خبرگزاری آریا - تحقق بیش از برنامه تولید نفت و گاز در مناطق عملیاتی زاگرس جنوبی و غرب کشور، افزایش یک میلیارد مترمکعبی تولید گاز در شرق کشور و توسعه ظرفیت ذخیره‌سازی و انتقال گاز، بخشی از عملکرد شرکت نفت مناطق مرکزی ایران در نیمه نخست سال 1405 است؛ عملکردی که با تداوم عملیات نگهداشت، تکمیل چاه‌ها و آماده‌سازی زیرساخت‌ها برای فصل سرد پیوند خورده است.
به گزارش خبرنگار شانا، تأمین پایدار نفت و گاز، تنها به ظرفیت اسمی میدان‌ها وابسته نیست؛ آنچه تولید را در بلندمدت حفظ می‌کند، ترکیبی از مدیریت مخازن، نگهداشت چاه‌ها، آماده‌به‌کاری تجهیزات، تکمیل طرح‌های توسعه‌ای و استفاده بهینه از ظرفیت تأسیسات موجود است. این موضوع در مناطق عملیاتی شرکت نفت مناطق مرکزی ایران، از میدان‌های گازی زاگرس جنوبی تا تأسیسات تولید و ذخیره‌سازی شرق کشور و میدان‌های نفتی و گازی غرب، اهمیت ویژه‌ای دارد؛ مناطقی که هرکدام با ویژگی‌های زمین‌شناسی، شرایط عملیاتی و نیازهای متفاوتی روبه‌رو هستند.
کارنامه نیمه نخست سال 1405 این شرکت از تحقق فراتر از برنامه تولید در چند منطقه عملیاتی حکایت دارد. در زاگرس جنوبی، برنامه تولید گاز 106 درصد و برنامه تولید نفت 101 درصد محقق شده است. در غرب کشور نیز تولید نفت به 103 درصد برنامه تکلیفی و تولید گاز میدان تنگ‌بیجار به 106 درصد برنامه رسیده است. در شرق کشور، تولید گاز نسبت به مدت مشابه پارسال یک میلیارد مترمکعب افزایش یافته است.
این ارقام در کنار برنامه‌های حفاری و تعمیر چاه‌ها، توسعه خطوط انتقال، افزایش ظرفیت تولید و ذخیره‌سازی گاز، تصویری از اقدام‌های این شرکت برای حفظ توان تولیدی و پاسخ‌گویی به نیازهای انرژی کشور ارائه می‌دهد.
زاگرس جنوبی؛ تکیه بر تولید گاز و نگهداشت ظرفیت میدان‌ها
مناطق عملیاتی زاگرس جنوبی یکی از بخش‌های مهم تولید گاز در مجموعه شرکت نفت مناطق مرکزی ایران به شمار می‌روند. عملکرد این منطقه در نیمه نخست سال 1405 نشان می‌دهد که تولید نفت و گاز از برنامه‌های مصوب عبور کرده است؛ به‌گونه‌ای که 106 درصد برنامه تولید گاز و 101 درصد برنامه تولید نفت محقق شده است.
بر اساس آمار اعلام‌شده از سوی شرکت بهره‌برداری نفت و گاز زاگرس جنوبی، تولید گاز این منطقه در نیمه نخست سال به حدود 24 میلیارد و 945 میلیون مترمکعب رسید. همچنین، در این مدت 6 میلیون و 700 هزار بشکه مایعات گازی و حدود یک میلیون و 400 هزار بشکه نفت تولید شد. میزان تولید گاز حدود 6 درصد بیشتر از تعهد تکلیفی این دوره بود.
اهمیت این عملکرد زمانی روشن‌تر می‌شود که سهم میدان‌های اصلی در تأمین گاز منطقه در نظر گرفته شود. حدود 41 درصد تولید گاز زاگرس جنوبی از میدان‌های گازی پارسیان تأمین می‌شود؛ سهمی که جایگاه این میدان‌ها را در حفظ تولید و ضرورت توجه به وضع چاه‌ها، تأسیسات و پروژه‌های پشتیبان برجسته می‌کند.
