توسعه سریع گاز رسانی در کشور موجب شده بخش های مختلف وابستگی قابل ملاحظه ای به تولیدات گاز طبیعی پیدا نمایند. سهم میدان پارس جنوبی از کل تولید تا پایان برنامه ششم بیش از 62% خواهد شد. شرایط طبیعی مخزن پارس جنوبی به گونه ای است که در اثر تولید در طول زمان به تدریج از فشار مخزن کاسته و متعاقب آن تولید گاز طبیعی کاهش می یابد. به منظور تاخیر در افت تولید، نصب سکوهای تقویت فشار ضروری است. علیرغم نصب این سکوها، آمار های غیر رسمی نشان می دهد تولید از میدان پارس جنوبی در افق بیست ساله کاهش قابل ملاحظه پیدا خواهد کرد و تولید میادین جدید گازی مورد نظر نیز تکافوی این میزان کاهش تولید را نخواهند نمود بنابراین به منظور جلوگیری از بحران کمبود گاز در سال های آتی ضروری است تمهیدات همراه با اولویت بندی عرضه گاز برای متقاضیان جدید، پیش بینی گردد. به منظور تعیین الگویی برای اولویت بندی عرضه گاز طبیعی از روش "فرایند تحلیل سلسله مراتبی" (AHP) استفاده شده است. جهت حل مدل در مجموع 8 گزینه و 6 معیار در نظر گرفته شده و با استفاده از نرم افزار Expert Choice محاسبات مربوطه انجام پذیرفته است. جمع بندی خروجی های سیستم و نتایج (اولویت بندی) جهت هر گزینه در قالب معیارهای موردنظر به ترتیب عبارتند از: تزریق به مخازن نفتی، گازرسانی به نیروگاه ها، صادرات، خوراک واحدهای پتروشیمی، گازرسانی به صنایع، گازرسانی به واحدهای خانگی- تجاری و حمل و نقل.

1موضوع تحقیق: یکی از روش­های مفید در فرایندهای افزایش و نگهداشت تولید نفت از مخازن هیدروکربوری، به کارگیری روش فرازآوری با گاز است. در این تحقیق باهدف منافع اقتصادی به بررسی و مقایسه امکانسجی استفاده از دو گاز کربن دی اکسید و نیتروژن به جای گاز طبیعی در فرایند فرازآوری با گاز پرداخته می شود. همچنین با توجه به محدود بودن گاز در دسترس با هدف حداکثر­سازی تولید نفت به بررسی و مقایسه بهینه سازی تخصیص گاز بین چاه های میدان پرداخته می شود و با شبیه سازی 10 چاه از یک میدان فراساحلی ایران، به بهینه سازی حجم محدود گاز در دسترس و اثر آن در افزایش برداشت نفت پرداخته شده است. میزان تزریق گاز به هر چاه مقدار بهینه­ای است که تزریق گاز بیش از آن موجب افزایش اصطکاک و کاهش تولید خواهد شد. از طرفی به دلیل ظرفیت کمپرسورها و در دسترس بودن مقدار محدود گاز، امکان تزریق مقدار بهینه به هر چاه امکان پذیر نیست. روش تحقیق: در این پژوهش مدل سازی چاه با استفاده از نرم افزار پراسپر انجام شده است. ابتدا با جمع آوری داده­های10 چاه از یک مخزن فراساحلی جنوب ایران  مدل آن­ها ساخته شده و پس از صحت سنجی، با استفاده از گاز کربن دی اکسید و نیتروژن به صورت مجزا، شبیه سازی فرازآوری مصنوعی انجام شده است. سپس نمودار عملکرد فراز­آوری با گاز(GLPC) هر کدام از چاه ها با مدل تجربی مناسب در نرم­افزار متلب برازش می شود. در ادامه با استفاده از سالور اکسل اقدام به بهینه سازی حجم محدود گاز با استفاده از دو گاز مختلف می شود. نتایج اصلی: با توجه به نتایج به دست آمده از بهینه­سازی، میزان تجمعی تولید چاه ها به ازای یک مقدار گاز در دسترس که 15 میلیون فوت مکعب می­باشد در حالت استفاده از گاز نیتروژن 3564 بشکه در روز بیشتر از حالت استفاده از گاز کربن­دی­اکسید است. همچنین در همه حالت های موردبررسی بیشترین مقدار گاز تزریقی به چاه شماره 8 اختصاص می یابد که دلیل آن تولید بالای این چاه است. توجه به مقایسه دو حالت تزریق، زمانی که مقدار گاز در دسترس 12 و 9 میلیون فوت مکعب در روز باشد تولید نفت حالت تزریق نیتروژن به ترتیب 3424 و 3302 بشکه در روز(28٪ و 24٪) بیشتر از حالت استفاده از گاز کربن­دی­اکسید است.

