اگر صادرات نفت ایران متوقف شود، چه اتفاقی برای میدان‌های نفت و گاز می‌افتد؟

با گذشت شش ماه از آغاز جنگ ایران و هم‌زمان با تشدید تحریم‌ها و ادامه محاصره دریایی آمریکا، دو تصویر متفاوت از تجارت نفت ایران دیده می‌شود.

بر اساس ارزیابی شرکت‌ اطلاعات انرژی کپلر، در اوت ۲۰۲۶ نفتکش‌ها همچنان روزانه به طور متوسط حدود یک میلیون بشکه نفت ایران را در چین تخلیه کرده‌اند. اما در ایران بارگیری محموله‌های تازه به حدود یک‌هفتم ماه مارس، ماه آغازین جنگ، رسیده است.

این تفاوت از آنجا ناشی می‌شود که بخش مهمی از نفت تخلیه‌شده در چین، پیش‌تر از ایران خارج شده و در نفتکش‌های مستقر در آب‌های آسیا ذخیره شده بود.

همایون فلکشاهی، تحلیلگر ارشد شرکت کپلر، به بی‌بی‌سی فارسی گفت که در خارج از منطقه محاصره حدود ۳۰ تا ۴۰ میلیون بشکه نفت ایران روی نفتکش‌ها باقی مانده است.

اگر این وضعیت ادامه یابد، نفتی که خریدار پیدا نمی‌کند باید در مخازن خشکی، پالایشگاه‌ها یا روی نفتکش‌ها ذخیره شود. با محدودتر شدن این فضاها، فشار موجود به تاسیسات تولید و در نهایت به میادین و چاه‌ها منتقل می‌شود.

سوال اینجاست که ایران تا کجا می‌تواند این فشار را با کاهش یا توقف تولید مهار کند؟ در چنین سناریویی کدام میدان‌ها زودتر از مدار خارج می‌شوند؟ و چاه‌ها و تاسیساتی که برای هفته‌ها یا ماه‌ها متوقف می‌مانند، چگونه به تولید بازخواهند گشت؟

نفتی که راهی بازار نمی‌شود

داده‌هایی که شرکت کپلر در اختیار بی‌بی‌سی فارسی قرار داده نشان می‌دهد بارگیری نفت ایران از حدود یک میلیون و ۸۳۰ هزار بشکه در روز در مارس به نزدیک ۲۵۵ هزار بشکه در اوت کاهش یافته است.

خبرگزاری رویترز نیز گزارش داده است که از زمان برقراری دوباره محاصره دریایی آمریکا در ۱۴ ژوئیه، هیچ محموله قابل توجهی از نفت خام ایران از تنگه هرمز عبور نکرده و به چین نرسیده است. این گزارش می‌گوید نفتی که اکنون در چین تخلیه می‌شود عمدتا پیش از تشدید محاصره بارگیری شده بود.

داده‌های جدید همچنین نشان می‌دهد که کاهش صادرات ایران به بخش تولید نیز رسیده است. برآورد کپلر از تولید نفت خام ایران از سه میلیون و ۲۴۰ هزار بشکه در روز در مارس به یک میلیون و ۷۵۵ هزار بشکه در اوت رسیده که افتی نزدیک به ۴۶ درصد را نشان می‌دهد. تولید میعانات نیز از حدود ۸۰۰ هزار بشکه در روز در ابتدای سال به ۶۲۵ هزار بشکه کاهش یافته است.

اما از سوی دیگر داده‌های کپلر نشان می‌دهد که با وجود روند کاهشی تولید، مجموع نفت موجود در پایانه‌ها، پالایشگاه‌ها و دیگر مخازن خشکی ایران از حدود ۵۸ میلیون و ۲۰۰ هزار بشکه در ۱۴ ژوئیه به ۶۷ میلیون و ۴۰۰ هزار بشکه در پایان اوت افزایش یافته است.

افزایش موجودی نفت هم‌زمان با افت شدید صادرات باعث می‌شود فشار ناشی از این محدودیت‌ها به میدان‌های نفتی برسد و ایران را ناچار به کاهش تولید کند.

