به گزارش خبرنگار مهر به نقل از شرکت نفت مناطق مرکزی ایران، پایداری جریان تولید نفت و گاز کشور تنها به ظرفیت اسمی مخازن گره نخورده است، بلکه استمرار تولید در درازمدت حاصل هم‌افزایی مدیریت مخزن، نگهداشت مداوم چاه‌ها، آماده‌به‌کاری ادوات و تاسیسات، به سرانجام رساندن طرح‌های توسعه‌ای و بهره‌گیری حداکثری از زیرساخت‌های موجود است. این رویکرد راهبردی در حوزه‌های عملیاتی شرکت نفت مناطق مرکزی ایران—از مخازن گازی زاگرس جنوبی تا تاسیسات تولید و ذخیره‌سازی در شرق و حوزه‌های نفت و گاز غرب کشور که هریک مختصات زمین‌شناختی، اقتضايات فنی و الزامات ویژه‌ای دارند—اهمیتی دوچندان دارد.
کارنامه 6 ماهه نخست سال 1405 این مجموعه نشان‌دهنده تحقق تولید فراتر از برنامه‌های مصوب در چند حوزه کلیدی است. در زاگرس جنوبی، اهداف تولید گاز با تحقق 106 درصدی و تولید نفت با ثبت 101 درصدی همراه بوده است. همچنین در مناطق عملیاتی غرب کشور، برنامه تکلیفی تولید نفت با تحقق 103 درصدی و تولید گاز در میدان تنگ‌بیجار با رقم 106 درصدی روبه‌رو شد و در شرق کشور نیز حجم گاز تولیدی نسبت به مدت مشابه سال قبل رشدی معادل یک میلیارد مترمکعب را تجربه کرد.
این آمار در کنار عملیات حفاری، بازسازی و تعمیر چاه‌ها، گسترش خطوط انتقال، ارتقای ظرفیت بهره‌برداری و ذخیره‌سازی، نمایانگر کوشش‌های مستمر این مجموعه جهت صیانت از توان برداشت و پاسخ به نیازهای انرژی کشور است.
زاگرس جنوبی؛ اولویت تولید گاز و نگهداشت ظرفیت میدان‌ها
حوزه‌های عملیاتی زاگرس جنوبی از ارکان بنیادین تولید گاز در ساختار شرکت نفت مناطق مرکزی ایران به حساب می‌آیند. کارنامه این بخش در نیمه ابتدایی سال 1405 حاکی از پیشی گرفتن تولید نفت و گاز از برنامه‌های مصوب است؛ به‌گونه‌ای که گاز 106 درصد و نفت 101 درصد محقق شده است.
طبق گزارش‌های آماری شرکت بهره‌برداری نفت و گاز زاگرس جنوبی، حجم گاز تولیدی این حوزه در نیمه نخست سال به حدود 24 میلیارد و 945 میلیون مترمکعب رسید. علاوه بر این، در همین بازه زمانی 6 میلیون و 700 هزار بشکه میعانات گازی و نزدیک به یک میلیون و 400 هزار بشکه نفت خام تولید شد که این رقم تولید گاز، تقریبا 6 درصد بالاتر از تعهد تکلیفی مصوب به ثبت رسیده است.
وزن این دستاورد با بررسی سهم میدان‌های اصلی روشن‌تر می‌شود؛ چرا که نزدیک به 41 درصد از مجموع گاز زاگرس جنوبی را میدان‌های پارسیان تامین می‌کنند؛ سهمی چشمگیر که لزوم مراقبت از چاه‌ها، تاسیسات و به سرانجام رساندن پروژه‌های پشتیبان را آشکار می‌سازد.
در صنعت گاز، استمرار توان تولید صرفا به اتکای چاه‌های در مدار میسر نمی‌شود؛ عواملی نظیر افت فشار مخازن، وضعیت فنی چاه‌ها، ظرفیت فرآورشی و لزوم اجرای تعمیرات اساسی بر حجم گاز تحویلی اثرگذارند. بنابراین، احداث و راه‌اندازی ایستگاه‌های تقویت فشار و احداث زیرساخت‌های جانبی در کنار حفظ چاه‌ها، بخشی از برنامه تثبیت توان برداشت تلقی می‌شود.
