دنیا حدود ۲۷ میلیون خودرو LPG سوز وجود دارد که سالانه ۲۶.۲ میلیون تن اتوگاز مصرف می‌کنند، گفت: نکته قابل توجه این است که بسیاری از کشورها از جمله ترکیه، کره جنوبی، ایتالیا، لهستان و … حتی با واردات LPG بازهم آن را در خودرو استفاده می‌کنند. از طرف دیگر نیز کشوری مانند روسیه با وجود دارا بودن منابع عظیم گاز طبیعی به دلیل امنیت و تنوع در سبد سوخت، LPG را هم در سبد سوخت خود گنجانده است.

    وی افزود: با این وجود وزارت نفت در ایران به فکر حذف LPG از سبد سوخت است. این در حالی است که شرایط کنونی ایران به گونه‌ای است که اولاً به دلیل تحریم‌های ظالمانه امکان صادرات گاز مایع، محدود یا در برخی اوقات غیر ممکن است و به ناچار یا باید LPG مازاد در فلرها و خطوط گاز طبیعی بسوزد یا اینکه منبع مصرفی همچون خودروها برای آن در نظر گرفته شود که درصورت استفاده از LPG به عنوان سوخت خودرو، مقدار بنزین و دیزل معادل آزاد شده آسان‌تر و با قیمت بیش‌تر صادر خواهد شد که خود این امر باعث ارزآوری برای کشور می‌شود.

    به گفته این مقام مسؤول از سویی از آن جایی که انتشار گازهای آلاینده حاصل از سوخت LPG بسیار کم‌تر از بنزین و دیزل است، مصرف LPG در خودروهای کلانشهرهایی همچون تهران، اصفهان، اراک و تبریز و … باعث کاهش آلودگی هوا خواهد شد.

    رحیمی اظهار داشت: بنابر آمار غیر رسمی تعداد ۱.۵ میلیون خودرو LPG سوز در کشور وجود دارد که به صورت غیر استاندارد از اتوگاز استفاده کرده و از جایگاه‌های غیر مجاز و غیر رسمی در حاشیه شهرها سوخت‌گیری می‌کنند. در حالی که وزارت نفت می‌تواند LPG را به عنوان یک سوخت رسمی در سبد سوخت کشور تعریف کند و با استاندارد سازی این خودروها و عرضه LPG در جایگاه استاندارد و مجاز در مناطق معین شهرها، از خطرات ناشی از استفاده غیر فنی آن جلوگیری کند.

     

  • حفاری ۵ چاه در فاز ۱۱ پارس جنوبی

    حفاری ۵ چاه در فاز ۱۱ پارس جنوبی

    به گزارش خبرگزاری مهر به نقل از وزارت نفت، محمد مشکین‌فام درباره آخرین وضعیت توسعه فاز ۱۱ به عنوان آخرین طرح توسعه باقی‌مانده از میدان گازی پارس جنوبی گفت: طرح توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی با تمرکز بر سکوی جنوبی که در موقعیت مرزی بین ایران و قطر واقع شده، در حال اجراست و به‌منظور تسریع در توسعه این موقعیت، برنامه اجرایی طرح توسعه فاز ۱۱ بر مبنای استفاده حداکثری از تأسیسات موجود طراحی شده است.

    وی با یادآوری اینکه در گام نخست، پایه سکو (جکت) که پیش‌تر به‌منظور بهره‌برداری از همین موقعیت طراحی و در یارد قشم ساخته شده بود، دو هفته گذشته بارگیری و ظرف یک‌ماه آینده در موقعیت نصب خواهد شد، افزود: بلافاصله پس از پایان نصب و با قرارگیری دکل حفاری روی پایه سکو، حفر چاه‌های این موقعیت آغاز خواهد شد و انتظار می‌رود حفاری پنج حلقه چاه مورد نیاز برای تحقق تولید اولیه از این سکو (۵۰۰ میلیون فوت مکعب در روز) تا ابتدای سال آینده پایان یابد.

    انتقال سکوی C فاز ۱۲ ابتدای سال آینده

    به گفته این مقام مسؤول، با توجه به رو به پایان بودن تولید گاز از سکوی C فاز ۱۲، این سکو ابتدای سال آینده از موقعیت مذکور جدا و برای شروع تولید گاز از سکوی جنوبی فاز ۱۱ در این موقعیت نصب می‌شود، همچنین برنامه‌ریزی‌شده تا گاز تولیدی از طریق اتصال این سکو به خط‌لوله دریایی موجود سکوی C فاز ۱۲ به پالایشگاه خشکی همین فاز منتقل شود.

    مشکین‌فام تأکید کرد: حفاری هفت حلقه چاه باقیمانده این موقعیت نیز پس از راه‌اندازی سکوی تولیدی انجام خواهد شد تا تولید با ظرفیت کامل از این موقعیت با تولید روزانه یک میلیارد فوت مکعب محقق شود.

