faridbensaeed
2nd July 2012, 02:32 PM
حامل هاي اوليه نفتي :
نفت خام : به مواد اوليه استخراج شده از ميادين نفتي گفته مي شود . تركيبات اصلي آن شامل هيدروژن و كربن است و از اين رو به آن هيدرو كربن اطلاق مي گردد . نفت خام بسته به نقاط مختلف پيدايش ذخاير ، داراي انواع گوناگوني است و هيدرو كربن موجود در آن از سبك تا سنگين متغيير است . اين مشخصه يكي از عوامل اصلي در تعيين قيمت نفت خام محسوب مي گردد . نفت خام حاوي هيدور كربن سنگين ، نفت خام استخراج حاوي ناخالصي هايي مانند نمك و گوگرد نيز مي باشد . هر قدر غلظت و چگالي نفت خام بيشتر باشد ميزان گوگرد موجود در آن بيشتر است . به نفت خام حاوي گوگرد كمتر ، نفت خام شيرين و داراي گوگرد بيشتر ، نفت خام ترش اطلاق مي گردد .
مايعات و ميعانات گازي : مايعات و ميعانات گازي تركيبات هيدور كربني هستند كه در دما و فشار مخزن به شكل گاز بوده ، اما با ميعان و جذب بازيافت مي باشند . مايعات و ميعانات گازي شامل پروپان ، بوتان ، پنتان ، هگزان و هپتان مي گردند . اما شامل متان و اتان نمي شوند .
ساير هيدروكربن ها : شامل نفت خام مصنوعي حاصل از ماسه هاي قيري ، شيل نفتي ، مايعات حاصل از مايع سازي زغال سنگ ، خروجي مايعات حاصل از تبديل گاز طبيعي به بنزين ، هيدروژن و نفت هاي امولوسيون شده ( مانند اريمالسيون ) مي باشد .
فرآورده هاي ثانويه ( ورودي به پالايشگاه ها ) :افزودني ها / اكسيژنه : معمولاً اجزاي غير هيدروكربني هستند كه به يك فرآورده افزوده و يا با آن تركيب مي شوند تا ويژگي هاي سوخت ( اكتان ، ستان و غيره ) را تغيير يا تعديل نمايند . مانند اكسيژنه ها نظير الكل ها ( متانول و اتانول ) ، اترها ، استرها و عناصر شيميايي نظير تترامتيل سرب و تترا اتيل سرب .
نفت مصنوعي خوراك پالايشگاه ها : منظور نفتي است كه از نفت خام اوليه به دست نيامده بلكه از تركيبات شيميايي تهيه شده است . نفت مصنوعي نفتي مي باشد كه مي تواند جايگزين مشتقات نفتي به ويژه روغن هاي نفتي گردد . اين تركيبات جهت صرفه جويي در نفت و يا براي جايگزيني نفت تهيه مي گردند . در حقيقت نفت مصنوعي نفتي است كه قبلاً طي فرآوري خاصي در پتروشيمي تهيه شده و خود براي تبديل به فرآورده هاي نفتي و يك يا چند تركيب نفتي به پالايشگاه ارسال مي گردد .
توليدات ثانويه ( خروجي از پالايشگاه ها ) :شامل فرآورده هاي نفتي مي گردند . فرآورده هاي نفتي عمدتاً از نفت خام و در پالايشگاه ها توليد مي شوند . به غير از نفت خام از ميعانات گازي وساير خوراك پالايشگاه ها كه از آنها نام برده شد نيز فرآورده هاي نفتي توليد مي گردد . عمده ترين فرآورده هاي نفتي شامل گاز پالايشگاه ، اتان ، گاز مايع ، نفتا ، بنزين موتور ، سوخت سبك و سنگين جت ، بنزين هواپيما ، نفت سفيد ، نفت كوره ، نفت گاز ، انواع روغن ، قير ، پارافين و غيره مي باشند .
ميايدن و ذخاير نفت خامايران دراي 78 ميدان فعال نفتي مي باشد كه 62 ميدان آن در مناطق خشكي و 16 ميدان آن درمناطق دريايي واقع شده است . مجموع ذخاير قابل استحصال نفت خام و ميعانات گازي كشور در پايان سال 1388 با احتساب كشف منابع جديد ، 17/151 ميليارد بشكه بوده كه نسبت به سال قبل از آن ، به ميزان 14160 ميليون بشكه و معادل 3/10 درصد افزايش نشان مي دهد . از كل ذخاير باقيمانده قابل استحصال نفت خام و ميعانات گاز ي 3/71 درصد در مناطق خشكي و 7/28 درصد در مناطق دريايي قرار دارند . اين در حالي است كه تا پايان سال 1388 حدود 1/89 درصد از نفت خام و مايعات وميعانات گازي مورد نياز كشور از مناطق خشكي و تنها 9/10 درصد آن از مناطق دريايي تأمين شده است . در سال هاي اوليه بر نامه چهارم توسعه اقتصادي – اجتماعي كشور ، ميزان ذخاير قابل استحصال كشور سالانه رشدي اندك و گاه نفتي داشته ، كه اين امر در سال 1388 با افزايش فعاليت هاي اكتشافي و كاهش سطح توليد روند صعودي چشمگيري داشته است . به طوري كه عمر ذخاير نفتي ، مايعات و ميعانات گازي كشور به ترتيب 5/69 و 3/291 سال بوده است و در مجموع عمر ذخاير هيدروكربوري مايع كشور 94 سال برآورد گرديده است . به عبارتي طي برنامه چهارم توسعه عملاً 9 سال به عمر ذخاير هيدرو كربوري مايع كشور افزوده شده است .
ايران با اين ميزان ذخيره نفت خام و ميعانان گازي متعارف ، پس از عربستان سعودي و ونزوئلا در رتبه سوم جهان قرار دارد . البته در بين سال 2009 – 2005 كه معادل سال هاي برنامه چهارم توسعه در ايران مي باشد . ايران از رتبه دوم به رتبه سوم جهان تنزل پيدا كرد ه و در واقع با كشف ذخاير نفتي جديد در ونزوئلا ، اين كشور رتبه دوم جهان را به خود اختصاص داده است .
البته بايد توجه نمود اين شرايط بدون لحاظ نمودن ذخاير سرشار ماسه هاي قيري در كشور كانادا مي باشد . با لحاظ اين ذخاير غير متعارف ، رتبه ايران در جهان طي سال هاي برنامه چهارم توسعه اقتصادي از سوم به چهارم تنزل مي يابد . بنابراين از آن جا كه ارتقاي جايگاه ايران در بازارهاي بين المللي نفت و گاز و گسترش اكتشاف نفت و گاز به عنوان پشتوانه توليد نفت و گاز كشور از جمله راهبردهاي كلان توسعه اين بخش در برنامه چهارم توسعه مي باشد ، لذا ايران با در نظر گرفتن صرفه هاي اقتصادي طرح هاي مربوطه ، بايد در سال هاي آتي ضمن توجه بيشتر به فعاليت هاي اكتشافي خود بر روي ذخاير متعارف ، به ذخاير غير متعارف خود در مناطق البرز جنوبي ، قالي كوه و زرد كوه استان لرستان و دشت مغان آذربايجان نيز توجه نمايد .
در سال 1388 ، شركت مهندسي و توسعه نفت به منظور توسعه ميادين نفتي ، 17 پروژه در دست اجرا داشته كه عبارتند از :
توسعه ميادين نفت و گاز مشترك سلمان ، توسعه ميادين نفت سنگين ، احداث مخازن ذخيره سازي نفت خام ، توسعه ميدان نفتي بند كرخه ، توسعه ميدان نفتي مشترك آزادگان جنوبي – بخش منابع داخلي ، توسعه ميدان نفتي مشترك آزادگان جنوبي – بخش بيع متقابل ، توسعه ميدان نفتي منصوري ، توسعه ميدان نفتي مسجد سليمان – بخش منابع داخلي ، توسعه ميدان نفتي مسجد سليمان – بخش منابع داخلي ، توسعه ميدان نفتي يادآوران – بخش بيع متقابل ، توسعه ميدان نفتي دارخوين ، توسعه ميدان نفتي جفير – بخش منابع داخلي ، توسعه يدان نفتي جفير – بخش بيع متقابل ، توسعه ميدان نفتي مشترك آزادگان شمالي – بخش منابع داخلي و توسعه ميدان نفتي مشترك آزادگان شمالي – بخش بيع متقابل .
اكتشافبه عمل رديابي لايه هاي گاز طبيعي و نفت ، اكتشاف گفته مي شود كه در واقع گام نخست توسعه در صنعت نفت به شمار مي آيد و در حقيقت پايه و پشتوانه توليد نفت خام گاز طبيعي در هر كشور مي باشد . در ايران بيشترين ميادين نفت و گاز كشور در حوضه هاي زاگرس و خليج فارس كه مهمترين حوضه هاي رسوبي شناخته شده جهت اكتشاف نفت و گاز مي باشند . قرار گرفته اند . عمليات اكتشاف داراي سه مرحله برداشت اطلاعات از مخزن ، پردازش اطلاعات و تعبير و تفسير آن مي باشد . پراكندگي مكان اكتشاف از اهميت زيادي برخورداي است . در 25 درصد از كشور اكتشاف صورت گرفته است . در حال حاضر تعيين راهبردهاي عمليات اكتشاف و مديريت جامع آن از اولويت هاي وزارت نفت است . در سال 1388 ، حدود 3/2430 كيلومتر عمليات ژئوفيزيك دو بعدي و 7/525 كيلومتر مربع عمليات ژئو فيزيك سه بعدي صورت گرفت . همچنيندر اين سال ، 61670 كيلومتر مربع از سطح كشور تحت عمليات زمين شناسي قرار گرفت . در درياي خزر نيز بر روي فعاليت هاي اكتشافي مطالعاتي صورت گرفته كه نتيجه آن شناسايي حداقل 8 بلوك از 46 بلوك كوچكو بزرگ در حوضه اين دريا مي باشد كه احتمال وجود ذخاير نفت و گاز در آنها وجود دارد . اين 8 بلوك به عنوان ساختارهاي اولويت دار اين حوضه جهت اكتشاف مي باشند .
شركت ملي نفت ايران با ساخت و بهره برداري از سكوي حفاري نيمه شناور « ايران – امير كبير » به حوزه فعاليت در آب هاي نيمه عميق و عميق وارد شده است و از اين رهگذر مي تواند حضوري فعال در صنعت نفت دنيا داشته باشد . سكوي حفاري امير كبير ( ايران – البرز سابق ) در نوع خود فوق مدرن و در منطقه خاورميانه منحصر به فرد است و براي حفاري در آب هاي عميق تا عمق هزار متر و حفاري در زير بستر دريا تا شش هزار متر طراحي شدهاست . اين سكو در آبان ماه سال 1388 ، بر روي اولين بلوك اكتشافي در فاصله 250 كيلومتري از ساحل درياي خزر و در عمق بيش از 800 متر مستقر گرديد و در بهمن ماه اين سال عمليات اكتشافي با حفر موفقيت آميز تا عمق 1444 متر انجام گرفت . نتيجه فعاليت هاي اكتشافي در سال 1388 منجر به كشف 9 مخزن نفتي سومار ( آسماري / كلهر ) ، آبان ( آسماري ) ، آبان (ايلام ) ، آبان (سروك ) ، سوسنگرد (آسماري ) ، سوسنگرد (ايلام ) ، سوسنگرد (سروك ) ، سوسنگرد ( گدوان ) و سوسنگرد (فهليان ) گرديد . با اكتشاف اين نه مخزن نفتي 2/1041 ميليون بشكه نفت خام ،0/349 ميليارد متر مكعب گاز همراه و 3/144 ميليون بشكه مايعات و ميعانات گازي كشف گرديد . با توجه به ميزان توليد نفت خام در كشور ، ضريب جايگزيني نفت خام 7/0 بوده كه نسبت به سال گذشته 89 درصد كاهش داشته است .
