آفاق تطوير الغاز غير التقليدي في المملكة العربية السعودية

In 2010, Saudi Aramco launched its Accelerated Transformation Plan, which aims to extend the company’s E&P and downstream activities into new frontiers, and promote the production of unconventional natural gas resources in tight sands and shale formations. Currently, Saudi Arabia has over 600 trillion cubic feet of unconventional gas resources, half of which are technically recoverable. It holds the world’s sixth-largest estimated proven gas reserves, and the world’s ninth-largest marketable gas production.

In February 2020, Saudi Aramco announced the development of the Jafurah Basin as a resource of unconventional natural gas. It is Saudi Arabia’s largest unconventional natural gas field to date, and is located east of the giant Ghawar oil field, with 200 trillion cubic feet of wet gas resources. It will be developed in stages, and by 2036, production is expected to reach 2.2 billion cubic feet per day of natural gas.

The development of unconventional gas basins has emerged as a strategy to strengthen Saudi Arabia’s energy security and offers many opportunities for the country’s energy markets. For example, most of the Kingdom’s gas production was historically associated with oil, which means that the natural gas was initially dissolved in oil and was later separated after extraction. However, Saudi Aramco managed to increase the share of non-associated gas to nearly 60% of all gas production as of 2019.

Moreover, providing more quantities of natural gas for domestic consumption means that the Kingdom can use it to reduce the heavy reliance on less efficient and more carbon-intensive liquid fuels. These dynamics led Saudi analysts to predict that domestic natural gas demand will continue to grow at a compound annual growth rate of 3.7% for the next 10 years.

Nevertheless, a project of such magnitude will face many challenges, including drilling and completion costs, technical know-how, and water access. For instance, from the drilling and completion perspective and accounting point of view, Saudi Aramco’s approach to developing the Jafurah Basin gas field is similar to that of its other megaprojects, with a significant capital investment of $110 billion, as Saudi Aramco plans to deploy an array of advanced technologies in developing Jafurah, including horizontal multi-stage fracturing, and underbalanced coiled tubing drilling. This is due to the fact that unconventional wells usually have lower rates of productivity and rapid decline rates, thus requiring more wells to be drilled and placed into production simultaneously than conventional wells.

On the other hand, water availability will play a significant role here, as the extraction process for Jafurah will require substantial volumes of water, which contradicts the company’s priority of reducing groundwater use during fracturing treatments. Therefore, Saudi Aramco is exploring using seawater for fracturing applications, and is piloting the use of local sand in its gas fracking treatments rather than imported sand.

To manage and overcome all of these challenges, Saudi Aramco has established an unconventional gas department, and hired a large number of unconventional development specialists to bridge the knowledge gap, and outsourced fracking to leading oil service companies.

On the national level, the gas produced from Jafurah will be primarily reserved for domestic use and meet future energy demands for power generation, water desalination, and petrochemical production.

In conclusion, there are many significant benefits to developing domestic natural gas. Unconventional gas developments are major industrial projects that can enable the growth of local small and medium enterprises, foster job creation, and increase technical know-how in the Kingdom. This fits very well with the Saudi Vision 2030 goals of developing local industries and increasing local content, which would provide added value to the Kingdom’s economy.

To view the full study

Authors: Majed A. Al Suwailem and Rami Shabaneh

أطلقت أرامكو السعودية خطتها للتحول الإستراتيجي المتسارع في عام 2010، وتهدف إلى توسيع أنشطة الاستكشاف والإنتاج في الشركة إلى حدود جديدة، بالإضافة إلى تطوير موارد الغاز الطّبيعي غير التقليدي من الغاز الحبيس وتشكيلات الصخرالزيتي. إذ تمتلك المملكة العربية السعودية حاليًا أَكثر من 600 تريليون قدم مكعب من موارد الغاز غير التقليدي، ونصفها قابل للاستخراج تقنيًا، وهي صاحبة سادس أكبر احتياطي من الغاز المؤكد، وتاسع أكبر إنتاج للغاز القابل للتسويق في العالم.

وفي فبراير 2020، أعلنت أرامكو السعودية عن نيتها لتطوير حوض الجافورة كمورد للغاز الطبيعي غير التقليدي، وهو أكبر حقل غاز طبيعي غير تقليدي في المملكة العربية السعودية حتى الآن، ويقع شرق حقل الغوار العملاق للنفط، ويحوي موارد غازغير تقليدية تصل إلى مئتي تريليون قدم مكعب. وسيتم تطوير الحوض على عدة مراحل، ومن المتوقع أن يصل إنتاجه إلى مليارين ومئتي مليون قدم مكعب من الغاز الطبيعي يوميًا بحلول عام 2036.

