تخصيص مخزون الغاز الاقتصادي بأكمله للمستهلكين المحليين

كشفت إحصائية متخصصة في الغاز أن عام 2009 سيشهد تخصيص كل مخزون الغاز الاقتصادي الحالي للمملكة من أجل المستخدمين (المستهلكين) المحليين. وقالت الإحصائية إنه من الضروري تطوير كميات تجارية إضافية لمواجهة الاحتياجات المتوقعة من الغاز التي تعتمد على عدة عوامل منها مستويات إنتاج الزيت الخام، نسبة الغاز والزيت الخام في حقول البترول، نجاح برامج الاستكشاف، تطوير إضافي لاحتياطي الغاز النقي، التوسع في الطاقات الإنتاجية لمصانع الغاز الموجودة حاليا وزيادة واردات الغاز.
أشارت الإحصائية إلى أن احتمال زيادة المخزون من الغاز أكثر من سبعة مليارات قدم مكعب في اليوم على المدى المتوسط يعد احتمالا منخفضا, وذلك لأن مخزون الغاز الإضافي من الاحتياطي النقي محدود بنسبة تقدر بنحو (1 تريليون قدم مكعب) ومعظمه أكثر تكلفة من السعر الحالي وهو 0.75 دولار أمريكي لكل مليون وحدة قياس حراري بريطاني, وأيضا لأن الاحتياطي الإضافي يجب أن يكتشف أولا ثم يتم تطويره وتصنيعه كي يدعم التوسع في طاقة إنتاج الغاز، والمدى الأطول لوضع مخزون الغاز وتكلفة تطوير مثل هذا المخزون يتبعه شكوك كثيرة ومن الممكن أن تؤدي هذه الجهود الاستكشافية من شركة أرامكو السعودية والشركات العالمية إلى انخفاض إضافي في تكلفة مخزون الغاز من المصادر المكتشفة.

وكل المعلومات المتاحة تشير إلى أن ذلك سيستغرق وقتا، إضافة إلى أخذ الرغبات الاقتصادية والاستراتيجية في الاعتبار. وفقا للإحصائية فإن احتياطي الغاز المكتشف في السعودية بلغ بما يقارب 235 تريليون قدم مكعب من الغاز الخام وهناك 97 تريليون قدم مكعب أي بمعدل 41 في المائة من هذا الاحتياطي ليست مصحوبة بالزيت الخام ويمكن تطويرها واستخدامها بشكل منفصل لسد احتياجات مبيعات الغاز في المستقبل، أما الكمية المتبقية والمقدرة بـ 137.9 تريليون قدم مكعب وهو ما نسبته 59 في المائة من الغاز تكون مصحوبة بالزيت الخام، ويعتمد تطوير هذه الكمية كلية على برنامج الزيت الخام للمملكة ولا يمكن تطويره بشكل منفصل.
وقامت المملكة بتطوير مثالي لمصادر الغاز مبنى على إنتاج الغاز المصحوب بالزيت الخام مع الغاز غير المصحوب بالزيت الخام (النقي) وذلك لتواجه الطلب المتزايد على الغاز والاستراتيجية المتبعة كانت عبارة عن الحصول على كميات منخفضة التكاليف من حقول الغاز المرتفعة فيها نسبة الزيت، وصهاريج الغاز الغنى المكثف، و" تجفيف " حقول الغاز النقي نسبيا، وهذا الأسلوب سمح لسعر بيع الغاز داخل المملكة بأن يبقى منخفضا مقارنة بمعظم الدول الأخرى.
وبدأت تكلفة إمدادات الغاز في الارتفاع حيث إن المؤن المنخفضة التكاليف تحتاج الى أن يضاف إليها بنسبة أكبر من غاز حقول غير مصحوبة بالزيت الخام وهي بالطبع مرتفعة التكاليف وتم تطوير 83 في المائة من كمية الغاز المقدرة بنحو 97 تريليون قدم مكعب غير مصحوبة بالزيت الخام، والكمية الباقية وهي 17 في المائة فهي احتياطي يجب تطويره وتصنيعه أولا وذلك لارتفاع ثمنه، والتكلفة المقدرة لتطوير هذا الاحتياطي غير المصنع أعلى من سعر البيع الموحد في المملكة للغاز وهو 0.75 دولار أمريكي لكل مليون وحدة قياس حراري بريطانية، وأعلى من التكلفة البديلة لاستخدام السوائل كوقود.
وإذا كانت احتياجات الطاقة المحتملة في المستقبل متناسبة مع مبيعات الغاز, فإن الاحتياطي الاقتصادي من الغاز النقي سوف يحتاج إلى أن يطور ويصنع، وبدون اكتشافات إضافية, فإن مصدر الغاز الأساسي يعتبر غير كاف لتدعيم التوسع في طاقة الإنتاج القصوى للغاز.
وحاليا توجد برامج استكشافية في طريقها لاكتشاف غاز نقى داخل وخارج منطقة الاحتياطي في شركة أرامكو السعودية، وإذا تم اكتشاف كميات رسوبية من الغاز بدرجه كافية، فإن نظام الغاز الرئيسي للمملكة وعناصر أخرى في البنية التحتية ستحتاج إلى توسعة.
فسعر البيع الموحد في المملكة 0.75 دولار أمريكي لكل مليون وحدة قياس حراري بريطانية محتمل أن يكون مرتفعا بدرجة كافية ليغطي التكاليف المرتبطة بتطوير كميات إضافية من الغاز النقي، وبهذه الطريقة سيرتفع سعر بيع الغاز ليتناسب مع التكلفة الجديدة لإنتاج الغاز ويحقق الاستثمارات المطلوبة.