امروزه دامنه کاربرد تکنیک های مدیریت سبد دارایی از حوزه بازار سهام فراتر رفته و در بخشهای دیگر از جمله مدیریت پروژه های نفت و گاز روز به روز در حال گسترش است. در این مقاله با توجه به محدودیت ذخایر گازی کشور و تنوع فرصتهای مختلف سودآور برای تخصیص گاز طبیعی از جمله صادرات گاز، توسعه طرحهای پتروشیمی با خوراک گاز و تزریق گاز به میادین نفتی، کاربرد روش ترکیبی مدل بهینه سازی سبد دارایی مارکوویتز و مدل قیمت گذاری دارایی سرمایه به عنوان روشی نوین پیشنهاد شده است. در این روش که برای اولین بار در مورد این موضوع به کار می رود، ابتدا با استفاده از روش بهینه سازی سبد دارایی مارکوویتز، سبدهای دارایی کارآمد را که از تخصیصهای مختلف به گزینه های متنوع مصرف گاز به دست آمده و حداکثر ارزش را در ریسکهای مختلف ایجاد می کنند، به دست می آوریم. مجموعه این سبدهای دارایی کارآمد، منحنی و تابع مرز کارآمدی را ایجاد می کنند. سپس به کمک مدل قیمت گذاری بازاری دارایی (CAPM)، که نوعی رابطه ساده را بین بازدهی انتظاری و ریسک سرمایه گذاری در یک بازار رقابتی بیان می کند، سبد دارایی بهینه را به دست می آوریم. برای این منظور با ارزش گذاری قطعی تمام داراییهای ممکنه، خط بازار سرمایه را به دست آورده و از تماس این خط با منحنی مرز کارآمدی، ترکیب بهینه حاصل می شود. نتایج نهایی محاسبات انجام شده توسط این الگو، سبدهای دارایی بهینه با ترکیبهای متنوع پروژه های پتروشیمی، تزریق گاز و صادرات گاز، در پنج سناریوی مختلف 400, 300, 200, 100 و 500 میلیون مترمکعب گاز طبیعی تولید شده، همراه با ارزش انتظاری و ریسک معادل، را نشان می دهند.

لطفا برای مشاهده چکیده به متن کامل (PDF) مراجعه فرمایید.

اولین گام در راستای اصلاح الگوی مصرف گازطبیعی، اولویت بندی مصرف و تخصیص بهینه منابع محدود گاز طبیعی به بخش های مختلف مصرف است. از این رو در مقاله حاضر تلاش شده است ابتدا در حوزه علمی پژوهش عملیاتی بخش های مختلف مصرف و شاخص های مطرح برای اولویت بندی بخش های مذکور طی یک سری مطالعات کتابخانه ای و مصاحبه های منظم با خبرگان صنعت نفت و گاز شناسایی و سپس با رویکرد فازی، به مدد دو گروه پرسش نامه کیفی به روش میانگین گیری اهمیت شاخص های مطرح و ارزش کمی شاخص های مهم برای اولویت بندی بخش های مختلف مصرف گاز طبیعی از منظر خبرگان و کارشناسان مجرب صنعت نفت و گاز تعیین شوند، تا با به کارگیری روش انتروپی وزن شاخص های مهم به دست اید. ان گاه با استفاده از تکنیک تصمیم گیری چند شاخصه TOPSIS، بخش های مختلف مصرف اولویت بندی موزون می شوند تا سرآنجام به کمک تکنیک تصمیم گیری چند هدفهGP ، اطلاعات موجود در ترازنامه های انرژی و هیدورکربوری و سند چشم انداز صنعت گاز، سهم بهینه بخش های مذکور از منابع محدود دردسترس مشخص شود.مطابق نتایج به دست آمده، شاخص امنیت انرژی، مهم ترین شاخص و شاخص های کارایی مصرف انرژی، ارزش افزوده، امنیت ملی در سطح بین الملل و تاثیرات توسعه ای در سطح کشور، به ترتیب دومین تا پنجمین شاخص مهم برای اولویت بندی بخش های مختلف مصرف شناخته شدند. بخش تزریق در میادین نفتی اولویت اول مصرف و رتبه یکم تخصیص و به ترتیب بخش های حمل و نقل با صنایع گازبر به طور مشترک، نیروگاه های برق، خانگی/تجاری و عمومی، صادرات گازطبیعی مایع شده (LNG) به وسیله تانکر، صادرات گازطبیعی(NG)  به وسیله خط لوله و صنایع پتروشیمی به ترتیب دومین تا هفتمین اولویت مصرف را به خود اختصاص دادند.