همایون فلکشاهی می‌گوید که در چنین شرایطی، کاهش تولید باید به صورت انتخابی انجام شود: تولید برخی چاه‌ها کاهش یابد یا متوقف شود و میدان‌هایی که توقف آنها خطر یا هزینه بیشتری دارد در اولویت حفظ تولید قرار گیرند.

کاهش تولید از کجا آغاز می‌شود؟

میدان‌های ایران از نظر سن، فشار، نوع سنگ، میزان آب همراه نفت و وابستگی به تزریق گاز با یکدیگر تفاوت دارند و این ویژگی‌ها هنگام انتخاب چاه‌ها برای کاهش تولید در نظر گرفته می‌شود.

در اواخر ماه آوریل، هم‌زمان با دور اول محاصره دریایی ایران نیز صادرات نفت و میعانات ایران به شدت کاهش یافت و انباشته شدن ذخایر، مسئله فشار بر تاسیسات تولید را مطرح کرد.

در آن زمان شرکت کپلر در گزارشی پیش‌بینی کرده بود که ایران در شرایطی که ناچار شود استخراج از برخی چاه‌ها را کم یا متوقف کند، احتمالا تلاش خواهد کرد تولید سه بخش را حفظ کند: میدان‌های مشترک، مخازن حساس‌تر به افت فشار و میدان‌هایی که برنامه فعال تزریق گاز دارند.

گروه نخست، میدان‌های مشترک‌اند؛ از جمله آزادگان و یادآوران که در امتداد میدان‌های نفتی عراق قرار دارند، فروزان که با عربستان مشترک است و سلمان که بخش دیگر آن در آب‌های امارات قرار دارد. در این میدان‌ها، دو کشور از یک ساختار زمین‌شناسی مشترک نفت استخراج می‌کنند. به همین دلیل، کاهش طولانی تولید در بخش ایرانی، در حالی که برداشت در سوی دیگر مرز ادامه دارد، از نظر اقتصادی و راهبردی اهمیت ویژه‌ای پیدا می‌کند.

گروه دوم، مخازن عمیق‌تر موسوم به «گروه بنگستان» هستند. این مخازن عمدتا از سنگ‌های کربناته، مانند سنگ آهک، تشکیل شده‌اند و بخش مهمی از نفت در شبکه‌ای از ترک‌ها و شکستگی‌های طبیعی سنگ جریان دارد. بر اساس ارزیابی کپلر، تولید این مخازن به حفظ فشار و تداوم جریان در این شکستگی‌ها حساس‌تر است؛ بنابراین کاهش یا توقف تولید آنها باید با احتیاط بیشتری مدیریت شود.

گروه سوم، میدان‌هایی هستند که در آنها گاز به داخل مخزن تزریق می‌شود. تزریق گاز فشار مخزن را حفظ می‌کند و به حرکت نفت به سوی چاه‌های تولیدی کمک می‌کند. کاهش نامتناسب تولید یا اختلال در این برنامه می‌تواند مدیریت فشار و بازگرداندن تولید را دشوارتر کند.

همایون فلکشاهی می‌گوید احتمالا سهم بیشتری از کاهش تولید به مخزن آسماری میدان نفتی اهواز و میدان‌های مارون، گچساران و بی‌بی‌حکیمه اختصاص می‌یابد، زیرا این میدان‌ها در مقایسه با گروه‌های حساس‌تر، انعطاف عملیاتی بیشتری برای تنظیم تولید دارند.

از آنجا که مخازن آسماری - مخازنی کم‌عمق‌تر و پربازده‌تر در میدان‌های جنوب ایران - بیشتر نفت سبک تولید می‌کنند، کاهش تولید آنها می‌تواند عرضه نفت سبک ایران را بیش از نفت سنگین کاهش دهد.

بستن چاه چه اثری بر تولید آینده دارد؟

بخش بزرگی از نفت جنوب و جنوب غرب ایران از مخازن کربناته آسماری و بنگستان به دست می‌آید.