حفاريحفاري ، آخرين مرحله اي است كه در اكتشاف صورت مي گيرد و هزينه بر نيز مي باشد . ايران حدود يك قرن است كه در اين زمينه فعاليت دارد . با شروع به كار اين فعاليت ، صنايع عظيم نفت و گاز كشور پايه ريزي و شكل گرفته و در سايه آن بسياري از تحولات اقتصادي ، سياسي و اجتماعي كشور رقم خورده است . سير سريع تحولات فن آوري در سال هاي اخير ، تأثيرات بسيار زيادي بر روش هاي جاري حفاري و شيوه هاي سنتي و متداول برجاي گذاشته ، به گونه اي كه امروزه براي صرفه جويي در وقت و هزينه و ايمني بيشتر در توليد نفت و گاز ، سعي مي شود از آخرين دستاوردهاي فني و علمي در اين صنعت استفاده گردد . به طور كلي ، اجراي عمليات حفاري به منظور اكتشاف ، توسعه ، توصيف و بهره برداري از مخازن نفت و گاز و ترميم و تمير آنها و ايجاد چاه هاي تزريقي و انجام كليه خدمات تخصصي در مناطق خشكي و دريا صورت مي گيرد . عمده ترين فعاليت هاي حفاري و صنعت نفت ايران توسط شركت ملي حفاري انجام مي شود ؛ اين شركت هم اكنون تعداد 56 دستگاه حفاري دارد كه از اين تعداد ، 51 دستگاه مربوط به مناطق خشكي و 5 دستگاه مربوط به مناطق دريايي مي باشد . همچنين 20 دستگاه حفاري ديگر نيز در چارچوب پروژه هاي بين المللي خشكي و دريايي فعاليت مي كنند .
نتايج عمليات شركت ملي حفاري ايران در فاصله سال هاي برنامه چهارم توسعه يعني سال هاي 1384 تا 1388 در داخل كشور ، حفر 791 حلقه چاه شامل 400 حلقه چاه توسعه اي – توصيفي ، 29 حلقه چاه اتشافي و 362 حلقه چاه تعميري است كه براي حفر اين چاه ها ، در مجموع 4/1743 كيلومتر حفاري شده است . لازم به ذكر است كه شركت ملي حفاري ايران از ابتداي تأسيس خود تاكنون معادل 83/6325 كيلومتر در قالب 2928 حلقه چاه نفت و گاز حفاري و تكميل نموده است . اين شركت در سال 1388 ، در مجموع 137 حلقه چاه را با متراژي معادل 4/234 كيلومتر حفاري كرده كه نسبت به سال قبل از آن ، در تعداد 8/20 درصد و در متراژ چاه هاي حفاري شده معادل 6/14 درصد كاهش داشته است . حدود 25 كيلومتر از كل حفاري هاي اين شركت در اين سال ، با هدف اكتشافي و 271 كيلومتر با هدف توسعه اي – توصيفي انجام شده است . لازم به ذكر است در سال 1388 ، در طرح هاي اكتشافي نفت و گاز ، حفاري چاه هاي هالگان 2 ، قليحي 1 ، سفيد باغون 1 ، سومار 1 ، بيد زرد 1 و پايدار غرب 13 به اتمام رسيده و حفاري چاه هاي توس 1 ، خيام 1 ، كوه سفيد 1 ، آزادگان 1، ياران 1 ، مدار 1، فروز ب 3 و سوسنگرد در دست اجرا بوده است . در خصوص بلوك هاي اكتشافي نيز حفاري چاه هاي سيلك 1 و گوار شرقي پايان يافته است .
ازدياد برداشت نفتصيانت از منابع و ذخاير نفت خام ، يكي از ضرورت هاي مهم و استراتژيك بخش انرژي ( و اقتصاد ) كشور بوده و به كارگيري روش مناسب براي توليد و استفاده صحيح از روش هاي ازدياد برداشت داراي اهميت بسيار زيادي مي باشد . نگهداري نفت در مخزن از اهداف اصلي توليد صيانتي نمي باشد . بلكه افزايش بازيافت نفت از حجم نفت قابل استحصال مخزن است كه براساس روش هاي علمي موجود و از طريق سه روش تزريق آب ، تزريق گاز يا تزريق همزمان گاز و آب ، همچنين با استفاده از فن آوري هاي ويژه انجام مي گردد . در سال 1388، حدود 64/152 ميليون بشكه آب به ميادين نفتي تزريق شده است كه نسبت به سال قبل از آن 7/63 درصد كاهش داشته است . به علاوه ، در اين سال 01/79 ميليون متر مكعب در روز گاز به ميادين نفتي تزريق شده كه نسبت به سال قبل ازآن 6/1 درصد افزايش داشته است .
براساس برنامه چهارم توسعه ، پيش بيني گرديده بود كه ميزان گاز مورد نياز براي تزريق در سال ابتدا و انتهاي برنامه يعني سال هاي 1384 و 1388 به ترتيب 117 و 234 ميليون متر مكعب در روز ، و ميزان گاز در دسترس براي تزريق در اين سال 94 و 149 ميليون متر مكعب در روز باشد . به عبارتي متوسط نرخ رشد سالانه ميزان گاز مورد نياز و در دسترس براي تزريق طي اين دوره به ترتيب 9/18 و 2/12 درصد پيش بيني شده بود . در حالي كه در عمل ميزان تزريق گاز در دو سال مورد بررسي 25/77 و 01/79 ميليون متر مكعب در روز بوده و عملاً متوسط نرخ رشد سالانه طي اين دوره 6/0 درصد بوده كه اختلاف چشمگيري با اهداف برنامه چهارم داشته است .
واردات و صادرات نفت خامدر سال 1388 ، ميزان توليد نفت خام كشور حدود 5/1433 ميليون بشكه بوده كه از اين ميزان 2/612 ميليون بشكه به عنوان خوراك در پالايشگاه هاي داخلي به مصرف رسيده و 0/800 ميليون بشكه به طور مستقيم صادر گرديده است . نفت خام توليدي مناطق خشكي ، خوراك پالايشگاه هاي بندرعباس ، آبادان ، كرمانشاه ، شيراز ، اصفهان ، اراك ، تهران و تبريز را فراهم مي سازد . همچنين نفت خام توليدي مناطق دريايي بهرگان ، خارك و سيري جهت صادرات و منطقه لاوان نيز پس از تأمين خوراك پالايشگاه لاوان ، صادر مي گردد . توليد نفت خام ايران نسبت به سال گذشته 5/2 درصد كاهش داشته كه يكي از دلايل آن كاهش سهميه بندي هاي اعلام شده از سوي اوپك مي باشد كه براساس آن ايران مجبور است پايين تر از توان توليد خود اقدام به عرضه نفت خام نمايد ؛ لازم به ذكر است كه بخشي از اين كاهش توليد نيز ناشي از عدم اجراي برنامه توسعه ميادين نفتي بوده كه بخش عمده اي از آنها در نيمه دوم عمر خود قرار داشته و به تدريج توان بازدهي آنها سير نزولي پيدا كرده است و بخشي ديگر متأسفانه برداشت هاي غير صيانتي طي چندسال اخير مي باشد كه باعث كاهش عمر مخازن نفتي شده است . از سوي ديگر علير غم كاهش 5/2 درصدي در توليد ، ميزان مصرف داخلي كشور در اين سال 2/1 درصد افزايش يافته كه اين امر سبب كاهش 3/7 درصدي صادرات نفت ايران شده است . در طي سال هاي برنامه چهارم توسعه نيز اين روند به چشم مي خورد ، به طوري كه توليد و صادرات نفت خام به ترتيب 3/2 و 7/7 درصد كاهش و در مقابل مصارف داخلي آن 0/5 درصد افزايش داشته است . در صورت ادامه روند فعلي و بهينه نكردن مصرف داخلي كشور ، ضمن كاهش درآمدهاي ارزي كشور ، تدريجاً ايران از يك صادر كننده نفت به يك وارد كننده نفت تبديل خواهد شد .
در سال 1388 كاهش توليد هم از منابع خشكي و هم از منابع دريايي صورت گرفته است . البته توليد مناطق دريايي اندكي بيشتر كاهش يافته است . نگاهي به توليد مناطق دريايي در سال هاي اخير نشان مي دهد كه توليد اين مناطق از سويي به دليل افت طبيعي توليد ميادين فعال موجود و از سوي ديگر به دليل اضافه نشدن ميدان جديدي به مجموعه ميادين موجود مي باشد . متوسط توليد روزانه اين مناطق در سال 1388 برابر با 69/653 هزار بشكه در روز است كه دليل اصلي آن كاهش شديد قيمت نفت و تبعيت شركت ملي نفت ايران از سياست هاي سازمان اوپك براي كاهش عرضه و ايجاد تعادل در بازار بوده است .
در برنامه چهارم توسعه پيش بيني گرديده بود كه سهم ايران از توليد كشورهاي عضو اوپك ثابت بماند و عملاً اين اتفاق افتاده است . البته لازم به ذكر است كه در برنامه پيش بيني شده بود كه اين سهم در سطح 54/13 درصد ثابت بماند ، در حالي كه در سطح 12 درصد ثابت مانده است . به نظر مي رسد براساس آخرين آمار موجود ، پيش بيني اين سهم در برنامه چهارم غير واقعي بوده است .
همچنين به منظور انتقال نفت از كشورهاي آسياي ميانه و طرح انتقال نفت خام از نكا به تهران ، زمينه مساعدي براي معاوضه نفت خام از سال 1376 تاكنون فراهم گرديده كه اجراي اين طرح صرفه اقتصادي زيادي را هم براي ايران و هم براي كشورهاي همسايه به دنبال داشته است . در سال 1388 حدود 8/32 ميليون بشكه نفت به صورت سوآپ معاوضه گرديد كه ميزان آن در سال 1388 نسبت به سال قبل حدود 5/32 درصد افزايش داشته است .
توليد ، صادرات و مصارف مايعات و ميعانات گازيمايعات گازي تحت عنوان (NGL ) ، هيدروكربن هاي مايع يا مايع شده اي هستند كه در تجهيزات جداسازي يا واحدهاي فرآورش گاز از گاز طبيعي به دست مي آيند . مايعات گازي شامل اتان ، پروپان ، بوتان ها (نرمال و ايزو ) ، پنتان و پنتان پلاس است . اين مايعات مصارف متفاوتي همچون افزايش بازيافت نفت در چاه هاي نفت ، فراهم آوردن مواد خام براي مجتمع هاي پتروشيمي به عنوان منابع انرژي و غيره دارند . مايعات گاز طبيعي معمولاً از گازهاي همراه تحويل شده به كارخانجات گاز و گاز مايع به دست مي آيند . مايعات گازي توليد كارخانه هاي گاز و گاز مايع ناحيه مارون ، اهواز ، كرنج ، پارسي ،گچساران و بي بي حكيمه كه عمدتاً شيرين مي باشند به مجتمع پتروشيمي بندر امام خميني جهت تأمين خوراك تحويل مي گردند . مايعات گازي توليدي كارخانه هاي گاز و گاز مايع ناحيه آغاجاري نيز به شبكه نفت خام تزريق مي گردند . ميعانات گازي تركيبات هيدروكربوري هستند كه از مايعات نفتي سبك به همراه گاز تشكيل شده اند و بيشتر شامل هيدرو كربورهاي سنگين تر از پنتان مي باشند كه به وسيله دستگاه هاي تفكيك كننده اي كه بر سر چاه ها و يا مراكز جمع آوري در ميادين گازي نصب مي گردند ، به دست مي آيند . بخشي از آن تحويل پالايشگاه هاي نفت مي گردد تا به عنوان خوراك درپروسه پالايش وارد شود و بخش ديگر آن صادر و مقداري نيز به نفت خام صادراتي تزريق مي گردد . ميعانات گازي برخلاف بوتان و پروپان ، نيازمند شرايط ويژه براي مايع ماندن نيستند و به شيوه هاي مختلف قابل تبديل به نفت سبك و شيرين مي باشند . اين تركيبات عمدتاً سبك و داراي گوگرد پايين هستند و معمولاً عاري از انواع فلزات بوده وبرشي نزديك به نفتا دارند . به طوري كه تقريباً نيمي از اين تركيبات را نفتا تشكيل مي دهد .
در سال 1388 از كل توليد مايعات وميعانات گازي به ميزان 0/177 ميليون بشكه ، حدود 1/45 درصد به مجتمع هاي پتروشيمي و 0/6 درصد به پالايشگاه هاي نفت تحويل گرديده و مابقي به ساير مصارف از جمله تحويل به كارخانجات گاز و گاز مايع ، صادرات ، تزريق و تحويل به شركت پالايش و پخش و پالايشگاه هاي گاز و غيره اختصاص داشته است .