    کاهش فشار میدان از ۵ سال آینده آغاز می‌شود

    مدیرعامل این شرکت ایرانی در پاسخ به این پرسش که «آیا اتمام تولید از سکوی C فاز ۱۲ تا ابتدای سال آینده، نشان‌دهنده شروع افت تولید از میدان گازی پارس جنوبی چهار سال زودتر از پیش‌بینی‌های پیشین است؟» گفت: برداشت گاز از مخزن پارس جنوبی براساس مکانیزم انبساط گاز انجام می‌شود، به این معنا که تولید گاز از این مخزن با کاهش تدریجی فشار مخزن مترادف است که موضوعی طبیعی در تمامی مخازن گازی به‌شمار می‌آید، اما این کاهش طبیعی و پیوسته فشار گاز تنها تا زمان رسیدن فشار چاه به حداقل فشار مورد نیاز برای انتقال گاز از دریا به پالایشگاه خشکی امکان‌پذیر است و پس از رسیدن به این محدودیت فشاری، به‌دلیل عدم امکان کاهش بیشتر فشار، به ناچار نرخ تولید گاز به‌تدریج کاهش می‌یابد و پس از گذشت چند سال تولید از آن چاه به اتمام می‌رسد.

    وی با بیان این توضیحات تأکید کرد: بنابراین می‌توان گفت در تمامی سکوهای تولیدی میدان گازی پارس جنوبی، از همان روز نخست تولید، افت فشار آغاز شده است، اما به جز دو سکوی A و C فاز ۱۲ که نرخ تولید روزانه گاز از آنها هم‌اکنون به ترتیب، ۸۲ و ۲۳۰ میلیون فوت‌مکعب است، فشار دیگر سکوهای میدان در نقطه‌ای بالاتر از محدودیت فشاری جهت انتقال گاز به خشکی قرار دارند، بنابراین این سکوها می‌توانند با تمام ظرفیت خود گاز برداشت کنند، اما با ادامه کاهش فشار ناشی از تولید در میدان، به‌تدریج در آینده نزدیک از نرخ تولید تعداد دیگری از این سکوها نیز کاسته خواهد شد.

    مشکین‌فام با اشاره به مقدار کم این کاهش در سال‌های ابتدایی و نیز ورود سکوهای جدید فازهای ۱۱، ۱۳، ۱۴ و ۲۲-۲۴ به مدار تولید، تأکید کرد: این کاهش ابتدا خیلی محسوس نخواهد بود، اما ظرف پنج سال آینده به نقطه‌ای خواهیم رسید که این کاهش قابل توجه خواهد شد.

    موقعیت فاز ۱۲ دلیل افت سریع‌تر برداشت گاز

    مدیرعامل شرکت توسعه‌دهنده میدان گازی پارس جنوبی درباره چرایی افت سریع‌تر تولید از دو سکوی فاز ۱۲ و تفاوت این فاز با سایر فازهای میدان نیز توضیح داد: میدان گازی پارس جنوبی مانند بسیاری از میدان‌های نفت و گاز یک میدان ناهمگن محسوب می‌شود و ضخامت مخزن و خواص آن در بخش‌های مختلف میدان متفاوت است، به گونه‌ای که در بخش‌های مرکزی میدان ضخامت لایه‌های گازی بیشتر و سنگ مخزن هم خواص مناسب‌تری برای ذخیره و انتقال گاز به سمت چاه دارد، اما با حرکت به سمت فازهای کناری مخزن، هم از ضخامت ستون گازی کاسته شده و هم خواص مخزنی ضعیف‌تر می‌شوند، بر اساس همین قاعده و با اطلاعات به‌دست آمده از چاه‌های توصیفی فاز ۱۲ (نخستین چاه حفر شده در هر سکو)، از ابتدا کوتاه‌تر بودن مدت زمان تولید از سکوهای این فاز پیش‌بینی شده بود.

    وی در پاسخ به پرسش دیگری مبنی بر اینکه «آیا توسعه موقعیت D این طرح نیز به دلایل ذکر شده از دستور کار این شرکت خارج شد؟»، گفت: پس از حفر چاه توصیفی موقعیت D مشخص شد که خواص آن ناحیه از سایر بخش‌های فاز ۱۲ بسیار ضعیف‌تر بوده و توسعه آن صرفه اقتصادی ندارد، بنابراین توسعه سکوی چهارم فاز ۱۲ از دستور کار خارج شد.

    برنامه‌ریزی برای توسعه تمامی میدان‌های گازی خلیج فارس

    محمد مشکین‌فام با اشاره به پیش‌بینی افت قابل توجه تولید از میدان گازی پارس جنوبی در آینده نزدیک، استمرار تولید از این میدان مشترک و تحقق وعده تأمین ۷۵ درصدی گاز کشور تا ۲۵ سال آینده را نیازمند توسعه میدان‌های دیگر خلیج فارس عنوان کرد و گفت: این شرکت، افزون بر میدان گازی پارس جنوبی، مسئولیت توسعه و تولید میدان‌های گازی دیگری در خلیج فارس را نیز به‌عهده دارد که از جمله این میدان‌ها می‌توان به پارس شمالی، فرزاد A، فرزاد B، گلشن، فردوسی، کیش و بلال اشاره کرد.