به گفته همایون فلکشاهی، نفوذپذیری سنگ در این مخازن پایین است و نفت بیشتر از طریق شبکه ترک‌ها و شکستگی‌های طبیعی به‌ سوی چاه جریان می‌یابد. تزریق گاز نیز در برخی میدان‌ها برای حفظ فشار مخزن و کمک به ادامه جریان نفت انجام می‌شود.

اریک مک‌کی، استاد مهندسی ژئوانرژی در دانشگاه هریوت-وات بریتانیا، به بی‌بی‌سی فارسی گفت که توقف طولانی معمولا به خود مخزن آسیب نمی‌زند و به خودی‌ خود میزان نفت قابل برداشت را کاهش نمی‌دهد. به گفته او، گاهی تولید اولیه پس از راه‌اندازی دوباره حتی افزایش می‌یابد، زیرا در دوره توقف آب و نفت بر اثر اختلاف چگالی از یکدیگر جدا می‌شوند و چاه‌ها معمولا از بخش‌های کم‌عمق‌تر و غنی‌تر از نفت تولید می‌کنند.

به گفته آقای مک‌کی، تاسیسات نفتی برای فعالیت تقریبا پیوسته طراحی شده‌اند، هرچند توقف‌های برنامه‌ریزی‌شده برای تعمیرات دوره‌ای امری معمول است. مشکل اصلی زمانی پدید می‌آید که توقف تولید و قطع درآمد باعث شود تعمیر و نگهداری معمول انجام نشود و تاسیسات پیش از بازگشت به مدار به کار بیشتری نیاز داشته باشند.

چاه‌های کم‌فشار یا چاه‌هایی که همراه نفت آب زیادی تولید می‌کنند ممکن است برای راه‌اندازی به پمپ، تزریق موقت نیتروژن، شست‌وشوی شیمیایی یا عملیات تعمیر نیاز داشته باشند.

اریک مک‌کی می‌گوید هرچه چاه مدت بیشتری متوقف بماند، بازگرداندن آن دشوارتر و پرهزینه‌تر می‌شود؛ تا جایی که «شاید حفر چاهی تازه کم‌هزینه‌تر یا کم‌خطرتر باشد».

برای کاهش این پیامدها، شرکت ملی نفت ایران در گذشته به جای تعطیلی کامل میدان‌ها، چاه‌ها را به صورت چرخشی از مدار خارج کرده است. در این روش، هر چاه تنها چند هفته از مدار خارج می‌ماند.

همایون فلکشاهی، تحلیلگر شرکت کپلر، می‌گوید این کار از توقف طولانی جلوگیری می‌کند و به مهندسان امکان می‌دهد میزان تولید قابل بازگشت را بسنجند، اما مداخله مکرر در چاه‌ها و تنظیم تاسیسات هزینه بهره‌برداری را بالا می‌برد.

رابین میلز، پژوهشگر حوزه انرژی، در تحلیلی برای مرکز سیاست انرژی جهانی دانشگاه کلمبیا می‌نویسد توقف تولید بعید است به ظرفیت نفت ایران آسیبی بسیار جدی یا دائمی وارد کند. به نوشته او، برخلاف نفت‌های فوق‌سنگین و منابع شیل، میدان‌های متعارف خاورمیانه معمولا توقف و راه‌اندازی دوباره را بهتر تحمل می‌کنند.

او توضیح می‌دهد که در مخازن شکاف‌دار جنوب ایران، نفت از منافذ ریز سنگ به‌کندی وارد ترک‌های طبیعی می‌شود و از آنجا به چاه می‌رسد. کاهش یا توقف موقت تولید می‌تواند فرصت این انتقال را بیشتر کند و به همین دلیل او نتیجه می‌گیرد که ممکن است پس از راه‌اندازی دوباره، هم تولید چاه و هم میزان نفت قابل برداشت افزایش یابد.

گره گاز و میعانات در پارس جنوبی

گاز خام پارس جنوبی حاوی میعانات و دیگر هیدروکربن‌های سنگین‌تری است که پس از انتقال به ساحل در پالایشگاه‌های گاز جدا می‌شوند. بنابراین اگر امکان صادرات، ذخیره‌سازی یا مصرف میعانات محدود شود، ممکن است برای جلوگیری از انباشت آن، تولید گاز نیز کاهش یابد.