انتقال نفت خامانتفال نفت خام از مبادي توليد تا پالايش و مراكز مصرف به دليل گذر از مسيرهاي ناهموار و صعب العبور داراي روندي دشوار و طاقت فرساست . به طور معمول ، انتقال نفت خام به پالايشگاه هاي داخل و پايانه هاي صادراتي از طريق خطوط لوله و كشتي هاي حمل نفت خام امكان پذير مي باشد . براي ايجاد سهولت و حفظ استراتژي انتقال نفت خام به پالايشگاه ها و بنادر صادراتي در الگوهيا سوخت رساني ، به كارگيري خطوط لوله از اولويت هاي اصلي انتقال مي باشد . لازم به ذكر است هر چند استفاده از خطوط لوله براي انتقال نفت خام و فرآورده هاي نفتي ، احتياج به سرمايه گذاري اوليه بالايي دارد ، اما هزينه هاي جاري خطوط لوله نسبت به ساير روش هاي انتقال بسيار پايين تر مي باشد . توجه به خطوط انتقال لوله از مبدأ پالايشگاه ها در جهت كاهش هزينه هاي حمل ونقل فيزيكي از مباحث مهمي است كه بايد در نظر گرفته شود . هم اكنون ، مجموعه خطوط لوله انتقال نفت خام و فرآورده هاي نفتي به منظور سوخت رساني به كليه نقاط كشور به عنوان اصلي ترين وسيله انتقال در تمامي شرايط جوي مورد بهره برداري قرار مي گيرند .
در سال 1388 ، در كل 63998 ميليون ليتر نفت خام توسط خطوط لوله از مبادي توليد نفت كشور تحويل گرفته شده است كه نسبت به سال قبل ، 3/3 درصد افزايش نشان مي دهد . همچنين در اين سال ، كاركرد خطوط لوله نفت خام 28063 ميليون تن كيلو متر بوده كه نسبت به سال گذشته 9/0 درصد كاهش داشته است . بيشترين كاركرد انتقال نفت خام كشور در سال مذكور ، مربوط به خطوط لوله نفت شهر – كرمانشاه با 1/102 ميليون تن كيلومتر مي باشد .
با توجه به طولاني بودن مسير جغرافيايي بين كشورهاي وارد كننده و صادر كننده نفت ، عمدتاً نفت خام صادراتي جهان توسط كشتي حمل مي شود . از اين رو ، يكي از ضرورت هيا توسعه صادرات نفت و فرآورده هاي آن در كشور ، توسعه وسايل حمل و نقل دريايي به خصوص توسعه ناوگان كشتي هاي نفتكش مي باشد . بدون داشتن پشتوانه حمل و نقل مناسب ، صادرات به بازارهاي جهاني ميسر نخواهد بود .
بيشترين موارد حمل و نقل كالا در ايران ، از طريق دريا و توسط كشتي به انتقال نفت و گاز و فرآورده هاي نفتي مربوط مي شود و ترمينال جزيره خارك در اين مورد ، نقش عمده اي را ايفا مي كند . در اين خصوص ، شركت ملي نفتكش ايران ، در زمان جنگ تحميلي و بعد از آن ، پيشرفت چشمگيري در تجهيز نفتكش هاي جديد و مدرن براي حمل و نقل نفت خام و فرآورده هاي نفتي به بندرهاي ايران و اكثر نقاط دنيا داشته است . در جدول (12-2) عملكرد حمل نفت خام و فرآورده هاي نفتي در اين شركت طي سال هاي 88- 1383 نشان داده شده است .
در سال 1388 ، بالغ بر 6/99 ميليون تن نفت خام از طريق كشتي هاي شركت ملي نفتكش ايران به بازارهاي داخلي و جهاني حمل شده كه نسبت به سال قبل 9/3 درصد افزايش داشته است .
در سال مذكور ، عملكرد اين شركت در انتقال فرآورده هاي نفتي با 3/14 درصد كاهش همراه بوده و معادل 9/4 ميليون تن فرآورده نفتي را از مبادي صادراتي به بازارهاي مصرف انتقال داده است . براي انتقال كل 5/104 ميليون تن نفت خام و فرآورده هاي نفتي در سال 1388 ، ناوگان شركت ملي نفتكش ايران 779893 تن نفت كوره و 2147 تن گازوئيل ، به عنوان سوخت مصرف نموده است .
انتقال و ترانزيت نفت خام درياي خزر : كشور ما به دليل داشتن منابع غني نفت و گاز در منطقه خليج فارس و نزديكي به درياهاي آزاد داراي استراتژيك بسيار حساس و متمايزي در منطقه خزر است . از آن جهت كه انتقال نفت و گاز خزر به علت عدم دسترسي به درياي آزاد تنها از طريق خطوط لوله امكان پذير مي باشد ، لذا ايران مي تواند يك مسير ترانزيت موثر و اقتصادي براي پنج كشور حوزه درياي خزر به بازارهاي جهاني باشد . با توجه به چالش هاي مذكور ، ايران با برخورداري از صنايع عظيم نفت و گاز و به جهت داشتن شبكه طولاني و گسترده خطوط لوله ، حتي در شرايط سياسي موجود در منطقه ، به عنوان مهمترين ، سريعترين ، ارزانترين و مطمئن ترين مسير انتقال نفت درياي خزر به آبهاي آزاد شناخته شده و امكان انتقال نفت كشورهاي حاشيه درياي خزر بدون ايجاد خطوط طولاني نفت از اين مسير ، به ويژه براي بازارهاي وسيع و درحال گسترش جنوب شرق آسيا مثل ژاپن و چين ، وجود دارد . در سال 1388 ، طول خطوط مسير انتقال اسكله نكا – پالايشگاه تهران 1/318 كيلومتر بوده كه ظرفيت عملياتي آن با 1/24 درصد افزايش نسبت به سال قبل به 1/1371 ميليون تن كيلومتر رسيد . جدول (13-2) ، مشخصات و آخرين وضعيت اجرايي خطوط لوله انتقال نفت خام حوزه درياي خزر توسط ايران ر ا نشان مي دهد .
واردات نفت خام از كشورهاي آسياي ميانه از طريق پايانه خزر در سال 1388 به طور متوسط روزانه رقمي معادل 8/89 هزار بشكه بوده كه نسبت به سال گذشته 5/23 درصد افزايش داشته و عملاً 5/28 درصد از ظرفيت 315 هزار بشكه اي اين خط مورد استفاده قرار گرفته است .
پالايش نفت و توليد فرآورده هاي نفتيطراحي و احداث پالايشگاه هاي كشور براساس ضرورت تأمين نيازهاي داخلي و با توجه به قطب هاي مصرف داخلي و بازارهاي صادراتي و همچنين با توجه به نوع نفت خام تحويلي به آنها انجام گرفته است . در حال حاضر ، بخش عمده خوراك پالايشگاه هاي كشور از طريق نفت خام سبك و مرغوب مناطق جنوبي (به استثناي پالايشگاه بندرعباس كه از نفت خام سنگين صادراتي استفاده مي كند ) و بخش ديگري نيز از طريق نفت خام وارداتي از كشورهاي همسايه شمالي به كشور تأمين مي گردد . در حال حاضر تأكيد بر آن است كه پالايشگاه ها نبايد به نوع نفت خام وابسته باشند . لذا با طراحي واحدهاي پائين دستي در پالايشگاه هاي موجود ، مي توان نفت خام سنگين با درجه مرغوبيت كمتر را با نفت خام مرغوب تركيب نموده و به عنوان خوراك در پالايشگاه ها استفاده نمود .
در حال حاضر ، بخش پالايش ايران توسط 9 پالايشگاه داخلي با ظرفيت اسمي 1347 هزار بشكه در روز به منظور تأمين نيازهاي انرژي داخل كشور ، تأمين تخشي از خوراك صنايع و واحدهاي پتروشيمي و صادرات پاره اي از فرآورده هاي مازاد بر مصرف داخلي فعاليت دارد . بيشترين سهم پالايش عملي نفت خام در سال 1388 مربوط به پالايشگاه آبادان با 0/33 درصد و كمترين آن مربوط به پالايشگاه كرمانشاه با 4/1 درصد مي باشد .
در جدول (14-2) ، ظرفيت اسمي و عملي پالايش نفت خام در پالايشگاه هاي كشور طي سال هاي 88- 1383 نشان داده شده است . در سال 1388 ، عملكرد واقعي پالايشگاه هاي كشور 0/1708 هزار بشكه در روز بوده است كه نسبت به سال قبل حدود 8/1 درصد افزايش داشته است . همچنين در اين سال متوسط توان عملي ( نسبت عملكرد به ظرفيت اسمي ) پالايش كشور از 7/117 به 8/126 درصد افزايش يافته است . در سال 1388 ، پالايشگاه هاي تبريز و كرمانشاه تقريبا ً در حد ظرفيت اسمي خود عمل نموده و به ترتيب از 8/99 و 5/92 درصد ظرفيت اوليه خود استفاده كرده اند . ظرفيت عملي مابقي پالايشگاه ها بين 4/11 الي 1/83 درصد بيش از ظرفيت اسمي آنها بوده كه اين امر ضرورت توجه به توسعه برخي از واحدهاي پالايشي را نشان مي دهد ، چرا كه اكثر پالايشگاه هاي كشور بيش از ظرفيت اسمي خود در حال فعاليت مي باشند .
عمده فرآورده هاي نفتي كه در حال حاضر در 9 پالايشگاه كشور توليد مي شود شامل بنزين معمولي ، گاز مايع ، نفت سفيد ، نفت گاز و نفت كوره مي باشد . در سال 1388 روزانه حدود 5/266 هزار متر مكعب فرآورده توليد شده كه حدود 4/236 هزار متر مكعب آن به توليد 5 فرآورده اصلي اختصاص داشته است . درصد بازيافت حجمي كل پالايشگاه هاي كشور در سال 1388 ، 2/98 درصد برآورد گرديده است .
در سال 1388 ، حدود 6/78 درصد از كل توليد پالايشگاه هاي كشور به توليد نفت گاز ، بنزين و نفت كوره اختصاص داشته كه سهم توليد نفت كوره به تنهايي 6/28 درصد مي باشد كه اين ميزان در پالايشگاه آبادان با توجه به الگوي فرآيند پالايشي در مقايسه با ساير پالايشگاه ها به استثناي پالايشگاه كرمانشاه همچنان به مراتب بيشتر بوده است . در پالايشگاه كرمانشاه توليد نفت كوره در سال 1388 نسبت به سال قبل افزايش قابل توجهي داشته است كه اين امر به دليل كاهش درصد استحصال مواد سبك و افزايش درصد بازدهي كل (درصد استحصال بدون مواد افزودني ) مي باشد . بايستي توجه داشت كه كاهش تدريجي كيفيت نفت خام توليدي كشور با توجه به افزايش سهم سازندها و ميادين جديد با كيفيت توليد پايين از يك سو و نا مناسب بودن الگوي پالايشي از سوي ديگر ، باعث شده تا فرآورده هاي توليدي پالايشگاه هاي كشور نه تنها مطابق با نياز بازار نبوده ، بلكه كيفيت مطلوبي نيز نداشته باشند . در جدول (15-2) و (16-2) ، توليد و تركيب توليد فرآورده هاي نفتي طي سال هاي 88- 1383 نشان داده شده است .
بر اساس سند توسعه بخشي «نفت و گاز » در برنامه چهارم توسعه اقتصادي ، اجتماعي و فرهنگي كشور مقرر گرديده بود متوسط نرخ رشد سالانه خوراك پالايشگاه ها طي سال هاي 88-1384 به ميزان 6/4 درصد باشد ، اما به رغم ميزان پيش بيني شده ، اين رقم در طي اين سال ها به ميزان 5/1 درصد بوده است ، همچنين در سال هاي مذكور ، متوسط نرخ رشد سالانه توليد فرآورده هاي اصلي به ميزان 1/1 درصد بوده است كه اين مقدار با ميزان پيش بيني شده در قانون برنامه چهارم توسعه كه به ميزان 3/4 درصد بوده ، مغاير مي باشد . با توجه به اينكه ميزان خوراك پالايشگاه ها با روند توليد نسبت مستقيم دارد ، بنابراين بايد خاطر نشان كرد كه در طي اين سال ها ، روند توليد در پالايشگاه هاي كشور از پيشرفت خوبي برخوردار نبوده است .