    وی تأکید کرد: هدف تعیین‌شده برای تأمین ۷۵ درصد گاز کشور تا ۲۵ سال آتی، مربوط به توسعه و تولید از تمامی میدان‌های گازی تحت مدیریت است، بر این اساس و مطابق با برنامه‌ریزی‌های انجام شده، با توسعه میدان بلال و تکمیل توسعه فاز ۱ میدان کیش، گاز تولیدی این میدان‌ها برای جبران کاهش تولید سکوهای فاز ۱۲ به پالایشگاه این فاز انتقال خواهد یافت.

    این مقام مسؤول با بیان اینکه افزون بر مطالعات و برنامه‌ریزی‌های انجام‌شده برای توسعه این میدان‌ها، این شرکت برنامه‌ریزی جامعی برای استمرار تولید از میدان گازی پارس جنوبی در دستور کار خود دارد، گفت: این برنامه حفر چاه‌های جدید (Infill) از سکوهای تولیدی موجود، نصب ایستگاه‌های تقویت فشار (کمپرسور)، افزودن خطوط لوله دریایی و تعریف سکوهای جدید تولیدی در نواحی خارج از بلوک‌بندی فعلی میدان (از جمله موقعیت یلدا که حفاری نخستین چاه آن در دست انجام است) را شامل می‌شود که مراحل نهایی مطالعاتی خود را طی می‌کند.

    وی در پایان اظهار کرد: همه تلاش‌ها بر این است تا با برنامه‌ریزی و اجرای طرح‌های استمرار تولید از میدان گازی پارس جنوبی و همچنین توسعه و تولید از سایر میدان‌های گازی تحت مدیریت، شرکت نفت و گاز پارس تا ۲۵ سال آینده به عنوان قطب اصلی تأمین گاز مورد نیاز کشور فعالیت کند.

     

  • پروژه‌های گازرسانی کشور در سال ۹۹ تشریح شد

    پروژه‌های گازرسانی کشور در سال ۹۹ تشریح شد

    به گزارش خبرگزاری مهر به نقل از وزارت نفت، بهرام صلواتی، درباره اجرای پروژه‌های گازرسانی در سیستان و بلوچستان گفت: توسعه شبکه‌های گازرسانی به صنایع کوچک و بزرگ و همچنین گازرسانی به ۳۰ شهر و روستا، نیروگاه‌های چابهار و کنارک و کارخانه‌های سیمان خاش و زابل از جمله تعهدات طرح هفتم و یازدهم سراسری است.

    وی ادامه داد: اکنون اجرای هزار و ۱۱۷ کیلومتر خط لوله در قالب ۱۱ پروژه از جمله پروژه‌های زاهدان به زابل به طول ۲۲۰ کیلومتر، ایرانشهر به چابهار حدود ۳۰۰ کیلومتر و همچنین پروژه‌های خاش، میرجاوه، سیب، سوران و سراوان در شرق استان در مجموع به طول ۵۹۷ کیلومتر در حال اجرا هستند.

    مدیرعامل شرکت مهندسی و توسعه گاز ایران تصریح کرد: افزون بر پروژه‌های فوق، ۶۵۶ کیلومتر پروژه نیز در مجاورت شهرهای یادشده تعریف شده که اکنون در فاز طراحی قرار دارند و با به ثمر رسیدن این خطوط تکمیلی، باقی‌مانده شهرها و صنایع استان نیز از نعمت گاز بهره‌مند خواهند شد.

    اجرای هم‌زمان ۸ پروژه تأسیسات تقویت فشار خطوط گاز

    صلواتی همچنین درباره پروژه انتقال حجم بالای تولیدات گاز عسلویه، گفت: افزون بر خطوط لوله باید ایستگاه‌های تقویت فشار متعددی در فواصل معین احداث کرد تا زمینه لازم برای توزیع انرژی پاک و ارسال آن به مبادی مصرف مهیا شود.

    وی اظهار کرد: طرح تأسیسات تقویت فشار گاز در شرکت مهندسی و توسعه گاز ایران در سال ۹۸ روزهای پرکاری را سپری کرد و کوشید با پایان موفق مراحل طراحی، انتخاب پیمانکار و تحصیل اراضی، زمینه لازم برای ورود هشت ایستگاه به فاز اجرا را فراهم کند.

    مدیرعامل شرکت مهندسی و توسعه گاز ایران همچنین گفت: پروژه‌های نورآباد، دوراهان، پل کله، خورموج، برازجان، خیرگو، ارسنجان و آرادان ۸ پروژه‌ای هستند که در سال ۹۹ وارد مرحله خرید تجهیزات و کالا و اجرا می‌شوند و به این ترتیب رکورد بی‌نظیری در اجرای هم‌زمان چندین پروژه را در صنعت گاز شاهد خواهیم بود.

    قطعه نخست پروژه خط لوله بیدبلند – اهواز آماده تزریق گاز شد

    صلواتی همچنین از تکمیل قطعه نخست خط لوله بیدبلند – اهواز تا انشعاب ماهشهر خبر داد و اظهار کرد: این خط آماده تزریق گاز است.