در صنعت گاز، حفظ ظرفیت تولید تنها با اتکا به چاه‌های موجود امکان‌پذیر نیست. افت فشار مخزن، شرایط چاه‌ها، محدودیت‌های تأسیساتی و نیاز به تعمیرات دوره‌ای، همگی بر میزان گاز قابل تحویل اثر می‌گذارند. از همین رو، توسعه ایستگاه‌های تقویت فشار و تکمیل زیرساخت‌های مرتبط با میدان‌های تولیدی، در کنار نگهداشت چاه‌ها، بخشی از مسیر تثبیت تولید به شمار می‌رود.
در زاگرس جنوبی، پروژه‌های مرتبط با ایستگاه‌های تقویت فشار میدان‌های تابناک، کنگان و هما ازجمله طرح‌های مورد توجه هستند. این پروژه‌ها با هدف پشتیبانی از ظرفیت تولید و بهبود شرایط بهره‌برداری دنبال می‌شوند و تکمیل به‌موقع آن‌ها می‌تواند در حفظ توان تولیدی میدان‌ها اهمیت داشته باشد.
برنامه حفاری و تعمیر حدود 20 حلقه چاه در افق پنج‌ساله شرکت بهره‌برداری نفت و گاز زاگرس جنوبی نیز در همین چهارچوب قرار می‌گیرد. حفاری چاه‌های تازه، ظرفیت تولیدی تازه‌ای ایجاد می‌کند و تعمیر چاه‌های موجود می‌تواند بخشی از ظرفیت ازدست‌رفته یا محدودشده را به چرخه بازگرداند. بااین‌حال، میزان اثرگذاری هر عملیات به شرایط فنی چاه و نتایج نهایی عملیات وابسته است.
برنامه تولید این منطقه برای چهار ماه فصل سرد نیز روزانه حدود 161 میلیون مترمکعب گاز پیش‌بینی شده است؛ درحالی‌که تعهد تکلیفی اعلام‌شده برای این دوره روزانه 159 میلیون و 600 هزار مترمکعب است. تولید روزانه حدود 15 هزار و 500 بشکه نفت نیز برای این بازه در نظر گرفته شده است.
فاصله میان برنامه تولید و تعهد تکلیفی، ظرفیت برنامه‌ریزی‌شده‌ای را نشان می‌دهد که تحقق آن به پایداری چاه‌ها، آماده‌به‌کاری تجهیزات و شرایط عملیاتی میدان‌ها وابسته است. از این منظر، نگهداشت تولید در زاگرس جنوبی نه‌فقط یک هدف کمی، بلکه بخشی از برنامه تأمین پایدار گاز در دوره افزایش مصرف به شمار می‌رود.
شرق کشور؛ افزایش تولید و تقویت پشتوانه تأمین گاز زمستانی
در شرق کشور، عملکرد شرکت بهره‌برداری نفت و گاز شرق ترکیبی از افزایش تولید میدان‌ها، توسعه ظرفیت چاه‌ها و استفاده از ظرفیت ذخیره‌سازی گاز است. بر اساس آمار اعلام‌شده، تولید گاز این شرکت در نیمه نخست سال 1405 نسبت به مدت مشابه سال گذشته یک میلیارد مترمکعب افزایش یافته است؛ افزایشی که ظرفیت تولیدی منطقه را در تأمین گاز استان‌های شمال‌شرق کشور برجسته می‌کند.