از آنجا كه نفت خام ايران اخيراً ، بيشتر نفت سنگين است و از طرفي تقاضاي داخلي عمدتاً به سمت فرآورده هاي سبك و ميان تقطير مي باشد ، لذا ظرفيت هاي پالايشي موجود در كشور براي پاسخگويي به تقاضاي روزافزون برخي از اين فرآورده ها نظير بنزين و نفت گاز كافي و متناسب نمي باشد . در خصوص تأمين بنزين و نفت گاز مورد نياز كشور طي سال هاي اخير ، كشور به واردات اين فرآورده ها وابسته گرديده كه اين امر هزينه زيادي را نيز به دنبال داشته است . ايران چهارمين توليد كننده بزرگ نفت جهان است ، ولي كمبود ظرفيت پالايشي و تقاضاي داخلي بالا براي فرآورده هاي نفتي ، ايران را به واردكننده بنزين تبديل كرده و بدين طريق متحمل هزينه هاي مالي بسيار زيادي شده است . به منظور رفع اين مشكلات ، وزارت نفت طي سال هاي اخير ضمن تغيير در الگوي توليد پالايشي كشور ، اقدام به احداث مجتمع هاي بنزين سازي در پالايشگاه هاي آبادان ، اصفهان ، تبريز ، تهران و بندرعباس نيز نموده است .
طبق بررسي هاي به عمل آمده ، نشان داده شده است كه افزايش عدد اكتان تأثير مستقيمي بر ميزان توليد بنزين در پالايشگاه هاي كشور دارد و سبب مي گردد تا ميزان واردات اين فرآورده كاهش يابد . بيشترين قابليت انجام اين كار در پالايشگاه اصفهان وجود دارد . در پالايشگاه هاي بندرعباس ، آبادان ، اراك و تهران نيز در اين خصوص اقداماتي صورت گرفته است . همچنين در خصوص تأمين نفت گاز نيز بايد خاطر نشان كرد كه در ابتدا وزارت نفت تلاش نمود تا با واردات بيشتر نفت گاز مرغوب ، اين نياز را در كشور مرتفع سازد . ولي با توجه به هزينه بر بودن واردات نفت گاز ، اين وزارتخانه تصميم گرفته واحدهاي توليد نفت گاز مرغوب در پالايشگاه هاي كشور را در دراز مدت و براساس برنامه هاي موجود توسعه دهد . مجموعه اين اقداماتن در برنامه توسعه منجر به افزايش توليد سوخت سنگين جت ، نفت كوره سنگين ، نفت گاز و بنزين ، به ترتيب به ميزان 5/48 ، 9/13 ،0/12 و 6/5 درصد شده است . البته اين تغيير الگوي پالايشي منجر به كاهش توليد سوخت سبك جت ، نفت سفيد و نفت كوره سبك به ميزان 5/10 ، 9/8 و 9/4 درصد شده است . توجه به اين نكته ضروري است كه علي رغم افزايش 5 درصدي نفت خام خوراك پالايشگاه ها طي اين سال ها ، همچنان توليد فرآورده هاي انرژي زا 5 درصد در توليد فرآورده هاي غير انرژي زا در پالايشگاه ها حدود 8/18 درصد افزايش داشته است . بديهي است در صورتي كه منابع مالي طرح هاي پالايشگاهي كشور تأمين مي شد ، نتيجه بهتري در اين خصوص حاصل مي گرديد . به ويژه كه مقرر گرديده بود ، طي برنامه چهارم توسعه كشور فرآورده هاي نفتي به قيمت فوب خليج فارس ارائه گردد تا درآمد آن صرف بهينه سازي انرژي در پالايشگاه ها و ساير موارد گردد . اما اجراي طرح تثبيت قيمت ها در سال 1384 ، مانع از اجراي اين هدف گرديد .
وزارت نفت از سال 1386 تاكنون اقدامات متعددي را در زمينه احداث پالايشگاه هاي جديد ، توسعه و بهينه سازي پالايشگاه ها و طرح هاي بنزين سازي انجام داده است . در راستاي اجراي طرح هاي فوق 1660 هزار بشكه در روز به ظرفيت پالايشي نفت خام و ميعانات گازي كشور افزوده مي شود . در خصوص فرآورده هاي نفتي بايد به اين نكته توجه نمود كه با اجراي طرح هاي مذكور توليد برخي فرآورده ها نظير نفت كوره در طرح احداث پالايشگاه ها افزايش و در دو طرح ديگر كاهش مي يابد . برآيند حاصل از اجراي طرح هاي مذكور منجر به افزايش توليد برخي از فرآورده هاي نفتي نظير بنزين ، نفت گاز ، نفت سفيد / سوخت جت ، گاز مايع و نفت كوره به ترتيب به ميزان 5/146 ، 7/100 ، 4/28 ، 4/22 و 8/2 ميليون ليتر در روز مي گردد .
احداث پالايشگاه هاي جديد : وزارت نفت در سال 1386 ، اقدام به احداث پالايشگاه ميعانات گازي بندرعباس (پالايشگاه ستاره خليج فارس ) ، پالايشگاه نفت خام فوق سنگين بندرعباس (پالايشگاه هرمز ) ، پالايشگاه نفت خام فوق سنگين آبادان (پالايشگاه خوزستان ) ، پالايشگاه ميعانات گازي شيراز ( پارس ) ، پالايشگاه تبريز ( شهريار ) و پالايشگاه كرمانشاه (آناهيتا ) نموده است . همچنين در سال 1387 ، پالايشگاه ديگري به نام كاسپين به اين مجموعه اضافه گرديد . بدين ترتيب با احداث 7 پالايشگاه مذكور ، ظرفيت پالايشي نفت خام و ميعانات گازي كشور به ترتيب 10820هزار و 480 هزار بشكه در روز افزايش مي يابد . پيش بيني مي گردد با احداث پالايشگاه هاي مذكور روزانه حدود 5/246 ميليون ليتر به توليد فرآورده هاي اصلي كشور اضافه شود . لازم به ذكر است در سال 1388 ، در خصوص احداث پالايشگاه جديد هيچ اقدامي صورت نگرفته است . همچنين ، مطالعات طرح احداث پالايشگاه هاي مذكور نشان مي دهد كه به استثناي پالايشگاه ميعانات گازي بندرعباس (پالايشگاه ستاره خليج فارس ) كه در سال 1390 به بهره برداري مي رسد ، مابقي آنها درسال هاي 1392 و 1393 به بهره برداري خواهند رسيد .
توسعه و بهينه سازي پالايشگاه هاي كشور : وزارت نفت اقداماتي را در خصوص توسعه فرآيند و بهينه سازي پالايشگاه اصفهان ، افزايش ظرفيت و بهينه سازي پالايشگاه اراك ، بهينه سازي فرآيند و بهبود كيفيت فرآورده هاي پالايشگاه تهران ، افزايش ظرفيت و بهينه سازي پالايشگاه لاوان و مطالعه توسعه و تثبيت ظرفيت پالايشگاه آبادان در دست اجرا دارد . پيش بيني مي گردد با اجراي طرح هاي مذكور ضمن افزايش ظرفيت روزانه 100 هزار بشكه در روز نفت خام و ميعانات گازي در كشور ، ميزان توليد روزانه نفت سفيد / سوخت جت ، بنزين ، نفت گاز و گاز مايع به ترتيب 0/7 ، 0/26 ، 2/18 و 5/5 ميليون ليتر افزايش و توليد نفت كوره 3/8 ميليون ليتر در روز كاهش يابد .
بنزين سازي در پالايشگاه ها : اين طرح از سال 1385 دربرخي از پالايشگاه هاي كشور در دست اجرا مي باشد . اين پالايشگاه اصفهان و پالايشگاه بندرعباس ، پيش بيني مي گردد با اجراي طرح هاي مذكور ، توليد بنزين و گاز مايع به ترتيب 8/12 و 3/0 ميليون ليتر در روز افزايش داشته و از توليد نفت كوره ، نفت سفيد / سوخت جت و نفت گاز به ترتيب به ميزان 2/3 ، 8/3 و 2/0 ميليون ليتر در روز كاسته شود .
جدول (17-2)ميزان سوخت مصرفي در هر يك از پالايشگاه هاي كشور را در سال 1388 نشان مي دهد . در اين سال ، حدود 2/11 ميليون مترمكعب مايع انواع سوخت شامل گاز طبيعي ، گاز هاي توليدي پالايشگاهي ، گاز مايع و سوخت هاي مايع سبك و سنگين در سيستم پالايشي كشور به مصرف رسيده است . بيشترين سوخت مصرفي به ترتيب مربوط به پالايشگاه هاي اصفهان ، آبادان و بندرعباس با مجموع حدود 7/6 ميليون مترمكعب و حدود 7/66 درصد مربوط به گاز طبيعي ، 6/27 درصد مربوط به گازهاي پالايشگاهي ، 6/5 درصد مربوط به سوخت هاي مايع سبك و سنگين و تنها حدود 1/0 درصد مربوط به گاز مايع است . لازم به ذكر مي باشد كه پالايشگاه لاوان تنها پالايشگاه نفت كشور است كه گاز طبيعي را به عنوان سوخت مصرف نمي كند .
واردات و صادرات فرآورده هاي نفتيوزارت نفت با بهره گيري از امكانات اسكله هاي شهيد رجايي ، باهنر و فولاد بندرعباس و همچنين اسكله بندر صادراتي ماهشهر ، عمليات صادرات و واردات فرآورده هاي نفتي خود را انجام مي دهد . در سال 1388 ، صادرات فرآورده هاي عمده نفتي كشور شامل نفت كوره و نفت گاز بوده كه به طور عمده از پايانه هاي صادراتي بندرعباس ، بندر ماهشهر و لاوان گرفته است . طبق جدول (18-2) ، صادرات نفت همچنان روند رو به كاهش داشته و با نرخ 3/87 درصد كاهش نسبت به سال قبل مواجه بوده است . در مقابل صادرات نفت گاز نسبت به سال گذشته حدود 3 برابر شده است . كه يكي از دلايل افزايش صادرات اين فرآورده را مي توان اجراي تكميل و توسعه ظرفيت پالايشگاه ها ( به خصوص پالايشگاه بندرعباس ) دانست .
علي رغم استفاده روز افزون از گاز طبيعي در بخش هاي مختلف اقتصادي كشور و تعيين هدف كاهش ظرفيت توليد نفت كوره در پالايشگاه ها ، اين فرآورده همچنان بيشترين سهم از صادرات فرآورده هاي نفتي را در سال 1388 به خود اختصاص داده است . البته صادرات اين فرآورده از سال 1383 روند نزولي گرفته و از روزانه 27/37 ميليون ليتر در سال ، با متوسط نرخ رشد سالانه 6/9 درصد كاهش ، به ميزان 50/22 ميليون ليتر در سال 1388 رسيده است . اين در حالي است كه واردات نفت گاز كه طي سال هاي 87 – 1383 حدود 1/45 برابر شده بود ، در سال 1388 با 9/34 درصد كاهش نسبت به سال قبل ، به 99/4 ميليون ليتر در روز رسيد ، اين ميزان كاهش به دليل افزايش ذخيره نفت گاز در مخازن كشور در 10 ماه اول سال و متعادل بودن هوا بوده است .
طبق قانون برنامه چهارم توسعه ، مقرر گرديده بود تا با احداث پالايشگاه ها با خوراك ميعانات گازي و نفت خام سنگين ، فرآورده هاي مصرفي داخل كشور تأمين شود و نيز جلوي واردات برخي از فرآورده ها از جمله بنزين گرفته شود ، ليكن به دليل كمبود ظرفيت پالايشي و تقاضاي داخلي زياد براي اين فرآورده ، تاكنون ، ايران مجبور به واردات بنزين شده كه مستلزم هزينه هاي مالي بسيار زيادي مي باشد . در اين خصوص بايد خاطر نشان كرد كه علي رغم اجراي طرح سهميه بندي بنزين در كشور از سال 1386 ، واردات اين فرآورده نسبت به سال گذشته همچنان9/1 درصد افزايش يافته است . به عبارتي حدوديك سوم بنزين مصرفي كشور از طريق واردات تأمين شده است . يكي از دلايل اين افزايش مصرف بنزين ، افزايش حدود 10 درصدي توليد و واردات خودروهاي بنزين سوز در كشور طي سال هاي 88- 1387 مي باشد . در صورت ادامه روند كنوني مصرف بنزين ، همچنان شاهد واردات روزافزون اين حامل انرژي در كشور خواهيم بود . [tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh] منبع : ترازنامه انرژی وزارت نیرو سال 1388
نفت خام : به مواد اوليه استخراج شده از ميادين نفتي گفته مي شود . تركيبات اصلي آن شامل هيدروژن و كربن است و از اين رو به آن هيدرو كربن اطلاق مي گردد . نفت خام بسته به نقاط مختلف پيدايش ذخاير ، داراي انواع گوناگوني است و هيدرو كربن موجود در آن از سبك تا سنگين متغيير است . اين مشخصه يكي از عوامل اصلي در تعيين قيمت نفت خام محسوب مي گردد . نفت خام حاوي هيدور كربن سنگين ، نفت خام استخراج حاوي ناخالصي هايي مانند نمك و گوگرد نيز مي باشد . هر قدر غلظت و چگالي نفت خام بيشتر باشد ميزان گوگرد موجود در آن بيشتر است . به نفت خام حاوي گوگرد كمتر ، نفت خام شيرين و داراي گوگرد بيشتر ، نفت خام ترش اطلاق مي گردد .