در همین راستا، طرح‌های احداث ایستگاه‌های تقویت فشار در میدان‌های تابناک، کنگان و هما از اولویت‌های مهم زاگرس جنوبی به شمار می‌روند؛ پروژه‌هایی که با هدف پشتیبانی از نرخ برداشت و بهبود شرایط عملیاتی دنبال می‌شوند و تکمیل سر وقت آن‌ها نقشی بنیادین در صیانت از توان تولیدی منطقه دارد.
همچنین، برنامه حفاری و تعمیر نزدیک به 20 حلقه چاه نفت و گاز در افق پنج‌ساله شرکت زاگرس جنوبی بر پایه همین ضرورت پایه‌ریزی شده است. حفر چاه‌های نوین ظرفیت‌های تازه‌ای ایجاد می‌کند و عملیات تعمیری روی چاه‌های موجود نیز ظرفیت‌های افت‌کرده یا متوقف را به مدار بازمی‌گرداند؛ هرچند خروجی نهایی هر عملیات تابع ویژگی‌های فنی مخزن و چاه خواهد بود.
علاوه بر این، برای فصل سرما و بازه چهارماهه زمستان، تولید روزانه زاگرس جنوبی حدود 161 میلیون مترمکعب گاز پیش‌بینی شده، در شرایطی که تعهد رسمی برای این دوره 159 میلیون و 600 هزار مترمکعب است. برای همین بازه، تولید روزانه نزدیک به 15 هزار و 500 بشکه نفت نیز در دستور کار قرار دارد.
اختلاف میان پیش‌بینی تولید و سهمیه تکلیفی، بیانگر پتانسیل برنامه‌ریزی‌شده‌ای است که تحقق آن به وضعیت چاه‌ها، سلامت تجهیزات و فرآیندهای عملیاتی گره خورده است؛ از این رو، نگهداشت ظرفیت در زاگرس جنوبی نه صرفا یک شاخص آماری، بلکه بازوی اصلی پایدارسازی سوخت در زمان اوج تقاضاست.
شرق کشور؛ جهش تولید و تثبیت ذخایر برای روزهای سرد
در شرق کشور، فعالیت‌های شرکت بهره‌برداری نفت و گاز شرق با ترکیبی از جهش تولید مخازن، افزایش ظرفیت چاه‌ها و استفاده از قابلیت‌های ذخیره‌سازی به پیش رفته است. بنا بر آمارها، تولید گاز این منطقه در نیمه اول سال 1405 در قیاس با زمان مشابه سال گذشته یک میلیارد مترمکعب افزایش نشان می‌دهد؛ رقمی که اهمیت این حوزه را در ثبات انرژی استان‌های شمال‌شرق کشور نمایان می‌سازد.
میدان‌های گازی خانگیران، توس و گنبدلی بخش‌های محوری این چرخه هستند. در کنار توان تولیدی مخازن، واحدهای فرآورش، خطوط لوله و تاسیسات ذخیره‌سازی نیز تضمین‌کننده پایداری این چرخه هستند؛ به‌ویژه در جغرافیای سردسیر که علاوه‌بر حجم روزانه، آمادگی برای تامین پیک مصرف و تداوم کارکرد ماشین‌آلات اهمیتی تعیین‌کننده دارد.
در حوزه حفر و راه‌اندازی چاه‌ها، چاه شماره 97 خانگیران با توان بازدهی روزانه یک میلیون و 300 هزار مترمکعب گاز به بهره‌برداری پیوست. افزون بر این، عملیات حفاری چاه شماره 4 میدان توس خاتمه یافته و پیش‌بینی شده است با تکمیل سازه‌های روسطحی، در میانه فصل پاییز در مدار تولید قرار گیرد.
افزوده شدن این چاه‌های تازه، چنانچه به ظرفیت‌های مدنظر برسد، پشتوانه عرضه گاز در شرق را تحکیم می‌کند؛ البته میزان واقعی مشارکت آن‌ها در تامین خطوط به شرایط رفتاری مخزن، آزمایش‌های جریان، ساخت تاسیسات و ظرفیت انتقال بستگی خواهد داشت. به همین سبب، احداث سازه‌های روسطحی و اتصال چاه به تاسیسات جمع‌آوری هم‌پای اتمام حفاری حايز اهمیت است.
ذخیره‌سازی گاز؛ بازوی مکمل تولید میدانی
یکی از نقاط قوت زیرساختی در شرق کشور، برخورداری از مخزن ذخیره‌سازی شوریجه است. بر پایه داده‌ها، تا انتهای نیمه اول سال بیش از یک میلیارد و 770 میلیون مترمکعب گاز به مخزن شوریجه D تزریق شده که نشانگر پوشش 107 درصدی برنامه‌های پیش‌بینی‌شده است.