إنتاج الغاز
قبل أن يعمل نظام الغاز الرئيسي بكامل طاقته في أوائل الثمانينيات كان معظم الغاز المصاحب للزيت يتم إشعاله وحرقه، ومنذ ذلك الحين فإن إنتاج الغاز قد ازداد، حيث ارتفع من 1.3 مليار قدم مكعب قياسي في اليوم في عام 1982 إلى 4.3 مليار قدم مكعب قياسي في اليوم عام 2003. وهذا يمثل متوسط نمو نسبي تقريبا 0.6 في المائة في العام وذلك خلال فترة 21 عاما.
أما الآن فإن إنتاج الغاز يتم بمفرده بعيدا عن حقول الزيت الخام وصهاريج (الخف) العميقة في المنطقة الشرقية. وتستفيد كل المناطق في المملكة من نظام الغاز الرئيسي بنسبة متساوية، فكميات محدودة من الغاز يتم نقلها إلى المناطق الوسطى والغربية حسب توافر امدادات الغاز وقدرة خطوط الأنابيب على التوصيل، فالغالبية العظمى من الغاز المتاح تبقى في الشرق. ومع ذلك فإن الغاز يمكن أن يكون وقودا اقتصاديا في المناطق الوسطى والغربية إذا تم تطويره وتصنيع كميات إضافية من احتياطي الغاز.

العرض والطلب على الغاز
في الوقت الذي يتم فيه تصدير غالبية الزيت الخام, فإن كل الغاز المنتج يتم استهلاكه حاليا داخل المملكة، وعمليا فإن كل احتياطي المملكة من الغاز القابل للنمو والزيادة تم تخصيصه للمستهلكين، فالبدائل والبتروكيماويات وعمليات معالجة النفط والغاز هي أهم القطاعات المستهلكة التي تنجذب بأسعار بيع الغاز المحلية المنخفضة.
إن مبيعات الغاز تساهم بمعظم القيمة الاقتصادية عندما ينظر إليها من منظور طويل الأمد، وكقاعدة عامة فإن معظم فوائد مبيعات الغاز قد استخدمت كمصدر اقتصادي بارز، ولتلبية طلبات الوقود الصناعي المتخصصة عند الحصول على البدائل، وكوقود لتوليد الحرارة، وهذه تتضمن الطاقة وإنتاج المياه، وأكبر استخدام للغاز التجاري من أجل الوقود لتوليد الحرارة التي يمكن أن تحرق السوائل، ويتوقع أن يرتفع الاستهلاك في المناطق المخدومة إلى نحو 7 BCFD خلال السنوات الأربع المقبلة، وهناك احتمالية بأن يكون الطلب على الغاز في المستقبل غير محدود خاصة عندما يصل عند مستوى السعر الحالي بـ 75 دولارا للبرميل، وتزداد قائمة المستهلكين المستعدين لرفع السعر الحالي.
وهذا يدل أن السعر الحالي للغاز 0.75 دولار أمريكي لكل مليون وحدة قياس حراري بريطانية يعتبر سعرا منخفضا جدا. ومن المتوقع أن يزيد الطلب على الغاز عن العرض ابتداء من عام 2008م.

الإنتاج التاريخي للغاز
ازداد إنتاج الغاز غير المصاحب بشكل كبير ببناء مصنعي الهواية والسهرا، ولقد كانت الزيادة في إنتاج الغاز غير المصاحب عن قصد ما هي إلا استجابة مباشرة للطلب المتزايد على الغاز التجاري وسوائل الغاز الطبيعية. وكنتيجة لهذا ازدادت كمية الغاز المعالج بمرور الوقت وتم استرداد كميات مهمة من الإيثان والبروبان والبيوتان والجازولين الطبيعي جنبا إلى جنب مع الغاز التجاري إن قدرة الطاقة الحالية للمصانع الخمسة الأساسية للغاز التي تكون جزءًا من الـ MGS تقدر بـ 9.6 مليار متر مكعب يوميًا من الغاز الخام.
أما الغاز التجاري فقد تم بيع جميع إنتاج الغاز التجاري إلى السوق المحلية حتى اليوم، لإكمال نظام الغاز الرئيسي في بدايات الثمانينيات.