مايعات و ميعانات گازي : مايعات و ميعانات گازي تركيبات هيدور كربني هستند كه در دما و فشار مخزن به شكل گاز بوده ، اما با ميعان و جذب بازيافت مي باشند . مايعات و ميعانات گازي شامل پروپان ، بوتان ، پنتان ، هگزان و هپتان مي گردند . اما شامل متان و اتان نمي شوند .
ساير هيدروكربن ها : شامل نفت خام مصنوعي حاصل از ماسه هاي قيري ، شيل نفتي ، مايعات حاصل از مايع سازي زغال سنگ ، خروجي مايعات حاصل از تبديل گاز طبيعي به بنزين ، هيدروژن و نفت هاي امولوسيون شده ( مانند اريمالسيون ) مي باشد .
فرآورده هاي ثانويه ( ورودي به پالايشگاه ها ) :افزودني ها / اكسيژنه : معمولاً اجزاي غير هيدروكربني هستند كه به يك فرآورده افزوده و يا با آن تركيب مي شوند تا ويژگي هاي سوخت ( اكتان ، ستان و غيره ) را تغيير يا تعديل نمايند . مانند اكسيژنه ها نظير الكل ها ( متانول و اتانول ) ، اترها ، استرها و عناصر شيميايي نظير تترامتيل سرب و تترا اتيل سرب .
نفت مصنوعي خوراك پالايشگاه ها : منظور نفتي است كه از نفت خام اوليه به دست نيامده بلكه از تركيبات شيميايي تهيه شده است . نفت مصنوعي نفتي مي باشد كه مي تواند جايگزين مشتقات نفتي به ويژه روغن هاي نفتي گردد . اين تركيبات جهت صرفه جويي در نفت و يا براي جايگزيني نفت تهيه مي گردند . در حقيقت نفت مصنوعي نفتي است كه قبلاً طي فرآوري خاصي در پتروشيمي تهيه شده و خود براي تبديل به فرآورده هاي نفتي و يك يا چند تركيب نفتي به پالايشگاه ارسال مي گردد .
توليدات ثانويه ( خروجي از پالايشگاه ها ) :شامل فرآورده هاي نفتي مي گردند . فرآورده هاي نفتي عمدتاً از نفت خام و در پالايشگاه ها توليد مي شوند . به غير از نفت خام از ميعانات گازي وساير خوراك پالايشگاه ها كه از آنها نام برده شد نيز فرآورده هاي نفتي توليد مي گردد . عمده ترين فرآورده هاي نفتي شامل گاز پالايشگاه ، اتان ، گاز مايع ، نفتا ، بنزين موتور ، سوخت سبك و سنگين جت ، بنزين هواپيما ، نفت سفيد ، نفت كوره ، نفت گاز ، انواع روغن ، قير ، پارافين و غيره مي باشند .
ميايدن و ذخاير نفت خامايران دراي 78 ميدان فعال نفتي مي باشد كه 62 ميدان آن در مناطق خشكي و 16 ميدان آن درمناطق دريايي واقع شده است . مجموع ذخاير قابل استحصال نفت خام و ميعانات گازي كشور در پايان سال 1388 با احتساب كشف منابع جديد ، 17/151 ميليارد بشكه بوده كه نسبت به سال قبل از آن ، به ميزان 14160 ميليون بشكه و معادل 3/10 درصد افزايش نشان مي دهد . از كل ذخاير باقيمانده قابل استحصال نفت خام و ميعانات گاز ي 3/71 درصد در مناطق خشكي و 7/28 درصد در مناطق دريايي قرار دارند . اين در حالي است كه تا پايان سال 1388 حدود 1/89 درصد از نفت خام و مايعات وميعانات گازي مورد نياز كشور از مناطق خشكي و تنها 9/10 درصد آن از مناطق دريايي تأمين شده است . در سال هاي اوليه بر نامه چهارم توسعه اقتصادي – اجتماعي كشور ، ميزان ذخاير قابل استحصال كشور سالانه رشدي اندك و گاه نفتي داشته ، كه اين امر در سال 1388 با افزايش فعاليت هاي اكتشافي و كاهش سطح توليد روند صعودي چشمگيري داشته است . به طوري كه عمر ذخاير نفتي ، مايعات و ميعانات گازي كشور به ترتيب 5/69 و 3/291 سال بوده است و در مجموع عمر ذخاير هيدروكربوري مايع كشور 94 سال برآورد گرديده است . به عبارتي طي برنامه چهارم توسعه عملاً 9 سال به عمر ذخاير هيدرو كربوري مايع كشور افزوده شده است .
ايران با اين ميزان ذخيره نفت خام و ميعانان گازي متعارف ، پس از عربستان سعودي و ونزوئلا در رتبه سوم جهان قرار دارد . البته در بين سال 2009 – 2005 كه معادل سال هاي برنامه چهارم توسعه در ايران مي باشد . ايران از رتبه دوم به رتبه سوم جهان تنزل پيدا كرد ه و در واقع با كشف ذخاير نفتي جديد در ونزوئلا ، اين كشور رتبه دوم جهان را به خود اختصاص داده است .
البته بايد توجه نمود اين شرايط بدون لحاظ نمودن ذخاير سرشار ماسه هاي قيري در كشور كانادا مي باشد . با لحاظ اين ذخاير غير متعارف ، رتبه ايران در جهان طي سال هاي برنامه چهارم توسعه اقتصادي از سوم به چهارم تنزل مي يابد . بنابراين از آن جا كه ارتقاي جايگاه ايران در بازارهاي بين المللي نفت و گاز و گسترش اكتشاف نفت و گاز به عنوان پشتوانه توليد نفت و گاز كشور از جمله راهبردهاي كلان توسعه اين بخش در برنامه چهارم توسعه مي باشد ، لذا ايران با در نظر گرفتن صرفه هاي اقتصادي طرح هاي مربوطه ، بايد در سال هاي آتي ضمن توجه بيشتر به فعاليت هاي اكتشافي خود بر روي ذخاير متعارف ، به ذخاير غير متعارف خود در مناطق البرز جنوبي ، قالي كوه و زرد كوه استان لرستان و دشت مغان آذربايجان نيز توجه نمايد .
در سال 1388 ، شركت مهندسي و توسعه نفت به منظور توسعه ميادين نفتي ، 17 پروژه در دست اجرا داشته كه عبارتند از :
توسعه ميادين نفت و گاز مشترك سلمان ، توسعه ميادين نفت سنگين ، احداث مخازن ذخيره سازي نفت خام ، توسعه ميدان نفتي بند كرخه ، توسعه ميدان نفتي مشترك آزادگان جنوبي – بخش منابع داخلي ، توسعه ميدان نفتي مشترك آزادگان جنوبي – بخش بيع متقابل ، توسعه ميدان نفتي منصوري ، توسعه ميدان نفتي مسجد سليمان – بخش منابع داخلي ، توسعه ميدان نفتي مسجد سليمان – بخش منابع داخلي ، توسعه ميدان نفتي يادآوران – بخش بيع متقابل ، توسعه ميدان نفتي دارخوين ، توسعه ميدان نفتي جفير – بخش منابع داخلي ، توسعه يدان نفتي جفير – بخش بيع متقابل ، توسعه ميدان نفتي مشترك آزادگان شمالي – بخش منابع داخلي و توسعه ميدان نفتي مشترك آزادگان شمالي – بخش بيع متقابل .
اكتشافبه عمل رديابي لايه هاي گاز طبيعي و نفت ، اكتشاف گفته مي شود كه در واقع گام نخست توسعه در صنعت نفت به شمار مي آيد و در حقيقت پايه و پشتوانه توليد نفت خام گاز طبيعي در هر كشور مي باشد . در ايران بيشترين ميادين نفت و گاز كشور در حوضه هاي زاگرس و خليج فارس كه مهمترين حوضه هاي رسوبي شناخته شده جهت اكتشاف نفت و گاز مي باشند . قرار گرفته اند . عمليات اكتشاف داراي سه مرحله برداشت اطلاعات از مخزن ، پردازش اطلاعات و تعبير و تفسير آن مي باشد . پراكندگي مكان اكتشاف از اهميت زيادي برخورداي است . در 25 درصد از كشور اكتشاف صورت گرفته است . در حال حاضر تعيين راهبردهاي عمليات اكتشاف و مديريت جامع آن از اولويت هاي وزارت نفت است . در سال 1388 ، حدود 3/2430 كيلومتر عمليات ژئوفيزيك دو بعدي و 7/525 كيلومتر مربع عمليات ژئو فيزيك سه بعدي صورت گرفت . همچنيندر اين سال ، 61670 كيلومتر مربع از سطح كشور تحت عمليات زمين شناسي قرار گرفت . در درياي خزر نيز بر روي فعاليت هاي اكتشافي مطالعاتي صورت گرفته كه نتيجه آن شناسايي حداقل 8 بلوك از 46 بلوك كوچكو بزرگ در حوضه اين دريا مي باشد كه احتمال وجود ذخاير نفت و گاز در آنها وجود دارد . اين 8 بلوك به عنوان ساختارهاي اولويت دار اين حوضه جهت اكتشاف مي باشند .
شركت ملي نفت ايران با ساخت و بهره برداري از سكوي حفاري نيمه شناور « ايران – امير كبير » به حوزه فعاليت در آب هاي نيمه عميق و عميق وارد شده است و از اين رهگذر مي تواند حضوري فعال در صنعت نفت دنيا داشته باشد . سكوي حفاري امير كبير ( ايران – البرز سابق ) در نوع خود فوق مدرن و در منطقه خاورميانه منحصر به فرد است و براي حفاري در آب هاي عميق تا عمق هزار متر و حفاري در زير بستر دريا تا شش هزار متر طراحي شدهاست . اين سكو در آبان ماه سال 1388 ، بر روي اولين بلوك اكتشافي در فاصله 250 كيلومتري از ساحل درياي خزر و در عمق بيش از 800 متر مستقر گرديد و در بهمن ماه اين سال عمليات اكتشافي با حفر موفقيت آميز تا عمق 1444 متر انجام گرفت . نتيجه فعاليت هاي اكتشافي در سال 1388 منجر به كشف 9 مخزن نفتي سومار ( آسماري / كلهر ) ، آبان ( آسماري ) ، آبان (ايلام ) ، آبان (سروك ) ، سوسنگرد (آسماري ) ، سوسنگرد (ايلام ) ، سوسنگرد (سروك ) ، سوسنگرد ( گدوان ) و سوسنگرد (فهليان ) گرديد . با اكتشاف اين نه مخزن نفتي 2/1041 ميليون بشكه نفت خام ،0/349 ميليارد متر مكعب گاز همراه و 3/144 ميليون بشكه مايعات و ميعانات گازي كشف گرديد . با توجه به ميزان توليد نفت خام در كشور ، ضريب جايگزيني نفت خام 7/0 بوده كه نسبت به سال گذشته 89 درصد كاهش داشته است .