    وی درباره وضع خط انتقال گاز نهم سراسری نیز گفت: خط نهم این قابلیت را دارد که روزانه ۱۱۰ میلیون متر مکعب گاز را انتقال دهد. قطعه نخست بیدبلند – اهواز به طول ۱۰۰ کیلومتر در حال اجرا است که ۳۱ کیلومتر ابتدایی آن تا انشعاب ماهشهر به اتمام رسیده و آماده تزریق گاز است.

     

  • حفاری ۵ چاه در فاز ۱۱ پارس جنوبی

    حفاری ۵ چاه در فاز ۱۱ پارس جنوبی

    حفاری ۵ چاه در فاز ۱۱ پارس جنوبی

    به گزارش خبرگزاری مهر به نقل از وزارت نفت، محمد مشکین‌فام درباره آخرین وضع توسعه فاز ۱۱ به عنوان آخرین طرح توسعه باقی‌مانده از میدان گازی پارس جنوبی گفت: طرح توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی با تمرکز بر سکوی جنوبی که در موقعیت مرزی بین ایران و قطر واقع شده، در حال اجراست و به‌منظور تسریع در توسعه این موقعیت، برنامه اجرایی طرح توسعه فاز ۱۱ بر مبنای استفاده حداکثری از تأسیسات موجود طراحی شده است.

    وی با یادآوری اینکه در گام نخست، پایه سکو (جکت) که پیش‌تر به‌منظور بهره‌برداری از همین موقعیت طراحی و در یارد قشم ساخته شده بود، دو هفته گذشته بارگیری و ظرف یک‌ماه آینده در موقعیت نصب خواهد شد، افزود: بلافاصله پس از پایان نصب و با قرارگیری دکل حفاری روی پایه سکو، حفر چاه‌های این موقعیت آغاز خواهد شد و انتظار می‌رود حفاری پنج حلقه چاه مورد نیاز برای تحقق تولید اولیه از این سکو (۵۰۰ میلیون فوت مکعب در روز) تا ابتدای سال آینده پایان یابد.

    انتقال سکوی C فاز ۱۲ ابتدای سال آینده

    به گفته این مقام مسؤول، با توجه به رو به پایان بودن تولید گاز از سکوی C فاز ۱۲، این سکو ابتدای سال آینده از موقعیت مذکور جدا و برای شروع تولید گاز از سکوی جنوبی فاز ۱۱ در این موقعیت نصب می‌شود، همچنین برنامه‌ریزی‌شده تا گاز تولیدی از طریق اتصال این سکو به خط‌لوله دریایی موجود سکوی C فاز ۱۲ به پالایشگاه خشکی همین فاز منتقل شود.

    مشکین‌فام تأکید کرد: حفاری هفت حلقه چاه باقیمانده این موقعیت نیز پس از راه‌اندازی سکوی تولیدی انجام خواهد شد تا تولید با ظرفیت کامل از این موقعیت با تولید روزانه یک میلیارد فوت مکعب محقق شود.

    کاهش فشار میدان از ۵ سال آینده آغاز می‌شود

    مدیرعامل این شرکت ایرانی در پاسخ به این پرسش که «آیا اتمام تولید از سکوی C فاز ۱۲ تا ابتدای سال آینده، نشان‌دهنده شروع افت تولید از میدان گازی پارس جنوبی چهار سال زودتر از پیش‌بینی‌های پیشین است؟» گفت: برداشت گاز از مخزن پارس جنوبی براساس مکانیزم انبساط گاز انجام می‌شود، به این معنا که تولید گاز از این مخزن با کاهش تدریجی فشار مخزن مترادف است که موضوعی طبیعی در تمامی مخازن گازی به‌شمار می‌آید، اما این کاهش طبیعی و پیوسته فشار گاز تنها تا زمان رسیدن فشار چاه به حداقل فشار مورد نیاز برای انتقال گاز از دریا به پالایشگاه خشکی امکان‌پذیر است و پس از رسیدن به این محدودیت فشاری، به‌دلیل عدم امکان کاهش بیشتر فشار، به ناچار نرخ تولید گاز به‌تدریج کاهش می‌یابد و پس از گذشت چند سال تولید از آن چاه به اتمام می‌رسد.

    وی با بیا این توضیحات تأکید کرد: بنابراین می‌توان گفت در تمامی سکوهای تولیدی میدان گازی پارس جنوبی، از همان روز نخست تولید، افت فشار آغاز شده است، اما به جز دو سکوی A و C فاز ۱۲ که نرخ تولید روزانه گاز از آنها هم‌اکنون به ترتیب، ۸۲ و ۲۳۰ میلیون فوت‌مکعب است، فشار دیگر سکوهای میدان در نقطه‌ای بالاتر از محدودیت فشاری جهت انتقال گاز به خشکی قرار دارند، بنابراین این سکوها می‌توانند با تمام ظرفیت خود گاز برداشت کنند، اما با ادامه کاهش فشار ناشی از تولید در میدان، به‌تدریج در آینده نزدیک از نرخ تولید تعداد دیگری از این سکوها نیز کاسته خواهد شد.