محطات التحلية
لا يمكن استخدام النفط الخام حاليا في محطات التحلية كما أن تلك المحطات قد صممت على أساس تشغيلها بالغاز والسوائل بصفة أساسية كوقود داعم في حالات الطوارئ، فتحويل تلك المحطات من نظام احتراق الغازات السائلة سيتطلب تعديلات كبيرة في عمليات التخزين وتجهيز الوقود والغلايات وأنظمة الغاز.
تتكون محطات التحلية في الجبيل من مرحلتين. في المرحلة الأولى يتم استخدام الديزل كوقود داعم حيث يتم إرساله إلى المحطة عن طريق النقل البري فبينما يستخدم في المرحلة الثانية الوقود الخام كوقود داعم، تحتوي محطات الجبيل على خط أنابيب للإمداد، إلا أن صلاحية هذا الخط تحتاج إلى قياس وتقييم، كما توجد معوقات جسدية تقيد من وضع معدات إضافية لازمة لإجراء تعديلات محتملة.
بينما تتكون محطة التحلية في الخبر من مرحلتين وذلك باستخدام الغاز وقودا أساسيا، كما نستخدم الوقود العادي كوقود داعم في حالة الطوارئ. فالمرحلتان الأولى والثانية تمثل مشكلات مختلفة نوعيًا كما أن تصميم المحطة لا يسمح بوضع أجهزة التسريع الكهربية أو أجهزة إزالة الكبريت وذلك بسبب عدم وجود فراغات بين الأكوام والغلايات في المرحلة الأولى والفراغات المحدودة جدًا في المرحلة الثانية كما أن التسهيلات الخاصة بالإمداد الدائم للوقود وذلك للوفاء بالمتطلبات اليومية غير موجودة. في الوقت الحالي يتم نقل الوقود عبر أنابيب صغيرة محدودة السعة وذلك نظرا لعمق المياه فالوقود الموجود بالخزانات يكفي فقط لمدة 14 يوما نظرا للسعة المحدودة لأنابيب الموقع.

عقبات استخدام بدائل الغاز

يمكن لكبار المستهلكين لمبيعات الغاز استبداله وحرق سوائل أخرى لإنتاج كميات هائلة من الحرارة لتلبية حاجاتهم من الوقود، وفي قطاعات الطاقة والكهرباء، يمكن إحلال الغاز والوقود الصلب محل أحدهما الآخر بسهولة إلى حد ما شريطة توافر التسهيلات المناسبة، ويسمح هذا للاستخدامات أو المنافع باختيار أفضل وقود اعتمادا على توافره والمقارنة بالأسعار الاقتصادية، إذا كانت تكلفة إنتاج الطاقة أو الماء من مبيعات الغاز أعلى منها في الوقود السائل، فالمصلحة الاقتصادية تحث على حرق واستخدام الوقود السائل. وقد أظهرت الدراسات أن البترول الخام هو الوقود الأكثر اقتصادية وتوفيرا وذلك بعد النظر لعوامل الكفاءة (تكلفة البيئة والكفاءة) وذلك عند تسعير البترول الخام بـنسبة 0.25 دولار على الأقل لـ MMBTU أقل من مبيعات الغاز، ولقطاع المنافع في المملكة العربية السعودية القدرة على استخدام الوقود السائل وحرقه. لكن هذه القدرة محدودة في الوقت الحالي لعدم وجود بعض التسهيلات. ولزيادة هذه القدرة يجب استثمار متميز يمكن تبريره بمدخرات في تكاليف الوقود ويمكن إضافة هذه القدرة والسعة إما كجزء من تصميم أساسي لمصنع جديد وإما إعادة تشكيل مصنع موجود أصلاً.