حفاريحفاري ، آخرين مرحله اي است كه در اكتشاف صورت مي گيرد و هزينه بر نيز مي باشد . ايران حدود يك قرن است كه در اين زمينه فعاليت دارد . با شروع به كار اين فعاليت ، صنايع عظيم نفت و گاز كشور پايه ريزي و شكل گرفته و در سايه آن بسياري از تحولات اقتصادي ، سياسي و اجتماعي كشور رقم خورده است . سير سريع تحولات فن آوري در سال هاي اخير ، تأثيرات بسيار زيادي بر روش هاي جاري حفاري و شيوه هاي سنتي و متداول برجاي گذاشته ، به گونه اي كه امروزه براي صرفه جويي در وقت و هزينه و ايمني بيشتر در توليد نفت و گاز ، سعي مي شود از آخرين دستاوردهاي فني و علمي در اين صنعت استفاده گردد . به طور كلي ، اجراي عمليات حفاري به منظور اكتشاف ، توسعه ، توصيف و بهره برداري از مخازن نفت و گاز و ترميم و تمير آنها و ايجاد چاه هاي تزريقي و انجام كليه خدمات تخصصي در مناطق خشكي و دريا صورت مي گيرد . عمده ترين فعاليت هاي حفاري و صنعت نفت ايران توسط شركت ملي حفاري انجام مي شود ؛ اين شركت هم اكنون تعداد 56 دستگاه حفاري دارد كه از اين تعداد ، 51 دستگاه مربوط به مناطق خشكي و 5 دستگاه مربوط به مناطق دريايي مي باشد . همچنين 20 دستگاه حفاري ديگر نيز در چارچوب پروژه هاي بين المللي خشكي و دريايي فعاليت مي كنند .
نتايج عمليات شركت ملي حفاري ايران در فاصله سال هاي برنامه چهارم توسعه يعني سال هاي 1384 تا 1388 در داخل كشور ، حفر 791 حلقه چاه شامل 400 حلقه چاه توسعه اي – توصيفي ، 29 حلقه چاه اتشافي و 362 حلقه چاه تعميري است كه براي حفر اين چاه ها ، در مجموع 4/1743 كيلومتر حفاري شده است . لازم به ذكر است كه شركت ملي حفاري ايران از ابتداي تأسيس خود تاكنون معادل 83/6325 كيلومتر در قالب 2928 حلقه چاه نفت و گاز حفاري و تكميل نموده است . اين شركت در سال 1388 ، در مجموع 137 حلقه چاه را با متراژي معادل 4/234 كيلومتر حفاري كرده كه نسبت به سال قبل از آن ، در تعداد 8/20 درصد و در متراژ چاه هاي حفاري شده معادل 6/14 درصد كاهش داشته است . حدود 25 كيلومتر از كل حفاري هاي اين شركت در اين سال ، با هدف اكتشافي و 271 كيلومتر با هدف توسعه اي – توصيفي انجام شده است . لازم به ذكر است در سال 1388 ، در طرح هاي اكتشافي نفت و گاز ، حفاري چاه هاي هالگان 2 ، قليحي 1 ، سفيد باغون 1 ، سومار 1 ، بيد زرد 1 و پايدار غرب 13 به اتمام رسيده و حفاري چاه هاي توس 1 ، خيام 1 ، كوه سفيد 1 ، آزادگان 1، ياران 1 ، مدار 1، فروز ب 3 و سوسنگرد در دست اجرا بوده است . در خصوص بلوك هاي اكتشافي نيز حفاري چاه هاي سيلك 1 و گوار شرقي پايان يافته است .
ازدياد برداشت نفتصيانت از منابع و ذخاير نفت خام ، يكي از ضرورت هاي مهم و استراتژيك بخش انرژي ( و اقتصاد ) كشور بوده و به كارگيري روش مناسب براي توليد و استفاده صحيح از روش هاي ازدياد برداشت داراي اهميت بسيار زيادي مي باشد . نگهداري نفت در مخزن از اهداف اصلي توليد صيانتي نمي باشد . بلكه افزايش بازيافت نفت از حجم نفت قابل استحصال مخزن است كه براساس روش هاي علمي موجود و از طريق سه روش تزريق آب ، تزريق گاز يا تزريق همزمان گاز و آب ، همچنين با استفاده از فن آوري هاي ويژه انجام مي گردد . در سال 1388، حدود 64/152 ميليون بشكه آب به ميادين نفتي تزريق شده است كه نسبت به سال قبل از آن 7/63 درصد كاهش داشته است . به علاوه ، در اين سال 01/79 ميليون متر مكعب در روز گاز به ميادين نفتي تزريق شده كه نسبت به سال قبل ازآن 6/1 درصد افزايش داشته است .
براساس برنامه چهارم توسعه ، پيش بيني گرديده بود كه ميزان گاز مورد نياز براي تزريق در سال ابتدا و انتهاي برنامه يعني سال هاي 1384 و 1388 به ترتيب 117 و 234 ميليون متر مكعب در روز ، و ميزان گاز در دسترس براي تزريق در اين سال 94 و 149 ميليون متر مكعب در روز باشد . به عبارتي متوسط نرخ رشد سالانه ميزان گاز مورد نياز و در دسترس براي تزريق طي اين دوره به ترتيب 9/18 و 2/12 درصد پيش بيني شده بود . در حالي كه در عمل ميزان تزريق گاز در دو سال مورد بررسي 25/77 و 01/79 ميليون متر مكعب در روز بوده و عملاً متوسط نرخ رشد سالانه طي اين دوره 6/0 درصد بوده كه اختلاف چشمگيري با اهداف برنامه چهارم داشته است .
واردات و صادرات نفت خامدر سال 1388 ، ميزان توليد نفت خام كشور حدود 5/1433 ميليون بشكه بوده كه از اين ميزان 2/612 ميليون بشكه به عنوان خوراك در پالايشگاه هاي داخلي به مصرف رسيده و 0/800 ميليون بشكه به طور مستقيم صادر گرديده است . نفت خام توليدي مناطق خشكي ، خوراك پالايشگاه هاي بندرعباس ، آبادان ، كرمانشاه ، شيراز ، اصفهان ، اراك ، تهران و تبريز را فراهم مي سازد . همچنين نفت خام توليدي مناطق دريايي بهرگان ، خارك و سيري جهت صادرات و منطقه لاوان نيز پس از تأمين خوراك پالايشگاه لاوان ، صادر مي گردد . توليد نفت خام ايران نسبت به سال گذشته 5/2 درصد كاهش داشته كه يكي از دلايل آن كاهش سهميه بندي هاي اعلام شده از سوي اوپك مي باشد كه براساس آن ايران مجبور است پايين تر از توان توليد خود اقدام به عرضه نفت خام نمايد ؛ لازم به ذكر است كه بخشي از اين كاهش توليد نيز ناشي از عدم اجراي برنامه توسعه ميادين نفتي بوده كه بخش عمده اي از آنها در نيمه دوم عمر خود قرار داشته و به تدريج توان بازدهي آنها سير نزولي پيدا كرده است و بخشي ديگر متأسفانه برداشت هاي غير صيانتي طي چندسال اخير مي باشد كه باعث كاهش عمر مخازن نفتي شده است . از سوي ديگر علير غم كاهش 5/2 درصدي در توليد ، ميزان مصرف داخلي كشور در اين سال 2/1 درصد افزايش يافته كه اين امر سبب كاهش 3/7 درصدي صادرات نفت ايران شده است . در طي سال هاي برنامه چهارم توسعه نيز اين روند به چشم مي خورد ، به طوري كه توليد و صادرات نفت خام به ترتيب 3/2 و 7/7 درصد كاهش و در مقابل مصارف داخلي آن 0/5 درصد افزايش داشته است . در صورت ادامه روند فعلي و بهينه نكردن مصرف داخلي كشور ، ضمن كاهش درآمدهاي ارزي كشور ، تدريجاً ايران از يك صادر كننده نفت به يك وارد كننده نفت تبديل خواهد شد .
در سال 1388 كاهش توليد هم از منابع خشكي و هم از منابع دريايي صورت گرفته است . البته توليد مناطق دريايي اندكي بيشتر كاهش يافته است . نگاهي به توليد مناطق دريايي در سال هاي اخير نشان مي دهد كه توليد اين مناطق از سويي به دليل افت طبيعي توليد ميادين فعال موجود و از سوي ديگر به دليل اضافه نشدن ميدان جديدي به مجموعه ميادين موجود مي باشد . متوسط توليد روزانه اين مناطق در سال 1388 برابر با 69/653 هزار بشكه در روز است كه دليل اصلي آن كاهش شديد قيمت نفت و تبعيت شركت ملي نفت ايران از سياست هاي سازمان اوپك براي كاهش عرضه و ايجاد تعادل در بازار بوده است .
در برنامه چهارم توسعه پيش بيني گرديده بود كه سهم ايران از توليد كشورهاي عضو اوپك ثابت بماند و عملاً اين اتفاق افتاده است . البته لازم به ذكر است كه در برنامه پيش بيني شده بود كه اين سهم در سطح 54/13 درصد ثابت بماند ، در حالي كه در سطح 12 درصد ثابت مانده است . به نظر مي رسد براساس آخرين آمار موجود ، پيش بيني اين سهم در برنامه چهارم غير واقعي بوده است .
همچنين به منظور انتقال نفت از كشورهاي آسياي ميانه و طرح انتقال نفت خام از نكا به تهران ، زمينه مساعدي براي معاوضه نفت خام از سال 1376 تاكنون فراهم گرديده كه اجراي اين طرح صرفه اقتصادي زيادي را هم براي ايران و هم براي كشورهاي همسايه به دنبال داشته است . در سال 1388 حدود 8/32 ميليون بشكه نفت به صورت سوآپ معاوضه گرديد كه ميزان آن در سال 1388 نسبت به سال قبل حدود 5/32 درصد افزايش داشته است .
توليد ، صادرات و مصارف مايعات و ميعانات گازيمايعات گازي تحت عنوان (NGL ) ، هيدروكربن هاي مايع يا مايع شده اي هستند كه در تجهيزات جداسازي يا واحدهاي فرآورش گاز از گاز طبيعي به دست مي آيند . مايعات گازي شامل اتان ، پروپان ، بوتان ها (نرمال و ايزو ) ، پنتان و پنتان پلاس است . اين مايعات مصارف متفاوتي همچون افزايش بازيافت نفت در چاه هاي نفت ، فراهم آوردن مواد خام براي مجتمع هاي پتروشيمي به عنوان منابع انرژي و غيره دارند . مايعات گاز طبيعي معمولاً از گازهاي همراه تحويل شده به كارخانجات گاز و گاز مايع به دست مي آيند . مايعات گازي توليد كارخانه هاي گاز و گاز مايع ناحيه مارون ، اهواز ، كرنج ، پارسي ،گچساران و بي بي حكيمه كه عمدتاً شيرين مي باشند به مجتمع پتروشيمي بندر امام خميني جهت تأمين خوراك تحويل مي گردند . مايعات گازي توليدي كارخانه هاي گاز و گاز مايع ناحيه آغاجاري نيز به شبكه نفت خام تزريق مي گردند . ميعانات گازي تركيبات هيدروكربوري هستند كه از مايعات نفتي سبك به همراه گاز تشكيل شده اند و بيشتر شامل هيدرو كربورهاي سنگين تر از پنتان مي باشند كه به وسيله دستگاه هاي تفكيك كننده اي كه بر سر چاه ها و يا مراكز جمع آوري در ميادين گازي نصب مي گردند ، به دست مي آيند . بخشي از آن تحويل پالايشگاه هاي نفت مي گردد تا به عنوان خوراك درپروسه پالايش وارد شود و بخش ديگر آن صادر و مقداري نيز به نفت خام صادراتي تزريق مي گردد . ميعانات گازي برخلاف بوتان و پروپان ، نيازمند شرايط ويژه براي مايع ماندن نيستند و به شيوه هاي مختلف قابل تبديل به نفت سبك و شيرين مي باشند . اين تركيبات عمدتاً سبك و داراي گوگرد پايين هستند و معمولاً عاري از انواع فلزات بوده وبرشي نزديك به نفتا دارند . به طوري كه تقريباً نيمي از اين تركيبات را نفتا تشكيل مي دهد .
در سال 1388 از كل توليد مايعات وميعانات گازي به ميزان 0/177 ميليون بشكه ، حدود 1/45 درصد به مجتمع هاي پتروشيمي و 0/6 درصد به پالايشگاه هاي نفت تحويل گرديده و مابقي به ساير مصارف از جمله تحويل به كارخانجات گاز و گاز مايع ، صادرات ، تزريق و تحويل به شركت پالايش و پخش و پالايشگاه هاي گاز و غيره اختصاص داشته است .
