به گزارش خبرگزاری مهر، پارس جنوبی، قلب تپنده انرژی ایران و بزرگترین میدان گازی جهان، دهههاست که بار اصلی تامین سبد انرژی کشور را بر دوش میکشد. اما این مخزن عظیم، پس از سالها برداشت بیوقفه، اکنون با یک حقیقت فیزیکی اجتنابناپذیر روبروست: «افت طبیعی فشار مخزن.
در سالهای نخست بهرهبرداری، فشار طبیعی مخزن بهتنهایی قادر بود گاز را با حجم بالا به سکوهای دریایی و از آنجا به پالایشگاههای ساحلی تزریق کند؛ فرآیندی که نیاز به دخالت تکنولوژیک پیچیده را به حداقل میرساند. اما با گذشت زمان و تخلیه بخشی از ذخایر، این خودجوش بودن روند تولید، رنگ باخته است. افت فشار مخزن، به معنای کاهش ظرفیت تولید روزانه و تهدیدی مستقیم برای امنیت انرژی کشور در فصول سرد سال است.
طرحهای «فشارافزایی» که امروز به عنوان ابرپروژههای حیاتی صنعت نفت وگاز ایران مطرح هستند، در واقع یک تغییر استراتژی بنیادین در نحوه مواجهه با این میدان است. این طرحها دیگر به دنبال استخراج ساده نیستند؛ بلکه به دنبال مهندسی فشاراند. ایده اصلی این است که با نصب کمپرسورهای عظیم و ایجاد ایستگاههای تقویت فشار، خلا ناشی از افت طبیعی فشار مخزن را با نیروی مکانیکی جبران کنیم.
اگر دیروز پرسش اصلی در پارس جنوبی چگونه بیشتر برداشت کنیم؟ بود، امروز پارادایم حاکم تغییر کرده است که چگونه تولید موجود را صیانت کنیم؟ طرحهای فعلی فشارافزایی، تلاشی هوشمندانه برای جلوگیری از مهاجرت گاز به مناطق مشترک و تضمین تداوم جریان گاز از مخزن به سمت خشکی است. در واقع، ما امروز در نقطه عطفی ایستادهایم که در آن، تکنولوژی تزریق فشار، به تنها ضامن بقای حیات صنعتی پارس جنوبی تبدیل شده است.
تداوم تولید صیانتی از میدان مشترک پارس جنوبی با توجه به افت طبیعی فشار مخزن، به یکی از چالشهای کلیدی در صنعت نفت ایران بدل شده است. در همین راستا، اجرای سناریوی ترکیبی (Onshore-Offshore) برای فشارافزایی در محدوده هاب 1، به عنوان راهکاری عملیاتی برای مدیریت ناترازی گاز در کوتاهمدت و تثبیت تولید در بلندمدت، در دستور کار قرار گرفته است.
برخلاف پروژههای متداول که صرفا بر تاسیسات دریایی متمرکز هستند، در این مدل عملیاتی، فشارافزایی در دو لایه متمایز طراحی شده است. فاز اضطرار و میانمدت (خشکیمحور) و فاز نهایی (دریامحور). طبق بررسی های صورت گرفته، در فاز خشکی محور، با هدف پاسخگویی سریع به نیاز شبکه در فصول پرمصرف، نصب 9 واحد کمپرسور با ظرفیت عملیاتی 333 میلیون فوت مکعب استاندارد در روز در سایت پالایشگاهی فاز 12 پیشبینی شده است. این اقدام با هدف به حداقل رساندن مهاجرت گاز به سمت بخشهای مشترک مخزن و جایگزینی موقت فشارهای اولیه (MP) در دریا انجام میشود. در فاز دریا محور نیز، برآوردها حاکی از آن است که با فاصله زمانی سه ساله از عملیاتی شدن فاز خشکی، استقرار دو مجموعه «مینیهاب» در موقعیتهای دریایی، هر یک با ظرفیت فرآیندی 1000 میلیون فوت مکعب در روز، راهکار اصلی برای تثبیت بازیافت نهایی از مخزن محسوب میشود.
نقطه عطف عملیاتی در این مرحله، ایجاد شبکه ارتباطی جدید برای انتقال گاز است. شرکت پتروپارس به عنوان مجری این طرح، با ابلاغ قراردادهای ساخت تجهیزات دریایی به پیمانکاران داخلی، فرآیند بومیسازی قطعات حساس را دنبال میکند. با توجه به ماهیت پروژه، مدیریت اقلام با زمان تحویل طولانی (Long-lead Items) به عنوان گلوگاه اصلی پیشرفت فیزیکی شناسایی شده است. بر اساس برنامهریزیهای صورت گرفته، قراردادهای تامین تجهیزات دوار و ساخت عرشههای اصلی در پاییز 1405 نهایی خواهد شد تا تمامی ارکان عملیاتی طرح، پیش از رسیدن به مراحل بحرانی افت فشار مخزن، آماده بهرهبرداری باشند.
این رویکرد ترکیبی، در واقع تلاش برای تغییر پارادایم از تکیه صرف بر تاسیسات دریایی، به سمت توزیع هوشمند فشارافزایی میان خشکی و دریا است تا ضمن کاهش هزینههای اولیه، ریسکهای تامین گاز در شرایط پیک مصرف به حداقل برسد.
در مجموع، آنچه در حال وقوع در میدان مشترک پارس جنوبی است، فراتر از یک پروژه مهندسی ساده، یک تغییر پارادایم در مدیریت منابع انرژی ایران است. با رسیدن به مرحلهای که فشار طبیعی مخزن دیگر قادر به پاسخگویی به نیازهای فزاینده شبکه نیست، صنعت نفت ایران از دوران استخراج مبتنی بر فشار مخزن به دوران تولید مبتنی بر مهندسی فشار وارد شده است.
اجرای سناریوی ترکیبی (Onshore-Offshore)، نشاندهنده بلوغ فکری در مدیریت بحران است؛ چرا که با تقسیمبندی وظایف میان فاز اضطراری خشکیمحور و فاز تثبیت دریامحور، همزمان با مدیریت ناترازیهای فصول پرمصرف، به دنبال تضمین بازیافت پایدار و بلندمدت از مخزن است. این رویکرد هوشمندانه، ریسکهای ناشی از تمرکز صرف بر تاسیسات دریایی را کاهش داده و با ایجاد لایههای مختلف فشارافزایی، یک شبکه دفاعی چندجانبه در برابر افت فشار ایجاد میکند.
با این حال، موفقیت این استراتژی بزرگ، به دو عامل حیاتی بستگی دارد؛ نخست مدیریت دقیق گلوگاههای تامین و سرعت عمل در نهاییسازی قراردادهای ساخت تجهیزات و عرشهها تا پاییز 1405 و دوم، میزان موفقیت در بومیسازی قطعات حساس و تجهیزات دوار توسط پیمانکاران داخلی.
در نهایت، اگر این طرح ترکیبی بتواند با دقت زمانی لازم، پیش از رسیدن به نقاط بحرانی افت فشار عملیاتی شود، نه تنها امنیت گاز کشور در دوران پیک مصرف تضمین خواهد شد، بلکه الگویی نوین از تولید صیانتی در صنعت نفت ایران پدید خواهد آمد که میتواند تجربهای ارزشمند برای مدیریت سایر میدانهای گازی در آینده باشد.