    مشکین‌فام با اشاره به مقدار کم این کاهش در سال‌های ابتدایی و نیز ورود سکوهای جدید فازهای ۱۱، ۱۳، ۱۴ و ۲۲-۲۴ به مدار تولید، تأکید کرد: این کاهش ابتدا خیلی محسوس نخواهد بود، اما ظرف پنج سال آینده به نقطه‌ای خواهیم رسید که این کاهش قابل توجه خواهد شد.

    موقعیت فاز ۱۲ دلیل افت سریع‌تر برداشت گاز

    مدیرعامل شرکت توسعه‌دهنده میدان گازی پارس جنوبی درباره چرایی افت سریع‌تر تولید از دو سکوی فاز ۱۲ و تفاوت این فاز با سایر فازهای میدان نیز توضیح داد: میدان گازی پارس جنوبی مانند بسیاری از میدان‌های نفت و گاز یک میدان ناهمگن محسوب می‌شود و ضخامت مخزن و خواص آن در بخش‌های مختلف میدان متفاوت است، به گونه‌ای که در بخش‌های مرکزی میدان ضخامت لایه‌های گازی بیشتر و سنگ مخزن هم خواص مناسب‌تری برای ذخیره و انتقال گاز به سمت چاه دارد، اما با حرکت به سمت فازهای کناری مخزن، هم از ضخامت ستون گازی کاسته شده و هم خواص مخزنی ضعیف‌تر می‌شوند، بر اساس همین قاعده و با اطلاعات به‌دست آمده از چاه‌های توصیفی فاز ۱۲ (نخستین چاه حفر شده در هر سکو)، از ابتدا کوتاه‌تر بودن مدت زمان تولید از سکوهای این فاز پیش‌بینی شده بود.

    وی در پاسخ به پرسش دیگری مبنی بر اینکه «آیا توسعه موقعیت D این طرح نیز به دلایل ذکر شده از دستور کار این شرکت خارج شد؟»، گفت: پس از حفر چاه توصیفی موقعیت D مشخص شد که خواص آن ناحیه از سایر بخش‌های فاز ۱۲ بسیار ضعیف‌تر بوده و توسعه آن صرفه اقتصادی ندارد، بنابراین توسعه سکوی چهارم فاز ۱۲ از دستور کار خارج شد.

    برنامه‌ریزی برای توسعه تمامی میدان‌های گازی خلیج فارس

    محمد مشکین‌فام با اشاره به پیش‌بینی افت قابل توجه تولید از میدان گازی پارس جنوبی در آینده نزدیک، استمرار تولید از این میدان مشترک و تحقق وعده تأمین ۷۵ درصدی گاز کشور تا ۲۵ سال آینده را نیازمند توسعه میدان‌های دیگر خلیج فارس عنوان کرد و گفت: این شرکت، افزون بر میدان گازی پارس جنوبی، مسئولیت توسعه و تولید میدان‌های گازی دیگری در خلیج فارس را نیز به‌عهده دارد که از جمله این میدان‌ها می‌توان به پارس شمالی، فرزاد A، فرزاد B، گلشن، فردوسی، کیش و بلال اشاره کرد.

    وی تأکید کرد: هدف تعیین‌شده برای تأمین ۷۵ درصد گاز کشور تا ۲۵ سال آتی، مربوط به توسعه و تولید از تمامی میدان‌های گازی تحت مدیریت است، بر این اساس و مطابق با برنامه‌ریزی‌های انجام شده، با توسعه میدان بلال و تکمیل توسعه فاز ۱ میدان کیش، گاز تولیدی این میدان‌ها برای جبران کاهش تولید سکوهای فاز ۱۲ به پالایشگاه این فاز انتقال خواهد یافت.

    این مقام مسؤول با بیان اینکه افزون بر مطالعات و برنامه‌ریزی‌های انجام‌شده برای توسعه این میدان‌ها، این شرکت برنامه‌ریزی جامعی برای استمرار تولید از میدان گازی پارس جنوبی در دستور کار خود دارد، گفت: این برنامه حفر چاه‌های جدید (Infill) از سکوهای تولیدی موجود، نصب ایستگاه‌های تقویت فشار (کمپرسور)، افزودن خطوط لوله دریایی و تعریف سکوهای جدید تولیدی در نواحی خارج از بلوک‌بندی فعلی میدان (از جمله موقعیت یلدا که حفاری نخستین چاه آن در دست انجام است) را شامل می‌شود که مراحل نهایی مطالعاتی خود را طی می‌کند.

    وی در پایان اظهار کرد: همه تلاش‌ها بر این است تا با برنامه‌ریزی و اجرای طرح‌های استمرار تولید از میدان گازی پارس جنوبی و همچنین توسعه و تولید از سایر میدان‌های گازی تحت مدیریت، شرکت نفت و گاز پارس تا ۲۵ سال آینده به عنوان قطب اصلی تأمین گاز مورد نیاز کشور فعالیت کند.