المنطقة الشرقية
مصنع الطاقة (القرية) قادر على استخدام البترول الخام بدلا من مبيعات الغاز، ويمكن إمداد مصنع الطاقة هذا بأكثر من 100 مليون MBD من البترول الخام من خلال أنابيب البترول الخام المخصصة لذلك الغرض، ولدى مصنعي غزلان 1 وغزلان 2 القدرة على استخدام البترول الخام بدلا من مبيعات الغاز، ومع ذلك فإن نظام البترول الخام الحالي يمكنه أن يوفر فقط 70 MBD من الوقود السائل لمصنع غزلان 1. أما مصنع غزلان 2 فهو مجهز بتانكات تخزين مساوية لما يمكن تزويده أو ضخه من الوقود الخام لأربعة أيام. ولتوفير البترول الخام لكلا المصنعين يجب تحديث نظام الإمداد والأنابيب لتزود 175 MBD من البترول الخام، وتقدر تكلفة عملية التحديث هذه بما يزيد على الـ 15 مليون دولار.
تقدر التكلفة الإجمالية لتزويد المنشآت بأجهزة التحكم في معدلات التلوث وذلك للالتزام بالقوانين الخاصة بحماية البيئة بما يقرب من 200 مليون دولار، كما أنه يتم تصميم غلايات الماء SEC لتحمل درجات الحرارة العالية. ويتطلب ذلك إنفاق كبير حتى يتم إنجاز تلك التعديلات وذلك لإمداد عملية احتراق الوقود.
إن السعر الحالي للإيثان هو سعر منخفض للغاية طبقا للأسعار العالمية والإقليمية مما جعله الزيت المفضل لهامش ضخم من المستهلكين، وفي المملكة أضاف المحللون المرونة لإطلاق NGLs بسبب الوفرة المحدودة للإيثان، وتعد أسعار NGL المحلية مخفضة بقوة. وهذه الخصومات ليست متاحة حاليا عند الشراء. ولما كانت NGLs والسائل الأثقل تتنافس كبتروكيماويات مغذية فإن للمستهلكين حافز اقتصادي قوي ألا يتحولوا إلى السوائل الأغلى. فيشتري المستهلكون سوائل التغذية إذا كانوا فقط لا يستطيعون استبدال NGLs.

شركات الربع الخالي
تعمل في الربع الخالي أربع شركات، وهي: شركة الربع الخالي الجنوبية المحدودة SRAK التي تملكها شركة شل فنشر المحدودة بنسبة 40 في المائة، توتال فنشر في المملكة العربية السعودية بنسبة 30 في المائة، "أرامكو السعودية" بنسبة 30 في المائة سوف تستوفي اكتساب نحو سبعة آلاف كيلو متر تقريبًا من الأرض، أو 44 في المائة من مساحتها الإجمالية وهي 16 ألف كيلو متر في نهاية عام 2005، وقد قامت SRAK بشراء وتحليل وترجمة نحو 144 كيلو مترا من أبحاث الجاذبية الحديثة الخاصة بشركة أرامكو السعودية على مناطق التعاقد في الربع الخالي. SRAK قامت بتحديد العديد من المواقع التي يمكن التنقيب فيها وهي بالفعل من المتوقع البدء في التنقيب فيها قبل منتصف عام 2006.
شركة LUKOIL السعودية التي تملكها شركة Overseas Holding المحدودة بنسبة 80 في المائة وشركة أرامكو بنسبة 20 في المائة قد أكملت ما يقرب من تسعة آلاف كيلو متر من المساحة الخاصة بنطاق الزلازل وأكثر من المطلوب منها في هذه المهمة. وشركة Luksar المخصصة لتحقيق تسعة إنجازات صناعية قبل نهاية مدة البحث في عام 2009. وقد أبرمت شركة Luksar بعض العقود للحصول على الآتي تنقيب من نوع 3000 HP.
وقد تم تحديد العديد من المواقع القابلة للتنقيب وتخطط شركة Luksar في البدء بالتنقيب في بداية عام 2006.
شركة سينو جاز السعودية تملكها الهيئة الدولية للبحث وإنتاج البترول بنسبة 80 في المائة وشركة أرامكو بنسبة 20 في المائة. اكتسبت تقريبًا سبعة آلاف كيلو متر من المساحة أو 54 من تعاقداتها والتزاماتها. يتم التخطيط لبرنامج مساحي ثلاثي الأبعاد بما يساوي ثلاثة آلاف في عام 2006. وشركة SSGL الملتزمة بالتنقيب في سبعة آبار على الأقل قبل نهاية البحث في عام 2009 قد أبرمت عقودا للحصول على آلتين من شركة Sinopec وبدأت التنقيب في بئرين في منطقة التعاقد أثناء الأشهر الثلاثة الأخيرة في عام 2005.
شركة EniRepSa Gas التي تملكها شركة ENI بنسبة 50 في المائة وشركة Repsol Exploration السعودية بنسبة 30 في المائة وشركة أرامكو السعودية بنسبة 20 في المائة قد حصلت على خمسة آلاف كيلو متر من المساحة أو 100 في المائة من التزامات العمل. وتنوي شركة ERS البدء في التنقيب عن أولى آبارها من أصل أربع في صيف عام 2006 مستخدمة تصميمات شركة ENI.