عملکرد نفت مناطق مرکزی در سه منطقه عملیاتی
بررسی عملکرد مناطق عملیاتی شرکت نفت مناطق مرکزی ایران در نیمه نخست سال جاری، از تحقق بیش از برنامه تولید در زاگرس جنوبی و غرب کشور و رشد تولید گاز در شرق حکایت دارد. این نتایج در شرایطی ثبت شده‌اند که آماده‌به‌کاری تجهیزات، توسعه چاه‌ها، تعمیر تأسیسات و تکمیل شبکه‌های جمع‌آوری و انتقال گاز، از الزامات اصلی استمرار تولید به شمار می‌روند.
جدول زیر مهم‌ترین شاخص‌های اعلام‌شده برای این سه منطقه را نشان می‌دهد.
| منطقه عملیاتی | شاخص عملکرد | میزان ثبت‌شده |
|---|---|---|
| زاگرس جنوبی | تحقق برنامه تولید گاز | ۱۰۶ درصد |
| زاگرس جنوبی | تحقق برنامه تولید نفت | ۱۰۱ درصد |
| زاگرس جنوبی | تولید گاز در نیمه نخست سال | حدود ۲۴ میلیارد و ۹۴۵ میلیون مترمکعب |
| غرب کشور | تحقق برنامه تولید نفت | ۱۰۳ درصد |
| غرب کشور | تحقق برنامه تولید گاز تنگ‌بیجار | ۱۰۶ درصد |
| شرق کشور | افزایش تولید گاز نسبت به مدت مشابه سال قبل | یک میلیارد مترمکعب |
| شرق کشور | تزریق گاز به مخزن شوریجه D تا پایان نیمه نخست سال | بیش از یک میلیارد و ۷۷۰ میلیون مترمکعب |
| شرق کشور | تحقق برنامه تزریق گاز به شوریجه D | ۱۰۷ درصد |
زاگرس جنوبی؛ حفظ ظرفیت تولید با توسعه و تعمیر چاه‌ها
مناطق عملیاتی زاگرس جنوبی یکی از بخش‌های مهم تولید گاز در مجموعه نفت مناطق مرکزی ایران هستند. بر اساس آمار اعلام‌شده، این منطقه در نیمه نخست سال ۱۴۰۵ موفق شد ۱۰۶ درصد برنامه تولید گاز و ۱۰۱ درصد برنامه تولید نفت را محقق کند.
میزان تولید گاز زاگرس جنوبی در این دوره به حدود ۲۴ میلیارد و ۹۴۵ میلیون مترمکعب رسید. همچنین، تولید ۶ میلیون و ۷۰۰ هزار بشکه مایعات گازی و حدود یک میلیون و ۴۰۰ هزار بشکه نفت در کارنامه عملیاتی این منطقه ثبت شد. تولید گاز نیز حدود ۶ درصد بالاتر از تعهد تکلیفی دوره بود.
نقش میدان‌های گازی پارسیان در این عملکرد قابل توجه است؛ به‌طوری‌که حدود ۴۱ درصد از تولید گاز زاگرس جنوبی از این میدان‌ها تأمین می‌شود. استمرار تولید در چنین میدان‌هایی به مدیریت شرایط مخزن، حفظ توان چاه‌ها و آمادگی تجهیزات وابستگی دارد.
توسعه ایستگاه‌های تقویت فشار و برنامه تعمیر چاه‌ها
در کنار بهره‌برداری از ظرفیت‌های موجود، توسعه ایستگاه‌های تقویت فشار میدان‌های تابناک، کنگان و هما از محورهای مورد توجه در زاگرس جنوبی است. این طرح‌ها با هدف پشتیبانی از تولید و بهبود شرایط بهره‌برداری دنبال می‌شوند و تکمیل آن‌ها می‌تواند در حفظ ظرفیت تولید میدان‌ها مؤثر باشد.
همچنین، برنامه حفاری و تعمیر حدود ۲۰ حلقه چاه در افق پنج‌ساله شرکت بهره‌برداری نفت و گاز زاگرس جنوبی، بخشی از اقدامات این مجموعه برای نگهداشت ظرفیت تولید است. حفاری چاه‌های جدید می‌تواند ظرفیت تازه‌ای ایجاد کند و تعمیر چاه‌های موجود نیز امکان بازگرداندن بخشی از توان تولیدی محدودشده را فراهم می‌سازد.
برنامه پیش‌بینی‌شده تولید گاز زاگرس جنوبی برای چهار ماه فصل سرد، روزانه حدود ۱۶۱ میلیون مترمکعب است؛ درحالی‌که تعهد تکلیفی این دوره روزانه ۱۵۹ میلیون و ۶۰۰ هزار مترمکعب اعلام شده است. همچنین، تولید روزانه حدود ۱۵ هزار و ۵۰۰ بشکه نفت برای این بازه در نظر گرفته شده است.