میدان‌های خانگیران، توس و گنبدلی از بخش‌های مهم زنجیره تولید گاز در این منطقه هستند. افزون‌بر تولید میدان‌ها، تأسیسات فرآورش و انتقال و مخازن ذخیره‌سازی نیز در پایداری تأمین گاز نقش دارند. در مناطق سردسیر، اهمیت این زنجیره تنها به میزان تولید روزانه محدود نیست؛ توان افزایش تحویل در روزهای اوج مصرف و آمادگی تجهیزات برای فعالیت مستمر نیز اهمیت دارد.
در بخش توسعه چاه‌ها، چاه شماره 97 میدان خانگیران با ظرفیت تولید روزانه یک میلیون و 300 هزار مترمکعب گاز وارد چرخه شده است. همچنین، عملیات حفاری چاه شماره 4 میدان توس پایان یافته و بهره‌برداری از آن پس از نصب تأسیسات روسطحی برای اواسط پاییز پیش‌بینی شده است.
ورود چاه‌های تازه به چرخه، در صورت تحقق ظرفیت پیش‌بینی‌شده، می‌تواند بخشی از پشتوانه تولید منطقه را تقویت کند. بااین‌حال، سهم نهایی این چاه‌ها در تولید به شرایط مخزن، نتایج آزمایش‌های بهره‌دهی، تکمیل تأسیسات و امکان انتقال گاز وابسته است. به همین دلیل، تکمیل عملیات روسطحی و اتصال چاه به شبکه جمع‌آوری و فرآورش، به‌اندازه پایان حفاری اهمیت دارد.
ذخیره‌سازی، مکمل تولید میدان‌ها
یکی از مزیت‌های عملیاتی شرق کشور، برخورداری از ظرفیت ذخیره‌سازی گاز در مخزن شوریجه است. بر اساس اطلاعات اعلام‌شده، تا پایان نیمه نخست سال بیش از یک میلیارد و 770 میلیون مترمکعب گاز در مخزن شوریجه D تزریق شده است؛ رقمی که 107 درصد برنامه مصوب این دوره را تشکیل می‌دهد.
ذخیره‌سازی گاز به‌خودی‌خود جایگزین تولید مستمر میدان‌ها نیست، بلکه ابزاری برای مدیریت نوسان مصرف در طول سال به شمار می‌رود. در دوره‌های کم‌مصرف، گاز به مخزن تزریق می‌شود تا در روزهای اوج مصرف و محدودیت احتمالی تولید یا انتقال، امکان بازتولید و تحویل آن فراهم شود. بنابراین، عملکرد مناسب مخزن ذخیره‌سازی در کنار پایداری تولید میدان‌ها، می‌تواند انعطاف‌پذیری شبکه تأمین گاز را افزایش دهد.
در اطلاعات منتشرشده درباره شرکت بهره‌برداری نفت و گاز شرق، ظرفیت ذخیره‌سازی 10 میلیون مترمکعب گاز و هدف بازتولید 18 میلیون مترمکعب گاز نیز مطرح شده است. برای مقایسه دقیق این شاخص‌ها با عملکرد واقعی منطقه، باید مشخص شود هر رقم به ظرفیت روزانه، حجم ذخیره‌سازی یا هدف عملیاتی دوره‌ای اشاره دارد؛ زیرا این شاخص‌ها از نظر فنی قابل جایگزینی با یکدیگر نیستند.
در کنار تولید و ذخیره‌سازی، آماده‌به‌کاری تأسیسات، بازرسی تجهیزات و رعایت الزام‌های ایمنی نیز از ضرورت‌های استمرار فعالیت در منطقه است. بر اساس اطلاعات اعلام‌شده، در نیمه نخست سال بیش از 18 هزار نفرساعت آموزش ایمنی در شرکت بهره‌برداری نفت و گاز شرق برگزار شده، بیش از 10 هزار مجوز کار گرم و سرد صادر شده و چهار مانور عملیاتی انجام شده است.