انتقال نفت خامانتفال نفت خام از مبادي توليد تا پالايش و مراكز مصرف به دليل گذر از مسيرهاي ناهموار و صعب العبور داراي روندي دشوار و طاقت فرساست . به طور معمول ، انتقال نفت خام به پالايشگاه هاي داخل و پايانه هاي صادراتي از طريق خطوط لوله و كشتي هاي حمل نفت خام امكان پذير مي باشد . براي ايجاد سهولت و حفظ استراتژي انتقال نفت خام به پالايشگاه ها و بنادر صادراتي در الگوهيا سوخت رساني ، به كارگيري خطوط لوله از اولويت هاي اصلي انتقال مي باشد . لازم به ذكر است هر چند استفاده از خطوط لوله براي انتقال نفت خام و فرآورده هاي نفتي ، احتياج به سرمايه گذاري اوليه بالايي دارد ، اما هزينه هاي جاري خطوط لوله نسبت به ساير روش هاي انتقال بسيار پايين تر مي باشد . توجه به خطوط انتقال لوله از مبدأ پالايشگاه ها در جهت كاهش هزينه هاي حمل ونقل فيزيكي از مباحث مهمي است كه بايد در نظر گرفته شود . هم اكنون ، مجموعه خطوط لوله انتقال نفت خام و فرآورده هاي نفتي به منظور سوخت رساني به كليه نقاط كشور به عنوان اصلي ترين وسيله انتقال در تمامي شرايط جوي مورد بهره برداري قرار مي گيرند .
در سال 1388 ، در كل 63998 ميليون ليتر نفت خام توسط خطوط لوله از مبادي توليد نفت كشور تحويل گرفته شده است كه نسبت به سال قبل ، 3/3 درصد افزايش نشان مي دهد . همچنين در اين سال ، كاركرد خطوط لوله نفت خام 28063 ميليون تن كيلو متر بوده كه نسبت به سال گذشته 9/0 درصد كاهش داشته است . بيشترين كاركرد انتقال نفت خام كشور در سال مذكور ، مربوط به خطوط لوله نفت شهر – كرمانشاه با 1/102 ميليون تن كيلومتر مي باشد .
با توجه به طولاني بودن مسير جغرافيايي بين كشورهاي وارد كننده و صادر كننده نفت ، عمدتاً نفت خام صادراتي جهان توسط كشتي حمل مي شود . از اين رو ، يكي از ضرورت هيا توسعه صادرات نفت و فرآورده هاي آن در كشور ، توسعه وسايل حمل و نقل دريايي به خصوص توسعه ناوگان كشتي هاي نفتكش مي باشد . بدون داشتن پشتوانه حمل و نقل مناسب ، صادرات به بازارهاي جهاني ميسر نخواهد بود .
بيشترين موارد حمل و نقل كالا در ايران ، از طريق دريا و توسط كشتي به انتقال نفت و گاز و فرآورده هاي نفتي مربوط مي شود و ترمينال جزيره خارك در اين مورد ، نقش عمده اي را ايفا مي كند . در اين خصوص ، شركت ملي نفتكش ايران ، در زمان جنگ تحميلي و بعد از آن ، پيشرفت چشمگيري در تجهيز نفتكش هاي جديد و مدرن براي حمل و نقل نفت خام و فرآورده هاي نفتي به بندرهاي ايران و اكثر نقاط دنيا داشته است . در جدول (12-2) عملكرد حمل نفت خام و فرآورده هاي نفتي در اين شركت طي سال هاي 88- 1383 نشان داده شده است .
در سال 1388 ، بالغ بر 6/99 ميليون تن نفت خام از طريق كشتي هاي شركت ملي نفتكش ايران به بازارهاي داخلي و جهاني حمل شده كه نسبت به سال قبل 9/3 درصد افزايش داشته است .
در سال مذكور ، عملكرد اين شركت در انتقال فرآورده هاي نفتي با 3/14 درصد كاهش همراه بوده و معادل 9/4 ميليون تن فرآورده نفتي را از مبادي صادراتي به بازارهاي مصرف انتقال داده است . براي انتقال كل 5/104 ميليون تن نفت خام و فرآورده هاي نفتي در سال 1388 ، ناوگان شركت ملي نفتكش ايران 779893 تن نفت كوره و 2147 تن گازوئيل ، به عنوان سوخت مصرف نموده است .
انتقال و ترانزيت نفت خام درياي خزر : كشور ما به دليل داشتن منابع غني نفت و گاز در منطقه خليج فارس و نزديكي به درياهاي آزاد داراي استراتژيك بسيار حساس و متمايزي در منطقه خزر است . از آن جهت كه انتقال نفت و گاز خزر به علت عدم دسترسي به درياي آزاد تنها از طريق خطوط لوله امكان پذير مي باشد ، لذا ايران مي تواند يك مسير ترانزيت موثر و اقتصادي براي پنج كشور حوزه درياي خزر به بازارهاي جهاني باشد . با توجه به چالش هاي مذكور ، ايران با برخورداري از صنايع عظيم نفت و گاز و به جهت داشتن شبكه طولاني و گسترده خطوط لوله ، حتي در شرايط سياسي موجود در منطقه ، به عنوان مهمترين ، سريعترين ، ارزانترين و مطمئن ترين مسير انتقال نفت درياي خزر به آبهاي آزاد شناخته شده و امكان انتقال نفت كشورهاي حاشيه درياي خزر بدون ايجاد خطوط طولاني نفت از اين مسير ، به ويژه براي بازارهاي وسيع و درحال گسترش جنوب شرق آسيا مثل ژاپن و چين ، وجود دارد . در سال 1388 ، طول خطوط مسير انتقال اسكله نكا – پالايشگاه تهران 1/318 كيلومتر بوده كه ظرفيت عملياتي آن با 1/24 درصد افزايش نسبت به سال قبل به 1/1371 ميليون تن كيلومتر رسيد . جدول (13-2) ، مشخصات و آخرين وضعيت اجرايي خطوط لوله انتقال نفت خام حوزه درياي خزر توسط ايران ر ا نشان مي دهد .
واردات نفت خام از كشورهاي آسياي ميانه از طريق پايانه خزر در سال 1388 به طور متوسط روزانه رقمي معادل 8/89 هزار بشكه بوده كه نسبت به سال گذشته 5/23 درصد افزايش داشته و عملاً 5/28 درصد از ظرفيت 315 هزار بشكه اي اين خط مورد استفاده قرار گرفته است .
پالايش نفت و توليد فرآورده هاي نفتيطراحي و احداث پالايشگاه هاي كشور براساس ضرورت تأمين نيازهاي داخلي و با توجه به قطب هاي مصرف داخلي و بازارهاي صادراتي و همچنين با توجه به نوع نفت خام تحويلي به آنها انجام گرفته است . در حال حاضر ، بخش عمده خوراك پالايشگاه هاي كشور از طريق نفت خام سبك و مرغوب مناطق جنوبي (به استثناي پالايشگاه بندرعباس كه از نفت خام سنگين صادراتي استفاده مي كند ) و بخش ديگري نيز از طريق نفت خام وارداتي از كشورهاي همسايه شمالي به كشور تأمين مي گردد . در حال حاضر تأكيد بر آن است كه پالايشگاه ها نبايد به نوع نفت خام وابسته باشند . لذا با طراحي واحدهاي پائين دستي در پالايشگاه هاي موجود ، مي توان نفت خام سنگين با درجه مرغوبيت كمتر را با نفت خام مرغوب تركيب نموده و به عنوان خوراك در پالايشگاه ها استفاده نمود .
در حال حاضر ، بخش پالايش ايران توسط 9 پالايشگاه داخلي با ظرفيت اسمي 1347 هزار بشكه در روز به منظور تأمين نيازهاي انرژي داخل كشور ، تأمين تخشي از خوراك صنايع و واحدهاي پتروشيمي و صادرات پاره اي از فرآورده هاي مازاد بر مصرف داخلي فعاليت دارد . بيشترين سهم پالايش عملي نفت خام در سال 1388 مربوط به پالايشگاه آبادان با 0/33 درصد و كمترين آن مربوط به پالايشگاه كرمانشاه با 4/1 درصد مي باشد .
در جدول (14-2) ، ظرفيت اسمي و عملي پالايش نفت خام در پالايشگاه هاي كشور طي سال هاي 88- 1383 نشان داده شده است . در سال 1388 ، عملكرد واقعي پالايشگاه هاي كشور 0/1708 هزار بشكه در روز بوده است كه نسبت به سال قبل حدود 8/1 درصد افزايش داشته است . همچنين در اين سال متوسط توان عملي ( نسبت عملكرد به ظرفيت اسمي ) پالايش كشور از 7/117 به 8/126 درصد افزايش يافته است . در سال 1388 ، پالايشگاه هاي تبريز و كرمانشاه تقريبا ً در حد ظرفيت اسمي خود عمل نموده و به ترتيب از 8/99 و 5/92 درصد ظرفيت اوليه خود استفاده كرده اند . ظرفيت عملي مابقي پالايشگاه ها بين 4/11 الي 1/83 درصد بيش از ظرفيت اسمي آنها بوده كه اين امر ضرورت توجه به توسعه برخي از واحدهاي پالايشي را نشان مي دهد ، چرا كه اكثر پالايشگاه هاي كشور بيش از ظرفيت اسمي خود در حال فعاليت مي باشند .
عمده فرآورده هاي نفتي كه در حال حاضر در 9 پالايشگاه كشور توليد مي شود شامل بنزين معمولي ، گاز مايع ، نفت سفيد ، نفت گاز و نفت كوره مي باشد . در سال 1388 روزانه حدود 5/266 هزار متر مكعب فرآورده توليد شده كه حدود 4/236 هزار متر مكعب آن به توليد 5 فرآورده اصلي اختصاص داشته است . درصد بازيافت حجمي كل پالايشگاه هاي كشور در سال 1388 ، 2/98 درصد برآورد گرديده است .
در سال 1388 ، حدود 6/78 درصد از كل توليد پالايشگاه هاي كشور به توليد نفت گاز ، بنزين و نفت كوره اختصاص داشته كه سهم توليد نفت كوره به تنهايي 6/28 درصد مي باشد كه اين ميزان در پالايشگاه آبادان با توجه به الگوي فرآيند پالايشي در مقايسه با ساير پالايشگاه ها به استثناي پالايشگاه كرمانشاه همچنان به مراتب بيشتر بوده است . در پالايشگاه كرمانشاه توليد نفت كوره در سال 1388 نسبت به سال قبل افزايش قابل توجهي داشته است كه اين امر به دليل كاهش درصد استحصال مواد سبك و افزايش درصد بازدهي كل (درصد استحصال بدون مواد افزودني ) مي باشد . بايستي توجه داشت كه كاهش تدريجي كيفيت نفت خام توليدي كشور با توجه به افزايش سهم سازندها و ميادين جديد با كيفيت توليد پايين از يك سو و نا مناسب بودن الگوي پالايشي از سوي ديگر ، باعث شده تا فرآورده هاي توليدي پالايشگاه هاي كشور نه تنها مطابق با نياز بازار نبوده ، بلكه كيفيت مطلوبي نيز نداشته باشند . در جدول (15-2) و (16-2) ، توليد و تركيب توليد فرآورده هاي نفتي طي سال هاي 88- 1383 نشان داده شده است .
بر اساس سند توسعه بخشي «نفت و گاز » در برنامه چهارم توسعه اقتصادي ، اجتماعي و فرهنگي كشور مقرر گرديده بود متوسط نرخ رشد سالانه خوراك پالايشگاه ها طي سال هاي 88-1384 به ميزان 6/4 درصد باشد ، اما به رغم ميزان پيش بيني شده ، اين رقم در طي اين سال ها به ميزان 5/1 درصد بوده است ، همچنين در سال هاي مذكور ، متوسط نرخ رشد سالانه توليد فرآورده هاي اصلي به ميزان 1/1 درصد بوده است كه اين مقدار با ميزان پيش بيني شده در قانون برنامه چهارم توسعه كه به ميزان 3/4 درصد بوده ، مغاير مي باشد . با توجه به اينكه ميزان خوراك پالايشگاه ها با روند توليد نسبت مستقيم دارد ، بنابراين بايد خاطر نشان كرد كه در طي اين سال ها ، روند توليد در پالايشگاه هاي كشور از پيشرفت خوبي برخوردار نبوده است .