     

  • قیمت گاز مایع در آسیا، اندکی بهبود یافت

    قیمت گاز مایع در آسیا، اندکی بهبود یافت

     

    قیمت گاز مایع در آسیا، اندکی بهبود یافت

     

    به گزارش خبرگزاری مهر به نقل از رویترز، منابع تجاری اعلام کردند قیمت‌های گاز طبیعی مایع‌شده (ال‌ان‌جی) در بازارهای تک‌محموله‌ای در هفته جاری اندکی بهبود یافت، زیرا به نظر می‌رسد تقاضا همسو با تسهیل محدودیت‌های اعمال‌شده برای جلوگیری از شیوع کرونا در چند کشور در حال بهبود است.

    قیمت میانگین قرارداد ال‌ان‌جی برای تحویل به شمال آسیا در ماه ژوئن به حدود ۲ دلار برای هر یک میلیون واحد بی‌تی‌یو (mmBtu) رسید که نسبت به معاملات هفته گذشته افزایش ۲۰ سنتی داشت.

    این افزایش قیمت به دنبال سه هفته کاهش قیمت پیاپی رخ داد.

    در حالی که محدودیت‌های ناشی از ویروس کرونا، در بعضی بازارها، مانند چین و کره جنوبی روند نزولی دارد، سیاست‌های مهار ویروس در دیگر نقاط جهان مانع از صادرات این کشورها و سبب طولانی شدن روند بهبود بازار می‌شود.

    منابع تجاری اعلام کردند هنوز میزان عرضه در سطح جهان بالاست که انتظار می‌رود سبب پایین نگه داشتن قیمت قراردادهای بازار تک‌محموله‌ شود.

    منابع تجاری همچنین اظهار کردند تعداد کشتی‌هایی که برای ذخیره موقت ال‌ان‌جی استفاده می‌شوند نیز در حال افزایش است.

    قیمت گاز طبیعی ایالات متحده نیز هفته گذشته برای نخستین بار، هم در اروپا و هم در آسیا، در صدر قیمت شاخص‌ها قرار گرفت و دلیل دیگری را برای لغو خرید محموله‌های ال‌ان‌جی ایالات متحده فراهم کرد. خریداران ال‌ان‌جی در آسیا و اروپا، اکنون بارگیری حدود ۲۰ محموله ماه ژوئن ایالات متحده را لغو کرده‌اند، در حالی که بسیاری انتظار دارند لغو محموله‌ها در ماه ژوئیه نیز ادامه داشته باشد.

    منبع : مهرنیوز

  • راهکارهای صادرات پایدار گاز به ترکیه/فرصت سوزی به سبک تدبیرو امید

    راهکارهای صادرات پایدار گاز به ترکیه/فرصت سوزی به سبک تدبیرو امید

    راهکارهای صادرات پایدار گاز به ترکیه/فرصت سوزی به سبک تدبیرو امید

    علی حسینی، کارشناس حوزه گاز در گفتگو با خبرنگار مهر در پاسخ به اینکه آیا ایران می‌تواند با ایجاد تقاضا برای گاز خود در ترکیه، پایداری و توسعه صادرات گاز خود را افزایش دهد، گفت: بله، ایران می‌تواند با واحدهایی که تأمین خوراک آن را خود، عهده دار هستیم این تقاضا را ایجاد کند، اما بازار گاز فرصت مهم‌تری دارد؛ ایران می‌تواند با ایجاد زمینه مشارکتی با طرف مقابل در زمینه تولید، توسعه و انتقال گاز به محل مصرف آن، مصرف کننده را به نوعی در سود و توسعه و همچنین پایداری صادرات سهیم کند. اقدامی که روسیه با اروپا کرده و شرکت‌های اروپایی را در بخش‌های مختلف تولید، توسعه و انتقال سهیم کرده است.

    وی ادامه داد: این اقدام روس‌ها به نوعی ضامن پایداری صادرات گاز این کشور به اروپا و حتی توسعه آن است، چرا که شرکت‌های فعال در این حوزه سوددهی خود را در این توسعه صادرات گاز می‌بینند. از سویی دیگر این ایجاد منافع مشترک، وابستگی مقصد دریافت گاز را به تولیدکننده اصلی افزایش داده و می‌تواند مانع اعمال تحریم در این حوزه باشد.

    نقش کلیدی منافع مشترک در صادرات گاز

    به گفته این کارشناس حوزه گاز ترک‌ها نیز با اقدامی مشابه در توسعه میدان‌های گازی جمهوری آذربایجان و شمال عراق سرمایه گذاری کرده اند. این سرمایه گذاری مشارکتی حتی در بخش انتقال گاز و خطوط انتقالی نیز دیده می‌شود و به این ترتیب آذربایجان، ترکیه را در سود بلندمدت خود سهیم کرده است. از سویی دیگر ترکیه نیز برطرف کردن نیاز خود به گاز آذربایجان را در بلند مدت تضمین کرده است.