این اقدام‌ها در کنار برنامه‌های تولیدی و تعمیراتی، به آمادگی سرمایه انسانی و تجهیزات برای فعالیت در شرایط عملیاتی مختلف کمک می‌کند. در منطقه‌ای که کاهش دما می‌تواند نیاز به تحویل گاز را به‌سرعت افزایش دهد، مدیریت هم‌زمان تولید، ذخیره‌سازی، ایمنی و قابلیت اطمینان تجهیزات اهمیت مضاعفی دارد.
غرب کشور؛ فراتررفتن از تعهد تولید و تکمیل زنجیره جمع‌آوری گاز
در مناطق عملیاتی غرب کشور، عملکرد نیمه نخست سال 1405 از تحقق 103 درصدی برنامه تولید نفت و 106 درصدی برنامه تولید گاز میدان تنگ‌بیجار حکایت دارد. این منطقه به دلیل پراکندگی تأسیسات، شرایط جغرافیایی و قرارگرفتن بخشی از میدان‌ها در مناطق سخت‌گذر، به نگهداشت مستمر تجهیزات و دسترسی مناسب به چاه‌ها و تأسیسات وابستگی بالایی دارد.
در کنار حفظ تولید نفت و گاز، یکی از محورهای مهم توسعه زیرساخت در این منطقه، جمع‌آوری و انتقال گاز همراه نفت است. گاز همراه در فرایند تولید نفت از مخزن خارج می‌شود و در صورت فراهم‌نبودن زیرساخت جمع‌آوری و انتقال، امکان استفاده بهینه از آن محدود خواهد شد. احداث خطوط لوله و تکمیل زنجیره انتقال، زمینه بهره‌برداری از این گاز را در تأسیسات فرآورشی فراهم می‌کند.
در همین زمینه، خط لوله 12 اینچ دانان به طول 48 کیلومتر برای انتقال 15 میلیون فوت‌مکعب گاز همراه نفت به ایستگاه تقویت فشار دهلران در برنامه قرار دارد. تکمیل این خط لوله، حلقه نهایی زنجیره تأمین خوراک کارخانه ان‌جی‌ال 3100 را تکمیل می‌کند و می‌تواند ارتباط میان تولید میدان‌ها، جمع‌آوری گاز همراه و فرآورش آن را تقویت کند.
ارزش عملیاتی چنین طرح‌هایی فقط به احداث خط لوله محدود نیست؛ تکمیل زنجیره جمع‌آوری گاز، امکان انتقال جریان تولیدی به تأسیسات پایین‌دست را فراهم کرده و ظرفیت موجود را به امکان واقعی بهره‌برداری تبدیل می‌کند. بااین‌حال، ارزیابی میزان افزایش تولید قابل استحصال یا منافع اقتصادی طرح، به داده‌های بهره‌برداری و عملکرد نهایی آن نیاز دارد.
در بخش نگهداشت تجهیزات نیز اقدام‌هایی ازجمله بازگشایی جاده باباحبیب، توسعه زیرساخت‌های ارتباطی مناطق عملیاتی، ارتقای تجهیزات خدمات فنی چاه‌ها، تعمیرات اساسی ماشین‌آلات و توربین‌ها، بازسازی اتاق‌های کنترل دهلران و سرکان و اصلاح سیستم پساب واحد نمک‌زدایی دهلران مطرح شده است.
این مجموعه اقدام‌ها، بخش‌های مختلف چرخه تولید را پوشش می‌دهد. دسترسی جاده‌ای مناسب امکان اعزام نیرو و تجهیزات را بهبود می‌بخشد، آماده‌به‌کاری ماشین‌آلات و توربین‌ها در قابلیت اطمینان تأسیسات مؤثر است و اصلاح سیستم‌های کنترلی و فرایندی می‌تواند شرایط بهره‌برداری را بهبود دهد. در منطقه‌ای با میدان‌های پراکنده و شرایط جغرافیایی دشوار، هریک از این عوامل می‌تواند در کاهش وقفه‌های عملیاتی و حفظ تولید نقش داشته باشد.