از آنجا كه نفت خام ايران اخيراً ، بيشتر نفت سنگين است و از طرفي تقاضاي داخلي عمدتاً به سمت فرآورده هاي سبك و ميان تقطير مي باشد ، لذا ظرفيت هاي پالايشي موجود در كشور براي پاسخگويي به تقاضاي روزافزون برخي از اين فرآورده ها نظير بنزين و نفت گاز كافي و متناسب نمي باشد . در خصوص تأمين بنزين و نفت گاز مورد نياز كشور طي سال هاي اخير ، كشور به واردات اين فرآورده ها وابسته گرديده كه اين امر هزينه زيادي را نيز به دنبال داشته است . ايران چهارمين توليد كننده بزرگ نفت جهان است ، ولي كمبود ظرفيت پالايشي و تقاضاي داخلي بالا براي فرآورده هاي نفتي ، ايران را به واردكننده بنزين تبديل كرده و بدين طريق متحمل هزينه هاي مالي بسيار زيادي شده است . به منظور رفع اين مشكلات ، وزارت نفت طي سال هاي اخير ضمن تغيير در الگوي توليد پالايشي كشور ، اقدام به احداث مجتمع هاي بنزين سازي در پالايشگاه هاي آبادان ، اصفهان ، تبريز ، تهران و بندرعباس نيز نموده است .
طبق بررسي هاي به عمل آمده ، نشان داده شده است كه افزايش عدد اكتان تأثير مستقيمي بر ميزان توليد بنزين در پالايشگاه هاي كشور دارد و سبب مي گردد تا ميزان واردات اين فرآورده كاهش يابد . بيشترين قابليت انجام اين كار در پالايشگاه اصفهان وجود دارد . در پالايشگاه هاي بندرعباس ، آبادان ، اراك و تهران نيز در اين خصوص اقداماتي صورت گرفته است . همچنين در خصوص تأمين نفت گاز نيز بايد خاطر نشان كرد كه در ابتدا وزارت نفت تلاش نمود تا با واردات بيشتر نفت گاز مرغوب ، اين نياز را در كشور مرتفع سازد . ولي با توجه به هزينه بر بودن واردات نفت گاز ، اين وزارتخانه تصميم گرفته واحدهاي توليد نفت گاز مرغوب در پالايشگاه هاي كشور را در دراز مدت و براساس برنامه هاي موجود توسعه دهد . مجموعه اين اقداماتن در برنامه توسعه منجر به افزايش توليد سوخت سنگين جت ، نفت كوره سنگين ، نفت گاز و بنزين ، به ترتيب به ميزان 5/48 ، 9/13 ،0/12 و 6/5 درصد شده است . البته اين تغيير الگوي پالايشي منجر به كاهش توليد سوخت سبك جت ، نفت سفيد و نفت كوره سبك به ميزان 5/10 ، 9/8 و 9/4 درصد شده است . توجه به اين نكته ضروري است كه علي رغم افزايش 5 درصدي نفت خام خوراك پالايشگاه ها طي اين سال ها ، همچنان توليد فرآورده هاي انرژي زا 5 درصد در توليد فرآورده هاي غير انرژي زا در پالايشگاه ها حدود 8/18 درصد افزايش داشته است . بديهي است در صورتي كه منابع مالي طرح هاي پالايشگاهي كشور تأمين مي شد ، نتيجه بهتري در اين خصوص حاصل مي گرديد . به ويژه كه مقرر گرديده بود ، طي برنامه چهارم توسعه كشور فرآورده هاي نفتي به قيمت فوب خليج فارس ارائه گردد تا درآمد آن صرف بهينه سازي انرژي در پالايشگاه ها و ساير موارد گردد . اما اجراي طرح تثبيت قيمت ها در سال 1384 ، مانع از اجراي اين هدف گرديد .
وزارت نفت از سال 1386 تاكنون اقدامات متعددي را در زمينه احداث پالايشگاه هاي جديد ، توسعه و بهينه سازي پالايشگاه ها و طرح هاي بنزين سازي انجام داده است . در راستاي اجراي طرح هاي فوق 1660 هزار بشكه در روز به ظرفيت پالايشي نفت خام و ميعانات گازي كشور افزوده مي شود . در خصوص فرآورده هاي نفتي بايد به اين نكته توجه نمود كه با اجراي طرح هاي مذكور توليد برخي فرآورده ها نظير نفت كوره در طرح احداث پالايشگاه ها افزايش و در دو طرح ديگر كاهش مي يابد . برآيند حاصل از اجراي طرح هاي مذكور منجر به افزايش توليد برخي از فرآورده هاي نفتي نظير بنزين ، نفت گاز ، نفت سفيد / سوخت جت ، گاز مايع و نفت كوره به ترتيب به ميزان 5/146 ، 7/100 ، 4/28 ، 4/22 و 8/2 ميليون ليتر در روز مي گردد .
احداث پالايشگاه هاي جديد : وزارت نفت در سال 1386 ، اقدام به احداث پالايشگاه ميعانات گازي بندرعباس (پالايشگاه ستاره خليج فارس ) ، پالايشگاه نفت خام فوق سنگين بندرعباس (پالايشگاه هرمز ) ، پالايشگاه نفت خام فوق سنگين آبادان (پالايشگاه خوزستان ) ، پالايشگاه ميعانات گازي شيراز ( پارس ) ، پالايشگاه تبريز ( شهريار ) و پالايشگاه كرمانشاه (آناهيتا ) نموده است . همچنين در سال 1387 ، پالايشگاه ديگري به نام كاسپين به اين مجموعه اضافه گرديد . بدين ترتيب با احداث 7 پالايشگاه مذكور ، ظرفيت پالايشي نفت خام و ميعانات گازي كشور به ترتيب 10820هزار و 480 هزار بشكه در روز افزايش مي يابد . پيش بيني مي گردد با احداث پالايشگاه هاي مذكور روزانه حدود 5/246 ميليون ليتر به توليد فرآورده هاي اصلي كشور اضافه شود . لازم به ذكر است در سال 1388 ، در خصوص احداث پالايشگاه جديد هيچ اقدامي صورت نگرفته است . همچنين ، مطالعات طرح احداث پالايشگاه هاي مذكور نشان مي دهد كه به استثناي پالايشگاه ميعانات گازي بندرعباس (پالايشگاه ستاره خليج فارس ) كه در سال 1390 به بهره برداري مي رسد ، مابقي آنها درسال هاي 1392 و 1393 به بهره برداري خواهند رسيد .
توسعه و بهينه سازي پالايشگاه هاي كشور : وزارت نفت اقداماتي را در خصوص توسعه فرآيند و بهينه سازي پالايشگاه اصفهان ، افزايش ظرفيت و بهينه سازي پالايشگاه اراك ، بهينه سازي فرآيند و بهبود كيفيت فرآورده هاي پالايشگاه تهران ، افزايش ظرفيت و بهينه سازي پالايشگاه لاوان و مطالعه توسعه و تثبيت ظرفيت پالايشگاه آبادان در دست اجرا دارد . پيش بيني مي گردد با اجراي طرح هاي مذكور ضمن افزايش ظرفيت روزانه 100 هزار بشكه در روز نفت خام و ميعانات گازي در كشور ، ميزان توليد روزانه نفت سفيد / سوخت جت ، بنزين ، نفت گاز و گاز مايع به ترتيب 0/7 ، 0/26 ، 2/18 و 5/5 ميليون ليتر افزايش و توليد نفت كوره 3/8 ميليون ليتر در روز كاهش يابد .
بنزين سازي در پالايشگاه ها : اين طرح از سال 1385 دربرخي از پالايشگاه هاي كشور در دست اجرا مي باشد . اين پالايشگاه اصفهان و پالايشگاه بندرعباس ، پيش بيني مي گردد با اجراي طرح هاي مذكور ، توليد بنزين و گاز مايع به ترتيب 8/12 و 3/0 ميليون ليتر در روز افزايش داشته و از توليد نفت كوره ، نفت سفيد / سوخت جت و نفت گاز به ترتيب به ميزان 2/3 ، 8/3 و 2/0 ميليون ليتر در روز كاسته شود .
جدول (17-2)ميزان سوخت مصرفي در هر يك از پالايشگاه هاي كشور را در سال 1388 نشان مي دهد . در اين سال ، حدود 2/11 ميليون مترمكعب مايع انواع سوخت شامل گاز طبيعي ، گاز هاي توليدي پالايشگاهي ، گاز مايع و سوخت هاي مايع سبك و سنگين در سيستم پالايشي كشور به مصرف رسيده است . بيشترين سوخت مصرفي به ترتيب مربوط به پالايشگاه هاي اصفهان ، آبادان و بندرعباس با مجموع حدود 7/6 ميليون مترمكعب و حدود 7/66 درصد مربوط به گاز طبيعي ، 6/27 درصد مربوط به گازهاي پالايشگاهي ، 6/5 درصد مربوط به سوخت هاي مايع سبك و سنگين و تنها حدود 1/0 درصد مربوط به گاز مايع است . لازم به ذكر مي باشد كه پالايشگاه لاوان تنها پالايشگاه نفت كشور است كه گاز طبيعي را به عنوان سوخت مصرف نمي كند .
واردات و صادرات فرآورده هاي نفتيوزارت نفت با بهره گيري از امكانات اسكله هاي شهيد رجايي ، باهنر و فولاد بندرعباس و همچنين اسكله بندر صادراتي ماهشهر ، عمليات صادرات و واردات فرآورده هاي نفتي خود را انجام مي دهد . در سال 1388 ، صادرات فرآورده هاي عمده نفتي كشور شامل نفت كوره و نفت گاز بوده كه به طور عمده از پايانه هاي صادراتي بندرعباس ، بندر ماهشهر و لاوان گرفته است . طبق جدول (18-2) ، صادرات نفت همچنان روند رو به كاهش داشته و با نرخ 3/87 درصد كاهش نسبت به سال قبل مواجه بوده است . در مقابل صادرات نفت گاز نسبت به سال گذشته حدود 3 برابر شده است . كه يكي از دلايل افزايش صادرات اين فرآورده را مي توان اجراي تكميل و توسعه ظرفيت پالايشگاه ها ( به خصوص پالايشگاه بندرعباس ) دانست .
علي رغم استفاده روز افزون از گاز طبيعي در بخش هاي مختلف اقتصادي كشور و تعيين هدف كاهش ظرفيت توليد نفت كوره در پالايشگاه ها ، اين فرآورده همچنان بيشترين سهم از صادرات فرآورده هاي نفتي را در سال 1388 به خود اختصاص داده است . البته صادرات اين فرآورده از سال 1383 روند نزولي گرفته و از روزانه 27/37 ميليون ليتر در سال ، با متوسط نرخ رشد سالانه 6/9 درصد كاهش ، به ميزان 50/22 ميليون ليتر در سال 1388 رسيده است . اين در حالي است كه واردات نفت گاز كه طي سال هاي 87 – 1383 حدود 1/45 برابر شده بود ، در سال 1388 با 9/34 درصد كاهش نسبت به سال قبل ، به 99/4 ميليون ليتر در روز رسيد ، اين ميزان كاهش به دليل افزايش ذخيره نفت گاز در مخازن كشور در 10 ماه اول سال و متعادل بودن هوا بوده است .
طبق قانون برنامه چهارم توسعه ، مقرر گرديده بود تا با احداث پالايشگاه ها با خوراك ميعانات گازي و نفت خام سنگين ، فرآورده هاي مصرفي داخل كشور تأمين شود و نيز جلوي واردات برخي از فرآورده ها از جمله بنزين گرفته شود ، ليكن به دليل كمبود ظرفيت پالايشي و تقاضاي داخلي زياد براي اين فرآورده ، تاكنون ، ايران مجبور به واردات بنزين شده كه مستلزم هزينه هاي مالي بسيار زيادي مي باشد . در اين خصوص بايد خاطر نشان كرد كه علي رغم اجراي طرح سهميه بندي بنزين در كشور از سال 1386 ، واردات اين فرآورده نسبت به سال گذشته همچنان9/1 درصد افزايش يافته است . به عبارتي حدوديك سوم بنزين مصرفي كشور از طريق واردات تأمين شده است . يكي از دلايل اين افزايش مصرف بنزين ، افزايش حدود 10 درصدي توليد و واردات خودروهاي بنزين سوز در كشور طي سال هاي 88- 1387 مي باشد . در صورت ادامه روند كنوني مصرف بنزين ، همچنان شاهد واردات روزافزون اين حامل انرژي در كشور خواهيم بود . [tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh][tashvigh] منبع : ترازنامه انرژی وزارت نیرو سال 1388