فرآیند ذخیره‌سازی گاز جایگزین اصل تولید مخازن نیست، بلکه اهرمی برای پاسخ به افت‌وخیزهای فصلی مصرف تلقی می‌شود تا گاز مازاد فصول گرم، در روزهای سرد زمستان و مقاطع اوج تقاضا یا محدودیت‌های تولید و انتقال، بازتولید شده و کمبود شبکه را برطرف سازد؛ امری که تاب‌آوری خطوط سراسری را بهبود می‌دهد.
بر اساس جزيیات منعکس‌شده درباره نفت و گاز شرق، اهدافی چون توان تزریق 10 میلیون مترمکعبی و بازتولید 18 میلیون مترمکعب گاز نیز دیده می‌شود؛ شاخص‌هایی که برای تطبیق دقیق با کارنامه واقعی، باید تفکیک ظرفیت روزانه از حجم کل و دوره‌ای آن‌ها مورد سنجش فنی قرار گیرد.
هم‌راستا با فرآیندهای تولید و ذخیره‌سازی، حفظ سلامت تجهیزات، پایش فنی و پایبندی به استانداردها لازمه مداومت بهره‌برداری در این منطقه به شمار می‌آید. طبق آمار، در 6 ماه نخست امسال افزون بر 18 هزار نفرساعت دوره‌های آموزشی ایمنی در نفت و گاز شرق برگزار شده، بیش از 10 هزار مجوز ایمنی کارهای گرم و سرد صادر گشته و 4 نوبت مانور تخصصی به مرحله اجرا درآمده است.
این دست اقدامات فنی و پیشگیرانه به ارتقای توان انسانی و تاب‌آوری ماشین‌آلات در وضعیت‌های سخت کمک شایانی می‌کند؛ مناطقی که هر افت دمایی شدید فورا تقاضای گاز را جهش می‌دهد و مدیریت هم‌پیوند برداشت، ذخیره‌سازی، ایمنی و اعتمادپذیری فنی ضرورت دارد.
غرب کشور؛ عبور از اهداف تکلیفی و تجمیع گازهای همراه نفت
در حوزه عملیاتی شرکت بهره‌برداری نفت و گاز غرب، کارنامه نیمه ابتدایی 1405 نمایانگر تحقق 103 درصدی سهمیه تولید نفت و 106 درصدی استخراج گاز از میدان تنگ‌بیجار است. این خطه عملیاتی با توجه به پراکندگی سایت‌ها، شرایط توپوگرافی و قرارگیری در موقعیت‌های جغرافیایی کوهستانی و صعب‌العبور، نیازمند پایش مداوم ادوات و برقراری پیوسته راه‌های دسترسی به سرچاه‌هاست.
به موازات صیانت از آهنگ تولید نفت و گاز، مقوله زیرساختی مهم دیگر در غرب، جمع‌آوری و مهار گازهای همراه نفت است؛ منبعی که هنگام استخراج نفت رها می‌شود و در نبود زیرساخت انتقال تلف خواهد شد. اجرای خطوط لوله موجب هدایت این گاز به مراکز فرآورشی و استفاده بهینه از آن می‌شود.
در همین چارچوب، احداث خط لوله 12 اینچی دانان به درازای 48 کیلومتر برای انتقال روزانه 15 میلیون فوت‌مکعب گاز همراه نفت به تاسیسات تقویت فشار دهلران در زمره برنامه‌هاست. راه‌اندازی این خط، گام پایانی زنجیره خوراک کارخانه ان‌جی‌ال 3100 خواهد بود و پیوند خطوط استخراج، گردآوری گاز و فرآورش نهایی را مستحکم می‌سازد.
ارزش واقعی این قبیل طرح‌ها صرفا معادل لوله‌گذاری نیست، بلکه حلقه اتصالی است که گازهای سرچاهی را وارد شبکه فرآورش کرده و ارزش اسمی را به بهره‌وری عملیاتی تبدیل می‌کند؛ هرچند تعیین سودآوری قطعی و حجم دقیق عایدی آن نیازمند نتایج پس از بهره‌برداری است.
