Menu
  • صفحه اصلی
    • بخش انرژي با توجه به نقش دوگانه آن در خصوص تامين انرژي و درآمد ارزي كشور، زيربناي اصلي توسعه به شمار مي‌آيد و همواره داراي نقش بنيادي در بخشهاي اجتماعي ـ اقتصادي بوده است. بر اين اساس، ايجاد يك نظام يكپارچه از آمار و اطلاعات انرژي در كشور، با رويكرد مديريت صحيح اطلاعات، ايجاد هماهنگي بين مراكز توليد اطلاعات انرژي، يكسان سازي تعاريف، مفاهيم و روش هاي جمع‌آوري اطلاعات، دسترسي سريع مديران، كارشناسان و پژوهشگران حوزه انرژي به داده‌هاي دقيق و قابل اعتماد انرژي و در نهايت كمك به برنامه ريزي و سياستگذاري صحيح مديران در بخش انرژي از اهميت زيادي برخوردار است.

  • نمودار جریان انرژی
    • به‌طورکلی به‌منظور بررسي فرآيند توليد تا مصرف نهايي حامل هاي اوليه انرژي شامل نفت، گاز، زغال‌سنگ، سوخت‌های سنتي و انرژی‌های تجديدپذير و اطلاع از ميزان توليد و يا مصرف هر يك از آن‌ها در بخش هاي مختلف از تحليل جريان انرژي مبتني بر سيستم مرجع انرژي شامل سطوح انرژي اوليه، انرژي ثانويه و انرژي نهايي استفاده مي گردد. براين اساس مي توان اطلاعات سيستم انرژي كشور را از منابع توليد تا بخش هاي نهايي مصرف بر اساس قانون بقاي انرژي تراز نمود و تحولات آن را مورد تجزیه‌وتحلیل قرارداد.

  • ترازنامه هیدروکربوری
    • ترازنامه هيدروكربوري كشور با رويكرد تحليل جامع بخش انرژي هيدروكربوري و شناسايي تنگناها در بخشهاي عملياتي در گستره صنعت انرژي با تاكيد بر بخشهاي نفت و گاز در دو بخش با عنوانهاي هيدروكربوري و انرژي تنظيم شده است. در بخش هيدروكربوري وضعيت ذخاير، عمليات فرآورش و تبـديل و تبـادلات خـارجي كليـه حامـل هـاي انـرژي هيدروكربوري شامل نفت، گاز و زغال سنگ كشور و همچنين وضعيت جهاني آنها مورد تجزيه و تحليـل قـرار گرفته است. در بخش انرژي نيز حاملهاي انرژي هيدروكربوري به همراه ساير حاملهاي انرژي نظير انرژيهاي تجديدپذير و غيره از ديدگاه عرضه، مصرف، تلفات و بهينه‌سازي، تراز انرژي كل كشور و در نهايت شـاخص‌هـاي اقتصـادي/اجتمـاعي آن تجزيه و تحليل گرديده است.

  • دورنمای انرژی
    • دورنماي انرژي كشور از طريق مدلسازي توسعه داده شده به بررسي عملكردهاي فعلي و آتي بخشهاي توليد، تبديل و فرآورش، انتقال، واردات و صادرات نفت و گاز و ساير حامل‌هاي انرژي و در نهايت ارزيابي عرضه و تقاضاي كل انرژي در تعامل با بخشهاي اقتصادي و اجتماعي كه در ارتباط با سناريوهاي تحليل توسعه بخش انرژي انجام مي‌گيرد، بسترهاي لازم را جهت تحليل و امکان تصمیم‌گیری‌های آگاهانه و انتخاب مسیری مطمئن‌تر در توسعه بخش انرژي كشور فراهم‌ مي‌آورد.

  • پیوندها
    • در اين بخش آدرس وب گاه برخي از وزارتخانه ها، سازمان ها و موسسه هاي فعال در حوزه انرژي ارائه شده است

  • تبدیل واحدها
    • در اين بخش جداول مربوط به ضرايب تبديل واحدهاي انرژي كه در ترازنامه هيدروكربوري كشور به عنوان مبناي محاسبات مورد استفاده قرار گرفته‌اند، به تفكيك كميتهاي مختلف مانند ارزش حرارتي، جرم، حجم، واحدهاي انرژي، چگالي فرآورده‌هاي نفتي و پيشوندهاي SI ارائه شده‌اند.