تحقق این اهداف به شرایط فنی میدان‌ها، پایداری چاه‌ها، آماده‌به‌کاری تجهیزات و پیشرفت عملیات تعمیراتی وابسته است. ازاین‌رو، نگهداشت تولید در زاگرس جنوبی یکی از محورهای مهم برنامه‌ریزی برای پاسخ‌گویی به افزایش مصرف گاز در زمستان محسوب می‌شود.
شرق کشور؛ افزایش یک میلیارد مترمکعبی تولید گاز
شرکت بهره‌برداری نفت و گاز شرق در نیمه نخست سال ۱۴۰۵ توانسته است تولید گاز خود را در مقایسه با مدت مشابه سال گذشته یک میلیارد مترمکعب افزایش دهد. این رشد در کنار توسعه چاه‌ها و استفاده از ظرفیت ذخیره‌سازی، بخشی از تلاش‌های این منطقه برای تقویت توان تأمین گاز در شمال‌شرق کشور است.
میدان‌های خانگیران، توس و گنبدلی از بخش‌های مهم زنجیره تولید گاز در شرق کشور به شمار می‌روند. در این منطقه، پایداری تأمین انرژی تنها به میزان تولید روزانه محدود نیست؛ بلکه توان تحویل گاز در روزهای اوج مصرف، آمادگی تجهیزات و ظرفیت انتقال نیز اهمیت دارد.
ورود چاه جدید خانگیران به مدار تولید
چاه شماره ۹۷ میدان خانگیران با ظرفیت پیش‌بینی‌شده تولید روزانه یک میلیون و ۳۰۰ هزار مترمکعب گاز وارد چرخه تولید شده است. همچنین، عملیات حفاری چاه شماره ۴ میدان توس به پایان رسیده و بهره‌برداری از آن پس از نصب تأسیسات روسطحی برای اواسط پاییز پیش‌بینی شده است.
افزایش ظرفیت واقعی تولید این چاه‌ها به شرایط مخزن، نتایج آزمایش‌های بهره‌دهی، تکمیل تأسیسات سطحی و امکان اتصال به شبکه جمع‌آوری و فرآورش وابسته خواهد بود. به همین دلیل، تکمیل مراحل اجرایی پس از حفاری، نقش مهمی در تبدیل ظرفیت پیش‌بینی‌شده به تولید قابل تحویل دارد.
مخزن شوریجه؛ پشتوانه ذخیره‌سازی گاز برای روزهای سرد
ذخیره‌سازی گاز یکی از ابزارهای مدیریت نوسان مصرف در شبکه انرژی کشور است. در دوره‌های کم‌مصرف، بخشی از گاز به مخازن ذخیره‌سازی تزریق می‌شود تا امکان بازتولید و تحویل آن در دوره اوج مصرف فراهم باشد.
بر اساس اطلاعات اعلام‌شده، حجم تزریق گاز به مخزن شوریجه D تا پایان نیمه نخست سال از یک میلیارد و ۷۷۰ میلیون مترمکعب فراتر رفته است. این میزان معادل ۱۰۷ درصد برنامه مصوب تزریق در دوره مورد اشاره گزارش شده است.
عملکرد مخزن شوریجه در کنار افزایش تولید میدان‌های شرق کشور، می‌تواند به انعطاف‌پذیری بیشتر شبکه تأمین گاز کمک کند. بااین‌حال، ارزیابی ظرفیت واقعی تأمین در روزهای سرد به شاخص‌هایی مانند توان بازتولید روزانه، وضعیت تأسیسات و محدودیت‌های شبکه انتقال نیز وابسته است.
در اطلاعات منتشرشده درباره این منطقه، ارقام ۱۰ میلیون مترمکعب برای ظرفیت ذخیره‌سازی و ۱۸ میلیون مترمکعب برای هدف بازتولید نیز مطرح شده است. برای مقایسه دقیق این شاخص‌ها، باید دوره زمانی و تعریف فنی هر رقم مشخص باشد؛ زیرا حجم ذخیره‌شده و ظرفیت تولید یا بازتولید روزانه، معیارهای متفاوتی هستند.
تقویت آمادگی ایمنی و عملیاتی در شرق کشور
آماده‌سازی برای زمستان علاوه بر افزایش تولید و ذخیره‌سازی، به آمادگی نیروی انسانی و تجهیزات نیز وابسته است. طبق اطلاعات اعلام‌شده، در نیمه نخست سال بیش از ۱۸ هزار نفرساعت آموزش ایمنی در شرکت بهره‌برداری نفت و گاز شرق برگزار شده است.
همچنین، بیش از ۱۰ هزار مجوز کار گرم و سرد صادر شده و چهار مانور عملیاتی در این دوره انجام گرفته است. این اقدامات با هدف تقویت آمادگی کارکنان، مدیریت ریسک و افزایش توان واکنش به شرایط اضطراری انجام می‌شوند.
در شرایطی که افت دما می‌تواند تقاضای گاز در مناطق شمال‌شرق کشور را افزایش دهد، هماهنگی میان تولید، ذخیره‌سازی، نگهداشت تجهیزات و رعایت الزامات ایمنی اهمیت بیشتری پیدا می‌کند.