از سوی دیگر، ایمنی فرایند نیز یکی از الزام‌های تولید پایدار در غرب کشور است. بر اساس اطلاعات منتشرشده، در دو سال و نیم گذشته حادثه فرایندی در شرکت بهره‌برداری نفت و گاز غرب ثبت نشده است. تداوم این وضع مستلزم اجرای منظم برنامه‌های بازرسی، مدیریت ریسک، نگهداشت تجهیزات و رعایت دستورالعمل‌های ایمنی در تمام مراحل تولید است.
از آمار تولید تا پایداری ظرفیت عملیاتی
عملکرد سه منطقه عملیاتی شرکت نفت مناطق مرکزی ایران نشان می‌دهد که افزایش تولید و حفظ ظرفیت برداشت، به مجموعه‌ای از عوامل وابسته است. در زاگرس جنوبی، تولید بیش از برنامه در کنار توسعه ایستگاه‌های تقویت فشار و برنامه تعمیر و حفاری چاه‌ها دنبال می‌شود. در شرق کشور، افزایش تولید گاز با توسعه چاه‌های خانگیران و توس و عملکرد مخزن ذخیره‌سازی شوریجه همراه شده است. در غرب کشور نیز عبور از تعهد تولید، با تکمیل زیرساخت انتقال گاز همراه نفت و بهبود قابلیت اطمینان تجهیزات عملیاتی پیوند دارد.
وجه مشترک این سه منطقه، ضرورت تبدیل ظرفیت اسمی میدان‌ها به تولید پایدار و قابل تحویل است. چاه آماده تولید، بدون تأسیسات جمع‌آوری و انتقال کافی نمی‌تواند به‌تنهایی ظرفیت شبکه را افزایش دهد؛ همان‌طور که وجود خطوط انتقال و تأسیسات فرآورش نیز بدون تولید پایدار میدان‌ها، به معنای تحقق ظرفیت عملیاتی نیست. هماهنگی میان حفاری، تعمیرات، بهره‌برداری، نگهداشت و توسعه زیرساخت‌ها، حلقه اتصال این بخش‌هاست.
از سوی دیگر، برنامه‌ریزی برای فصل سرد نیازمند توجه هم‌زمان به تولید روزانه، ذخیره‌سازی، ظرفیت بازتولید و قابلیت اطمینان تأسیسات است. افزایش مصرف گاز در زمستان، اهمیت آماده‌به‌کاری چاه‌ها و تجهیزات را افزایش می‌دهد و هرگونه اختلال در حلقه‌های تولید، فرآورش یا انتقال می‌تواند بر میزان گاز قابل تحویل اثر بگذارد.
بر این اساس، ارقام تولید نیمه نخست سال را باید در کنار اقدام‌های عملیاتی و توسعه‌ای مناطق ارزیابی کرد. تحقق بیش از برنامه تولید، نشانه عملکرد مثبت در یک دوره مشخص است؛ اما حفظ این حجم تولید در ماه‌های بعد به وضع مخازن، پایداری چاه‌ها، نتایج عملیات تعمیراتی، تکمیل پروژه‌ها و شرایط بهره‌برداری وابسته خواهد بود.
شرکت نفت مناطق مرکزی ایران برای حفظ نقش خود در تأمین نفت و گاز کشور، ناگزیر است میان بهره‌برداری از ظرفیت‌های موجود و توسعه ظرفیت‌های تازه توازن برقرار کند. ادامه عملیات نگهداشت، تکمیل چاه‌های در دست توسعه، تقویت زیرساخت‌های جمع‌آوری و انتقال و استفاده مؤثر از ظرفیت ذخیره‌سازی، اجزای اصلی این مسیر به شمار می‌روند؛ مسیری که نتیجه آن نه‌فقط در آمار تولید یک دوره، بلکه در توان استمرار تولید و تحویل پایدار انرژی در طول سال سنجیده می‌شود.