  • ارتباط با ما
  • جستجو

فصل دوم

فصل دوم

نفت خام

گاز غني

وضعيت جهاني توليد نفت خام

آنچه دراین بخش به آن پرداخته می شود

عمليات بالادستي

بخش دوم
عملیات بالادستی

1-2 نفت خام

1-1-2 تولید نفت خام در مناطق خشكی

تولید نفت خام در مناطق خشكی در شركت‌های عملیاتی شركت مناطق نفت‌خیز جنوب، شركت نفت مناطق مركزی و شركت نفت و گاز اروندان انجام می‌شود.
• شركت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب
این شرکت در سال 1395، با تولید روزانه 2871/55 هزاربشكه نفت خام حدود 76/7 درصد از كل تولید نفت خام كشور را بر عهده داشته است.
جدول 2-1 تولید نفت خام شركت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب را در شركت‌های تابعه در سال 1395 نشان می‌دهد.

شركت نفت مناطق مركزي

جدول 2-2 تولید نفت خام شركت مناطق مرکزی را در شركت‌های تابعه در سال 1395 نشان می‌دهد.

سهم تولید نفت شركت نفت مناطق مركزی از كل تولید نفت خام كشور در سال 1395 در حدود 4/9 درصد بوده است.

شركت نفت و گاز اروندان

متوسط تولید نفت خام این شركت در سال 1395، 280/77 هزار بشكه در روز بوده است كه با توجه به این آمار سهم تولید نفت خام شركت نفت و گاز اروندان ازكل تولید نفت خام كشور در سال 1395 در حدود 7/5 درصد بوده‌است.

2-1-2 تولید نفت خام در مناطق دریایی

شركت نفت فلات قاره ايران

جدول 2-3 تولید نفت خام شركت نفت فلات‌قاره ایران را در سال 1395 نشان می‏دهد.

متوسط تولید روزانه در شركت نفت فلات‌قاره ایران در سال 1395 درمجموع 407/6 هزار بشكه در روز بوده است كه بیشترین میزان تولید نفت خام آن با 182/65 هزار بشكه در روز در منطقه خارگ انجام شده و مناطق بهرگان، لاوان، سیری و قشم به ترتیب در رده‌های بعدی قرار داشته‌اند. سهم تولید نفت خام شركت نفت فلات قاره (تولید نفت خام از مناطق دریایی) از كل تولید نفت خام كشور در سال 1395 در حدود 10/9 درصد بوده است.

3-1-2 تولید و تحویل كل نفت خام

نفت خام تولیدی كشور برای تأمین فرآورده‌های موردنیاز مصارف داخلی به عنوان خوراك پالایشگاه‌های كشور و مابقی بر اساس مقررات سازمان اوپك برای صادرات مستقیم و یا صادرات به ازای نفت خام دریافتی از كشورهای همسایه شمالی (سوآپ)، به پایانه صادراتی ارسال می گردد.
نفت خام خوراك پالایشگاه‌های بندرعباس، آبادان، كرمانشاه، شیراز، اصفهان، اراك، تهران و تبریز از نفت خام تولیدی در مناطق خشكی و بخشی از خوراك پالایشگاه بندرعباس نیز از میدان دریایی هنگام از طریق قشم تأمین می‌گردد. در منطقه فلات‌قاره، كل نفت خام تولیدی مناطق عملیاتی بهرگان، خارك و سیری به خارج از كشور صادر می‌شود و در منطقه لاوان نفت خام تولیدی پس از تأمین خوراك پالایشگاه لاوان مابقی صادر می‌شود.
جدول 2-4 و نمودار 2-1روند تولید كل نفت خام در مناطق خشكی/دریایی را نشان می‏دهند.