    حسینی با بیان اینکه ایران نیز می‌تواند با تعریف چنین اقداماتی، دست به کار شود، اظهار داشت: هندی‌ها خواهان حضور در میدان گازی فرزاد در ایران بود تا بتواند با توسعه مشارکتی، گاز تولیدی را از طریق خط لوله یا به صورت ال ان جی به هند صادر شود که به دلایل مختلف انجام نشد. این اقدام برای ترکیه نیز می‌تواند شکل بگیرد.

    خیز ترک‌ها برای هاب گازی / سهم ایران در این بلندپروازی چیست؟

    وی با اشاره به اینکه در ایران میادین گازی توسعه نیافته وجود دارد که با سهیم کردن ترک‌ها در آن می‌توانیم یک سوددهی تضمینی و مشارکتی را شکل دهیم، افزود: متأسفانه مسؤولین ما بجای ایجاد جذابیت حوزه گاز برای ترک‌ها، در انتظار انقضای قرارداد بوده تا مجدد وارد مذاکره شوند. این در حالی است که ترکیه در حوزه بازار گاز یک نقش هاب انتقال گاز برای اروپا به ویژه اروپای جنوب شرقی تعریف کند. مشابه نقشی که آلمان برای گاز روسیه در اروپا ایفا می‌کند.

    حسینی تاکید کرد: ترک‌ها قصد دارند با استفاده از گاز ایران و آذربایجان چنین نقشی برای خود در اروپا ایجاد کنند. در این میان ایران می‌تواند از این بلندپروازی ترکیه استفاده کرده و نقش خود در بازار گازی ترکیه را پررنگ کند و به جای نگاه رقابتی یک نگاه هم پیمان ژئوپلیتیکی داشته باشیم.

    انفعال ایران در بازار گاز / روس‌ها چه کردند؟

    این کارشناس حوزه گاز توضیح داد: ایران حتی در سقف قراردادی به صادرات گاز به ترکیه نمی‌پردازد و این روند در حالت حداقلی قرار دارد. روسیه در برهه‌ای با اعطای تخفیف گازی به ترکیه از این کشور خواست در قبال این تخفیف، میزان واردات گاز از روسیه را افزایش دهد که موفق هم شد تا جایی که سهم روسیه در سبد گاز ترکیه به رقم حدود ۵۰ درصد رسید.

    طبق اظهارات حسینی برآیند روند بازارهای گازی اطراف ایران در ترکیه، عراق (که آمریکایی‌ها خواهان کاهش واردات گازشان از ایران هستند)، پاکستان، افغانستان و سایر کشورهای حاشیه خلیج فارس نشان می‌دهد که ایران در این بازار منفعل بوده و به شدت عقب مانده است. این در حالی است که ایران دارنده دومین ذخایر گازی دنیا است و انتظار می‌رود علاوه بر توسعه منابع داخلی از پتانسیل کشورهایی نظیر ترکمنستان و آذربایجان به شکل سوآپ استفاده بیشتری کند. این روند موجب می‌شود ایران در آینده با مازاد گاز روبرو بوده و در آن زمان مجبور به تصمیم گیری های دیگری درباره این منابع طبیعی خود باشد.

    منبع : مهرنیوز

  • افزایش ۱۱۰ درصدی تولید در فازهای ۲۰ و ۲۱ پارس جنوبی

    افزایش ۱۱۰ درصدی تولید در فازهای ۲۰ و ۲۱ پارس جنوبی

    به گزارش خبرگزاری مهر به نقل از وزارت نفت، هادی هاشم‌زاده فرهنگ گفت: یکی از مهم‌ترین برنامه‌های سال نو پالایشگاه هشتم برای تحقق جهش تولید، افزایش ظرفیت تولید ۱۱۰ درصدی با استفاده از منابع گازی دیگر منابع و مبادی است که برنامه‌ریزی‌های لازم در این باره انجام شده است و در نیمه دوم امسال محقق خواهد شد.

    هادی چابوک، مدیر پالایشگاه هشتم پارس جنوبی نیز با بیان اینکه میزان شاخص قابلیت اطمینان پالایشگاه در سال ۱۳۹۸ عدد ۶۵.۹۹ درصد بوده که نسبت به عدد ۴۹.۹۹ درصد سال ۹۷ با برنامه‌ریزی‌های انجام‌شده بهبود قابل توجهی داشته است، افزود: رسیدن به این شاخص در حالی است که پالایشگاه هنوز به‌طور کامل راه‌اندازی نشده است.

    وی ادامه داد: درباره شاخص‌های حوزه تولید نیز با اقدام‌ها و برنامه‌ریزی‌های انجام‌شده در سال ۹۸ هدف‌های مورد نظر حاصل شده و به‌منظور ادامه روند بهبود، تدوین برنامه‌های سال ۹۹ در دست انجام است.

    چابوک مهم‌ترین شاخص عملکردی پالایشگاه هشتم در سال گذشته را تحقق صددرصد برنامه در افزایش قابلیت اطمینان عنوان کرد و گفت: این موضوع به حفظ تولید پایدار در طول سال منجر شده و شاخص تحقق تولید محصولات نیز به بیش از ۹۷ درصد رسیده است.