در حوزه نگهداری تاسیسات نیز فعالیت‌هایی چون بازگشایی مسیر باباحبیب، نوسازی سیستم‌های مخابراتی مراکز عملیاتی، بهینه‌سازی ادوات خدمات فنی سرچاهی، اورهال تجهیزات و توربین‌ها، بازسازی اتاق‌های فرمان مناطق دهلران و سرکان و اصلاح سامانه پساب نمک‌زدایی دهلران اجرایی شده است.
این تدابیر، تمام اضلاع چرخه استخراج را در بر می‌گیرد؛ راه‌های مناسب ترابری انتقال پرسنل و ماشین‌آلات را روان می‌سازد، آماده‌به‌کاری توربین‌ها اطمینان از فرآیندها را بالا می‌برد و اصلاح سیستم‌های پالایشی و کنترلی ریسک تولید را کاهش می‌دهد که همگی در مناطق کوهستانی و صعب‌العبور از توقف‌های ناخواسته جلوگیری می‌کنند.
از سویی دیگر، شاخص‌های ایمنی فرآیندی تضمین‌کننده تولید پایدار در غرب کشور است؛ به گونه‌ای که ظرف دو سال و نیم گذشته هیچ‌گونه حادثه فرآیندی در حوزه نفت و گاز غرب گزارش نشده است که این ثبات ناشی از بازرسی‌های منظم، کنترل مخاطرات، سلامت تجهیزات و رعایت شیوه‌نامه‌های ایمنی است.
پیوستگی آمارهای استخراج با پایداری ظرفیت‌های عملیاتی
بررسی وضعیت سه شرکت زیرمجموعه نفت مناطق مرکزی نشان می‌دهد که افزایش نرخ تولید و پایدارسازی توان برداشت، تابعی از زنجیره‌ای از مولفه‌هاست. در زاگرس جنوبی افزایش تولید در هم‌سویی با احداث ایستگاه‌های تقویت فشار و تعمیرات اساسی چاه‌ها پیش می‌رود. در شرق، بالا رفتن ظرفیت با توسعه چاه‌های خانگیران و توس و مانور بر روی مخزن شوریجه همراه شده است و در مناطق غرب، رکوردشکنی تولید به مهار گازهای مشعل و اعتمادپذیری تاسیسات پیوند خورده است.
نقطه اشتراک در همه این حوزه‌ها، لزوم تبدیل توان بالقوه میدان‌ها به جریان پایدار و قابل انتقال انرژی است. صرف آماده بودن چاه بدون شبکه انتقال، گاز و نفتی به سامانه اضافه نمی‌کند، همان‌گونه که ساخت خطوط انتقال و پالایشگاه‌ها بدون برداشت پایدار از چاه‌ها کارساز نخواهد بود؛ از این رو هم‌راستایی فعالیت‌های حفاری، تعمیرات، نگهداری و توسعه زیرساخت‌ها ضامن تداوم کارایی است.
افزون بر آن، تدارک برای مصارف فصول سرد، مستلزم نگاه هم‌پیوند به استخراج روزانه، موجودی ذخیره‌سازی، ظرفیت تخلیه مجدد و سلامت سامانه‌هاست. جهش تقاضای گاز در زمستان، ضریب حساسیت تجهیزات را بالا می‌برد و هر رخنه در فرآیند تولید، پالایش یا انتقال، حجم گاز تحویلی را با چالش روبه‌رو می‌کند.
با این اوصاف، ارقام به ثبت رسیده در نیمه نخست سال را باید در پیوند مستقیم با اقدامات توسعه‌ای و فنی سنجید؛ هرچند فراتر رفتن از برنامه‌ها موفقیتی در این بازه است، اما تداوم آن در نیمه دوم سال به رفتار مخازن، ثبات چاه‌ها، نتایج تعمیرات و کارایی بهره‌برداری بستگی تام دارد.
شرکت نفت مناطق مرکزی ایران به‌منظور ایفای نقش راهبردی خود در تراز انرژی، ملزم به توازن‌بخشی میان صیانت از ظرفیت‌های دایر و راه‌اندازی پروژه‌های جدید است. تداوم برنامه‌های نگهداشت، تکمیل چاه‌های ناتمام، توسعه شبکه‌های جمع‌آوری و انتقال و بهره‌برداری هوشمندانه از مخازن زیرزمینی ذخیره‌سازی، ستون‌های این مسیر هستند؛ مسیری که شاخص ارزیابی نهایی آن، حفظ پایداری انرژی و ارسال بی‌وقفه سوخت در سراسر سال خواهد بود.