همان‌طور كه در جدول 2-4 و نمودار 2-1 ملاحظه می‌شود تولید نفت خام خشكی و دریایی در سال 1395 جمعاً معادل 3/7 میلیون بشكه در روز بوده است كه 33/89 درصد نسبت به سال 1394 افزایش ‌یافته است. از كل تولید سال 1395 مقدار 407/6 هزاربشكه در روز مربوط به تولید از مناطق دریایی و مابقی معادل 3336/59 هزاربشكه در روز مربوط به مناطق خشكی در كشور می­باشد.

روند عرضه و تحویل نفت خام در دوره زمانی 95-1385 به­شرح جدول 2-5 می­باشد. چنان‌كه در جدول 2-5 نشان داده‌شده است تحویل نفت خام به­علت رعایت سقف اوپك با نوساناتی طی دوره، برخی اوقات از مقدار عرضه نفت خام بیشتر یا كمتر بوده است كه نمایانگر ذخیره­‌سازی یا برداشت از مخازن ذخیره می­‌باشد

4-1-2 تزریق گاز و آب به میادین نفتی

عموماً نفتی كه در مخزن است تحت فشار لایه‌های زیرزمینی قرار دارد و دارای انرژی اولیه یا طبیعی است. این انرژی طبیعی ممكن است در اثر یك یا چند عامل از عوامل انبساط سیال و سنگ، رانش گاز محلول، رانش گاز كلاهك یا رانش با آب، (آبده) باشد. پس از گذشت سال‌ها از تخلیه طبیعی مخزن و گاهاً از ابتدای شروع بهره‌برداری میدان باید با استفاده از روش‌های ازدیاد برداشت انرژی مخزن را تقویت كرد. این روش‌ها را بازیافت ثانویه و ثالثیه می‌گویند كه متداول‌ترین آن‌ها تزریق آب، گاز و تزریق متناوب آب و گاز می باشد. همچنین روش‌های حرارتی، تزریق فوم و ژل‌های پلیمری، استفاده از مواد شیمیایی كاهش‌دهنده نیروی كشش سطحی و روش میكروبی از دیگر روش های ازدیاد برداشت است.
همچنین فعالیت‌هایی نظیر حفاری چاه‌های افقی، ایجاد شكاف هیدرولیكی، فرازآوری مصنوعی شامل فرازآوری با گاز، نیتروژن و پمپ‌های درون‌چاهی برای افزایش تولید استفاده می گردد.
بر اساس قانون برنامه پنج‌ساله ششم توسعه، بایستی سالانه یك درصد به ضریب برداشت نفت از میادین كشور افزوده شود. در این راستا باید از روش‌های مختلف ازدیاد برداشت برای جبران افت تولید این میادین و افزایش ضریب برداشت استفاده كرد.
در سال 1395، پروژه های تزریق گاز در شركت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب، شركت بهره‌برداری نفت و گاز اروندان و پروژه تزریق آب در شركت نفت فلات‌قاره همچون سالیان پیشین در حال اجرا بوده است.
در جدول 2-6 به‌طور خلاصه مقدار تزریق گاز، عملیات بازگردانی گاز و تزریق آب به میادین نفتی در سال‌های 1391 تا 1395 ارائه شده است.

همان‌طور كه در جدول فوق مشاهده می‌شود در سال 1395، تزریق گاز به میادین نفتی نسبت به سال قبل 6/98 درصد کاهش یافته است.این درحالی است كه تزریق آب در میدان‌های شركت نفت فلات‌قاره در سال‌ 1395 با افزایش 25/13 درصدی نسبت به سال قبل روبرو بوده است.

تزریق گاز در میادین نفتی مناطق نفت­خیز جنوب شامل میادین نفتی آغاجاری، مارون، گچساران، كرنج، پارسی، رامشیر(تزریق امتزاجی)، بی‌بی‌حكیمه، هفتگل، لب‌سفید، كوپال، نرگسی و همچنین میدان دارخوین از شركت نفت و گاز اروندان می‌باشد. شایان ذكر است كه عملیات بازگردانی گاز در میدان نفتی پازنان در جهت جلوگیری از هرزرفت نفت همچون سال‌های گذشته در سال 1395 نیز ادامه داشته است.تزریق آب در میادین شركت نفت فلات‌قاره شامل میادین نفتی درود، سلمان (تزریق همزمان آب و فرآزآوری با گاز)، سیری C (سیوند)، سیریD (دنا)، سیری E (اسفند) و بلال می‌باشد.