إن تطوير أحواض الغاز غير التقليدية يعد إستراتيجية لتعزيز أمن الطاقة في المملكة العربية السعودية؛ إذ يوفر هذا الخيار العديد من الفرص لأسواق الطاقة في البلاد، فعلى سبيل المثال كان معظم إنتاج المملكة من الغاز تاريخيًّا مصاحبًا للنفط، مما يعني أن الغازالطبيعي كان مذابًا أساسًا في النفط وفصل بعد استخراجه. إلا أن أرامكو السعودية تمكنت من زيادة حصة الغاز غير المصاحب إلى ما يقارب 60% من مجمل إنتاج الغاز اعتبارًا من عام 2019.

إضافة إِلى ذلك، فإن توفير كميات أكبر من الغاز الطبيعي للاستهلاك المحلي يعني أن بإمكان المملكة استخدامه لتقليل الاعتماد الكبيرعلى الوقود السائل الأقل كفاءة والأكثر كثافة في الكربون. ولقد دفعت هذه الديناميكيات المحللين السعوديين إلى التنبؤ بأن الطلب المحلي على الغاز الطبيعي سيستمر في النمو بمعدل سنوي مركب يصل إلى 3.7% للعشر سنوات القادمة.

إن مشروعًا بهذا الحجم سيواجه العديد من التحديات، بما فيها ارتفاع تكاليف الحفر والإِكمال، والدراية التقنية، والوصول إلى المياه. ففيما يخص الحفر والإكمال ومن وجهة نظر محاسبية، يماثل نهج أرامكو السعودية لتطوير حقل غاز الجافورة نهجها في مشاريعها العملاقة الأخرى، وذلك باستثمار رأسمالي كبير يبلغ 110 دولار أمريكي، حيث تخطط أرامكو السعودية لاستخدام مجموعة من التقنيات المتقدمة لتطوير حقل الجافورة، بما في ذلك تقنيات التكسير الأفقي متعدد المراحل، والحفر غير المتوازن بالأنابيب الملتفة. إذ جرت العادة أن تكون معدلات إنتاجية الآبار غير التقليدية أقل ومعدلات انخفاضها أسرع من نظيرتها التقليدية، وهو ما يتطلب حفر المزيد من الآبار ووضعها جميعًا في مرحلة الإِنتاج.

ومن جانب آخر، سيلعب توفر الماء دورًا هامًّا أيضًا؛ حيث تتطلب عمليات استخراج الغاز من حوض الجافورة كميات كبيرة من المياه، وهو ما يتعارض مع أولوية الشركة في الحد من استخدام المياه الجوفية أثناء معالجة التكسير. ولهذا تجري أرامكو السعودية بحوثًا لدراسة إمكانية استخدام مياه البحر في عملية التكسير، وتجرب استخدام الرمل المحلي في معالجات تكسير الغاز بدلًا من الرمل المستورد.

ولإِدارة هذه التحديات والتغلب عليها، أنشأت أرامكو السعودية قسمًا مُخصصًا للغاز غير التقليدي، ووظفت عددًا كبيرًا من متخصصي تطوير الغاز غير التقليدي لسد فجوة المعرفة، وقامت بتكليف شركات خدمات النفط الرائدة بإدارة عمليات التكسير. أما على المستوى الوطني، سيحفظ الغاز الناتج من الجافورة في المقام الأول للاستخدام المحلي، وتلبية الطلب المستقبلي على توليد الطاقة، وتحلية المياه، وإنتاج المواد البتروكيماوية.

وفي النهاية يمكن أن نقول بأن هناك العديد من الفوائد الهامة لتطوير الغاز الطبيعي المحلي، فمشاريع تطوير الغاز غير التقليدي هي مشاريع صناعية كبرى يمكن أن تمكن المنشآت المحلية الصغيرة والمتوسطة، وتعزز من خلق فرص العمل، وتزيد الدراية الفنية في المملكة. وهذا ما يتناسب مع أهداف رؤية السعودية 2030 لتطويرالصناعات المحلية وزيادة المحتوى المحلي، كما سيوفر قيمة مضافة لاقتصاد المملكة.

للاطلاع على الدراسة كاملة

‪المؤلفون: ماجد السويلم ورامي شبانة