نجات رحمانیان، دانشیار مهندسی شیمی و نفت دانشگاه برادفورد که سابقه فعالیت در پروژه‌های پارس جنوبی را دارد، به بی‌بی‌سی فارسی گفت بخشی از میعانات را می‌توان در پالایشگاه‌های داخلی مصرف کرد، اما میزان آن به طراحی و ظرفیت خالی هر پالایشگاه بستگی دارد.

این محدودیت‌ها در شرایطی ایجاد شده که فشار طبیعی مخزن پارس جنوبی نیز بر اثر سال‌ها برداشت رو به کاهش بوده و شرکت نفت و گاز پارس برای حفظ جریان گاز، اجرای طرح فشارافزایی و نصب کمپرسورهای دریایی را دنبال کرده است.

آقای رحمانیان می‌گوید توقف‌های طولانی و تکرار چرخه خاموش و روشن کردن تاسیسات، بازگشت به تولید پایدار را دشوارتر و استهلاک توربین‌ها و کمپرسورها را بیشتر می‌کند.

کپلر در گزارش آوریل خود، کاهش ظرفیت تولید میعانات در پی حملات اسرائیل به پنج فاز پارس جنوبی را روزانه حدود ۱۰۰ تا ۱۲۰ هزار بشکه برآورد کرد و نوشت این کاهش دست‌کم شش ماه ادامه خواهد داشت.

داده‌های تازه این شرکت نیز نشان می‌دهد تولید میعانات در اوت حدود ۱۷۵ هزار بشکه در روز کمتر از ژانویه ۲۰۲۶ بوده است؛ هرچند این تفاوت حاصل مجموعه تحولات این دوره است و نمی‌توان تمام آن را به خسارت این پنج فاز نسبت داد.

کاهش تولید گاز، میزان ورودی پالایشگاه‌های پارس جنوبی را نیز تغییر می‌دهد و ممکن است بعضی واحدهای فرآورش از مدار خارج شوند.

نجات رحمانیان می‌گوید: «پالایشگاه این‌طور نیست که امروز آن را ببندند و فردا با رسیدن گاز دوباره راه بیفتد. پیش از راه‌اندازی باید فشار سیستم‌ها را متعادل و تجهیزات را آماده کرد.»

به گفته او، راه‌اندازی دوباره به بررسی ایمنی، حضور گروه‌های عملیاتی و آماده‌کردن تجهیزاتی مانند توربین‌ها و کمپرسورها نیاز دارد. تکرار چرخه توقف و راه‌اندازی نیز استهلاک این تجهیزات را افزایش می‌دهد.

گاز پارس جنوبی میان خانوارها، نیروگاه‌ها، صنایع، پتروشیمی‌ها، صادرات و میدان‌های نفتی تقسیم می‌شود. بخشی از آن برای تزریق به میدان‌های قدیمی جنوب، از جمله آغاجاری، در نظر گرفته شده است. کاهش تزریق در بلندمدت بر فشار مخزن و تولید نفت اثر می‌گذارد؛ هرچند آقای رحمانیان می‌گوید اندازه این اثر باید برای هر میدان جداگانه محاسبه شود.

به گفته او، محدود شدن گاز پتروشیمی‌ها پیامدهای دیگری هم دارد؛‌ از جمله این‌که می‌تواند تولید کود شیمیایی و سپس کشاورزی را تحت فشار قرار دهد و کمبود سوخت نیروگاه‌ها نیز بر برق کارخانه‌ها و خانوارها اثر بگذارد. جایگزینی گاز با نفت‌کوره بخشی از کمبود را جبران می‌کند، اما آلودگی بیشتری به همراه دارد.

آقای رحمانیان می‌گوید اثر فوری کاهش تولید بیش از همه بر مردم و مصرف‌کنندگان نهایی دیده می‌شود؛ زیرا مشکلات مخزن و تأسیسات را می‌توان تا حدی با اقدامات فنی مدیریت کرد، اما کمبود گاز مصرفی باید همان زمان و از منبعی دیگر جبران شود.