در جدول 2-7 مقدار تزریق گاز، عملیات بازگردانی گاز و تزریق آب به میادین نفتی به تفكیك در سال 1395 ارایه شده است.

2-2 گاز غنی

1-2-2 تولید گاز غنی

منابع تولید گاز غنی در كشور در سال 1395 شامل گازهای همراه با نفت، گاز گنبدی و گازهای میادین مستقل و سازندهای گازی بوده است. بخش اعظم گاز گنبدی از میادین نفتی پازنان، نفت‌سفید و لب‌سفید در مناطق نفت­خیز جنوب تولید شده است. تولید گاز غنی سازندی علاوه بر میدان گازی مارون خامی و ژوراسیك مسجدسلیمان در مناطق نفت­خیز جنوب، از سازند گازی دالان میدان سلمان نیز در شركت نفت فلات‌قاره صورت گرفته است.

تولید گاز غنی از میادین مستقل گازی در سال 1395 از میادین نار و كنگان، آغار و دالان، خانگیران، گنبدلی، سرخون، تابناك، هما، شانول، وراوی، تنگ بیجار و میدان سراجه در منطقه خشكی تحت مدیریت شركت نفت مناطق مركزی، میادین لاوان و گورزین با راهبری عملیاتی شركت نفت فلات‌قاره و از فازهای 1 الی 10 و 12، 15 و 16، و همچنین فازهای جدید 18-17، 19 و 21-20 پارس جنوبی تحت راهبری شركت نفت و گاز پارس تولید شده است.

میدان گازی عظیم پارس جنوبی در سال 1395 در سكوهای فاز یک، با دو سكوی عملیاتی با برداشت روزانه به‌طور میانگین 26/22 میلیون مترمکعب گازترش از 12 حلقه چاه، سكوهای فازهای 2، 3 به مقدار 55/29 میلیون متر مکعب در روز و در فازهای 4، 5 هر كدام با دو سكو و 12 حلقه چاه روزانه به‌طور میانگین حدود 54/75 میلیون مترمکعب گازترش و فازهای 6، 7 و 8 با داشتن سه سكوی تولیدی و داشتن 12 حلقه چاه در هر سكو درمجموع با برداشت روزانه حدود 82/82 میلیون مترمکعب و فازهای 9 و 10 هر كدام با دو سكو و 12 حلقه چاه با برداشت روزانه حدود 55/38 میلیون مترمکعب در روز در مدار تولید قرار داشت. برداشت گاز از فاز 12 برابر 58/21 میلیون متر مکعب در روز بوده است. همچنین علاوه بر آن فازهای 15 و 16 میدان پارس جنوبی نیز که از سال 1393 به مدار تولید اضافه گردیدند، دارای تولید به مقدار 38/99 میلیون مترمكعب در روز بوده است. برداشت گاز از فازهای 17، 18 پارس جنوبی نیز در سال 1395 برابر 29/10 میلیون مترمکعب در روز بوده است. برداشت گاز از فاز 19 پارس جنوبی به مقدار 17/63 میلیون متر مکعب در روز و از فازهای 21-20 به مقدار 5/71 میلیون متر مکعب در روز انجام شده است.

جداول 2-8 و 2-9 وضعیت تولید گازغنی از میادین مستقل گازی را به­ تفكیك فازهای پارس جنوبی و شركت‌های عملیاتی نشان می‏دهند.