    مدیر پالایشگاه هشتم پارس جنوبی با بیان اینکه پالایشگاه هشتم به‌تازگی راه‌اندازی شده است، اظهار کرد: هنوز برخی از واحدهای عملیاتی یا تجهیزات داخل فازهای ۲۰ و ۲۱ راه‌اندازی نشده و در همین راستا تلاش می‌شود به‌منظور افزایش شاخص در دسترس‌پذیری و Availability، تجهیزات حیاتی باقیمانده در اسرع وقت راه‌اندازی شوند و در مدار تولید قرار گیرند.

    منبع : مهرنیوز

  • قرائت کنتورهای گاز در استان تهران از سرگرفته شد

    قرائت کنتورهای گاز در استان تهران از سرگرفته شد

    به گزارش خبرگزاری مهر به نقل از وزارت نفت، احمد دارابی، مدیرعامل شرکت گاز استان تهران، گفت: با توجه به تصمیم‌های گرفته شده از سوی شرکت ملی گاز ایران، عملیات کنتورخوانی با رعایت کامل پروتکل‌های بهداشتی و ایمنی فردی توسط کنتورخوان‌ها در استان تهران، دوباره آغاز شد.

    وی ادامه داد: کنتورخوانی جزو یکی از مهم‌ترین وظایف شرکت گاز است؛ به همین دلیل از ماموران کنتورخوان خواسته شده است با رعایت کامل نکات بهداشتی عملیات کنتورخوانی را آغاز کنند.

    مدیرعامل شرکت گاز استان تهران اظهار داشت: از مردم خواهشمندیم تا حد امکان با ماموران شرکت گاز همکاری لازم را برای ثبت رقم کنتور داشته باشند، همچنین مشترکان می‌توانند همانند روال گذشته از چپ به راست، شماره اشتراک # ارقام مشکی رنگ کنتور خود را به سرشماره ۲۰۰۰۱۷۰۷ با اعداد انگلیسی و بدون فاصله پیامک کنند.

    دارابی با بیان اینکه با توجه به شیوع ویروس کرونا مشترکان نمی‌توانند از منزل خارج شوند و از خدمات گاز استفاده کنند، تصریح کرد: مشترکان گاز می‌توانند با ارسال H به سامانه پیامکی ۲۰۰۰۱۷۰۱عملیاتی نظیر اعلام رقم کنتور، دریافت آخرین قبض، عدم دریافت قبض پیامکی، دریافت شماره اشتراک بر اساس سریال کنتور، ارسال انتقادها، پیشنهادها و شکایات، درخواست فراموشی کد رهگیری درخواست‌ها و دریافت لینک اپلیکیشن اندروید را انجام دهند.

    وی اظهار داشت: مشترکان گاز می‌توانند برای دریافت قبوض گازبهای خود با تلفن گویای ۱۷۹۴ تماس بگیرند، یا با ورود به سایت شرکت گاز استان تهران به آدرس www.tehrangasco.ir نسبت به اعلام و ثبت رقم کنتور گاز خود اقدام کنند.

    منبع : مهرنیوز

  • اتمام پیگرانی هوشمند خط لوله هفتم سراسری انتقال گاز

    اتمام پیگرانی هوشمند خط لوله هفتم سراسری انتقال گاز

    به گزارش خبرگزاری مهر به نقل از وزارت نفت، علیرضا عربلو، سرپرست منطقه ۶ عملیات انتقال گاز گفت: برای بررسی سلامت خط لوله هفتم سراسری و مشخص کردن عیوب خط، پیگرانی هوشمند بر اساس برنامه‌ریزی انجام شده از اواخر سال گذشته، آغاز و بعد از حدود یک ماه، فروردین‌ماه سال ۱۳۹۹ با موفقیت پایان یافت.

    وی با بیان اینکه این عملیات شامل پنج مرحله پیگرانی بوده که در هر مرحله برخی موارد مربوط به وضع خط لوله مشخص می‌شود، افزود: پس از بررسی نتایج پیگ هوشمند، برنامه‌های تعمیرات اساسی و اضطراری برای به حداقل رساندن آسیب‌ها و انتقال پاک، ایمن، پایدار و بهره‌ور گاز طبیعی به مصارف خانگی و صنعتی، تعریف و اجرا خواهد شد.

    حدود ۸۰۰ کیلومتر از خط لوله هفتم سراسری در محدوده منطقه ۶ عملیات انتقال گاز قرار دارد که از عسلویه آغاز می‌شود و تا استان سیستان و بلوچستان ادامه دارد.

    پیگ وسیله‌ای مورد استفاده در لوله‌های انتقال سیالات از جمله لوله‌های آب، فاضلاب، انتقال نفت و انتقال گاز است که برای تمیزکاری لوله، ایجاد حائل فیزیکی بین دو سیال متفاوت، نظارت بر بدنه لوله یا ضبط اطلاعات هندسی خط لوله مورد استفاده قرار می‌گیرد. به کار استفاده از پیگ در داخل لوله‌ها، «پیگ‌رانی» گفته می‌شود. پیگ‌رانی بدون متوقف کردن جریان سیال امکان‌پذیر است.

    منبع : مهرنیوز