چنانكه از جدول 2-9 مشهود است كل تولید گازغنی در سال 1395 از میادین مستقل و سازندهای گازی معادل 654/88 میلیون مترمكعب در روز بوده كه نسبت به سال 1394 معادل 6/85 درصد افزایش داشته كه مربوط به افزایش برداشت قابل ملاحظه از فازهای جدید (فاز 12، 15و16) و تولید فازهای تازه راه اندازی شده پارس جنوبی (فاز 18-17، فاز 19و فاز 21-20) بوده است. این افزایش تولید علی‌رغم كاهش تولید در فازهای 2 تا 5، درمجموع به افزایش 17/71 درصدی تولید گازغنی در پارس جنوبی نسبت به سال 1394 نیز منتهی شده است. همچنین لازم به توضیح است كه میزان تولید گاز غنی از میادین مستقل درمجموعه شركت نفت مناطق مركزی ایران در مجموع در سال 1395 معادل 219/82 میلیون‌مترمکعب در روز بوده است كه كاهش 10 درصدی نسبت به میانگین تولید در سال 1394 (244/24 میلیون مترمكعب در روز) را نشان می‌دهد.

درمجموعة میادین گازی شركت نفت فلات نیز در مجموع در سال 1395 معادل 7/24 میلیون مترمكعب در روز و در مجموعه شركت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب معادل 3/70 میلیون مترمكعب در روز بوده است كه نسبت به سال گذشته به ترتیب 64/17% افزایش و 5/85 % كاهش نشان می‌دهند. همانطور كه در جدول 2-8 نیز ارائه شد در سال 1395 تولید گازغنی از میادین مستقل گازی فازهای پارس جنوبی نیز معادل 424/12 میلیون مترمكعب در روز بوده است که نسبت به سال قبل 17/17 درصد افزایش داشته است.

با احتساب تولید گازهای همراه نفت در سال 1395 (79/02 میلیون مترمكعب در روز در مناطق خشكی و 17/61 میلیون مترمكعب در روز در مناطق دریایی) و همچنین تولید گازهای گنبدی 27/45 میلیون مترمكعب در روز در مناطق خشكی)، میزان كل تولید گاز غنی در كشور معادل 778/96 میلیون مترمكعب در روز بوده است. در صورتی كه بخواهیم كل گاز غنی تولیدی در كشور را به تفكیك میادین خشكی و دریایی داشته باشیم،‌ از مقدار 778/96میلیون مترمكعب در روز تولید گاز غنی مقدار 329/99 میلیون مترمكعب در روز در مناطق خشكی و 448/97 میلیون مترمكعب در روز در مناطق دریایی تولید گشته است. جدول 2-10 و نمودار 2-2 روند تولید كل گازغنی برحسب منابع تولید در مناطق خشكی و دریایی را نشان می‏دهد.

چنان كه از جدول 2-10 مشهود است تولید كل گاز غنی در سال 1395 نسبت به سال قبل 8/36 درصد افزایش یافته كه عمدتاً به علت افزایش تولید گاز غنی میادین دریایی می باشد. میزان متوسط رشد عرضه گاز غنی نیز طی سال‌های 95-1385 معادل 5/30 درصد بوده است.

2-2-2 عرضه گاز غنی

گاز غنی به علت وجود ناخالصی و مایعات، میعانات و آب، با توجه به ویژگی های شیمیایی و فیزیكی در واحدهای مختلف پالایش می‌شود و یا برای تزریق به میادین نفتی و خوراك پتروشیمی عرضه می‌گردد.
به‌طوركلی روند عرضه گاز غنی در سال 1395 به ‌شرح زیر بوده است:
در مناطق نفت خیز جنوب، گاز همراه میادین نفتی برای جداسازی مایعات و هیدروكربورهای سنگین تر به کارخانه‌های گاز و گازمایع ارسال گردیده و مقداری برای خوراك کارخانه‌های پتروشیمی تخصیص یافته است. گازسبك حاصل از کارخانه‌های گاز و گازمایع برای تزریق در میادین نفتی و یا خطوط لوله سراسری گاز مورداستفاده قرارگرفته است. باقیمانده گاز غنی برای طرح های توسعه آینده جمع آوری گاز نظیر احداث کارخانه‌های گاز و گازمایع در نظر گرفته شده است. مایعات و هیدروكربورهای تولیدی سنگین تر جهت تزریق به نفت خام صادراتی و یا به‌عنوان خوراك صنایع پتروشیمی و یا برای تولید فرآورده های نفتی به پالایشگاه‌های نفت تحویل شده است.
گازهای همراه میادین نفتی شركت نفت مناطق مركزی برای خوراك طرح های توسعه آینده جمع آوری گاز نظیر احداث کارخانه‌های گاز و گازمایع در نظر گرفته شده است. بخشی از گازهای همراه میادین نفتی در شركت نفت فلات‌قاره در سال 1395 نیز برای خوراك پتروشیمی خارگ و مصرف جزیره كیش مورد استفاده قرارگرفته و بخش عمده آن برای مصارف عملیاتی، خوراك كارخانه گاز و گاز مایع سیری و مابقی برای خوراك طرح های در دست توسعه جمع آوری گاز نظیر کارخانه‌های گاز و گازمایع (كارخانه گاز و گازمایع خارگ و ….) در نظر گرفته شده است. شایان ذكر است درسالهای اخیر طرح كارخانه گاز و گازمایع (NGL) درسیری با ظرفیت 142 میلیون فوت مكعب از گازهای غنی جمع‌آوری شده میادین اقماری جزیره سیری به بهره‌برداری رسید و گاز سبك تولیدی به نیروگاه كیش و بخشی از آن برای مصرف جزیره قشم ارسال شد و میعانات گازی حاصل نیز برای صادرات عرضه گردید.
بخش عمده ای از خوراك کارخانه‌های گاز و گازمایع شركت مناطق نفت‌خیز جنوب از محل گازهای همراه نفت خام تأمین می‌شود. گازهای همراه نفت خام مناطق نفت خیز جنوب به‌عنوان خوراك کارخانه‌های گاز و گاز مایع ازمنابع گازهای‌همراه نفت خام، به کارخانه‌های گاز و گازمایع 300، 400، 600،700،800،1200،1300 و 1500 و پالایشگاه مسجد سلیمان تحویل می شوند. همچنین خوراك کارخانه‌های گاز و گاز مایع 900 و 1600 از محل گازهای گنبدی و خوراك كارخانة گاز و گازمایع 1600 از محل گازهای آغار و دالان تأمین می‌گردد. گاز از منشأ سازند مارون (خامی) نیز به تفكیك گر مارون تحویل می‌شود. كل گاز سبك خروجی کارخانه‌های فوق‌الذكر در سال 1395 برابر با 76/29 میلیون مترمکعب در روز بوده است.
قابل ذكر است NGL3100 برای شركت مناطق مركزی در غرب كشور و NGL3200 برای شرکت اروندان در منطقه غرب كارون در حال احداث است.گازهای غنی مستقل در مناطق خشكی شركت مناطق مركزی و دریایی (پارس جنوبی) به طور عمده جهت پالایش به پالایشگاه‌های گازی موجود در كشور ارسال شده است. گازسبك حاصل از این طریق بیشتر برای تزریق به خطوط لوله سراسری گاز جهت مصارف داخلی و بخشی نیز برای تزریق به میدان‌های نفتی و عرضه برای صادرات به كار رفته است. میعانات گازی حاصل از این طریق برای خوراك پتروشیمی، تولید فرآورده های نفتی و صادرات مورداستفاده قرارگرفته است.
جدول 2-11 و نمودار 2-3 عرضه گاز غنی در بخش‌های مختلف را در سال 1395 را نشان می دهد.
با توجه به جدول از میزان گاز غنی تولیدی در كشور مقدار 80 درصد تحویل پالایشگاه های گاز، 10 درصد تحویل کارخانه‌های گاز و گاز مایع، 2/21 درصد تزریق، 0/83 درصد به پتروشیمی‌های خارگ و رازی،5/21 درصد گازهای قابل جمع‌آوری و مابقی صرف مصارف عملیاتی و صنعتی می گردد یا خطاهای اندازه‌گیری را شامل می‌شود.

3-2 وضعیت جهانی

1-3-2 تولید نفت ‏خام

در گزارش سالیانه شركت بریتیش پترولیوم (2017 BP) سهم مناطق و كشورهای جهان در تولید نفت‏خام در سال 2016 به شرح جدول 2-12 ارایه شده است.