غرب کشور؛ تحقق بیش از برنامه تولید نفت و گاز
مناطق عملیاتی غرب کشور نیز در نیمه نخست سال ۱۴۰۵ عملکردی بالاتر از تعهدات تعیین‌شده ثبت کرده‌اند. بر اساس آمار اعلام‌شده، برنامه تولید نفت در این منطقه ۱۰۳ درصد و برنامه تولید گاز میدان تنگ‌بیجار ۱۰۶ درصد محقق شده است.
پراکندگی تأسیسات، شرایط جغرافیایی و دشواری دسترسی به برخی میدان‌ها، نگهداشت مستمر تجهیزات و آماده‌به‌کاری ماشین‌آلات را به یکی از نیازهای اصلی این منطقه تبدیل کرده است.
خط لوله دانان؛ تکمیل مسیر انتقال گاز همراه نفت
یکی از محورهای توسعه زیرساخت در غرب کشور، جمع‌آوری و انتقال گاز همراه نفت است. این گاز در جریان تولید نفت از مخزن خارج می‌شود و بهره‌برداری مؤثر از آن به وجود شبکه جمع‌آوری، خطوط انتقال و تأسیسات فرآورشی وابسته است.
در همین زمینه، احداث خط لوله ۱۲ اینچ دانان به طول ۴۸ کیلومتر برای انتقال روزانه ۱۵ میلیون فوت‌مکعب گاز همراه نفت به ایستگاه تقویت فشار دهلران در برنامه قرار دارد. تکمیل این خط لوله، ارتباط میان تولید میدان‌ها و کارخانه ان‌جی‌ال ۳۱۰۰ را تقویت می‌کند و می‌تواند به تکمیل زنجیره جمع‌آوری و فرآورش گاز همراه کمک کند.
اهمیت این پروژه به اتصال بخش‌های مختلف زنجیره تولید و انتقال محدود نمی‌شود؛ فراهم‌شدن امکان انتقال گاز به تأسیسات پایین‌دست، زمینه استفاده مؤثرتر از ظرفیت‌های موجود را نیز فراهم می‌کند. میزان اثر نهایی طرح بر تولید قابل استحصال و منافع اقتصادی، به نتایج بهره‌برداری پس از تکمیل پروژه بستگی دارد.
تعمیرات اساسی و بهبود قابلیت اطمینان تأسیسات
در غرب کشور، مجموعه‌ای از اقدامات پشتیبانی و نگهداشت نیز در دستور کار قرار گرفته است. 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 از جمله این اقدامات هستند.
بهبود مسیرهای دسترسی، امکان اعزام سریع‌تر نیروها و تجهیزات را فراهم می‌کند. از سوی دیگر، تعمیر ماشین‌آلات و توربین‌ها و به‌روزرسانی سیستم‌های کنترلی، در افزایش قابلیت اطمینان تأسیسات و کاهش احتمال وقفه در عملیات نقش دارند.
در حوزه ایمنی فرایند نیز بر اساس اطلاعات منتشرشده، طی دو سال و نیم گذشته حادثه فرایندی در شرکت بهره‌برداری نفت و گاز غرب ثبت نشده است. حفظ این وضعیت به استمرار بازرسی‌ها، اجرای برنامه‌های پیشگیرانه، مدیریت ریسک و رعایت دستورالعمل‌های ایمنی وابسته است.
آماده‌سازی زمستانی؛ پیوند تولید، نگهداشت و انتقال گاز
عملکرد نیمه نخست سال ۱۴۰۵ نشان می‌دهد که برنامه‌های شرکت نفت مناطق مرکزی ایران در سه منطقه عملیاتی، مجموعه‌ای از اقدامات مرتبط را در بر می‌گیرد. در زاگرس جنوبی، تحقق بیش از برنامه تولید با توسعه ایستگاه‌های تقویت فشار و برنامه تعمیر و حفاری چاه‌ها همراه است. در شرق کشور، رشد تولید گاز در کنار توسعه چاه‌های خانگیران و توس و تزریق گاز به مخزن شوریجه دنبال می‌شود. در غرب نیز تحقق تعهدات تولیدی با توسعه زیرساخت‌های انتقال گاز همراه نفت و بهبود وضعیت تجهیزات عملیاتی پیوند خورده است.
وجه مشترک این اقدامات، تلاش برای تبدیل ظرفیت میدان‌ها به تولید پایدار و قابل تحویل است. چاه آماده تولید بدون شبکه جمع‌آوری و انتقال کافی نمی‌تواند تمام ظرفیت خود را در اختیار شبکه قرار دهد؛ همان‌طور که وجود خطوط انتقال و تأسیسات فرآورش نیز بدون تولید مستمر میدان‌ها، تضمینی برای تأمین پایدار انرژی نیست.
از سوی دیگر، آمادگی زمستانی مستلزم توجه هم‌زمان به تولید روزانه، ذخیره‌سازی، توان بازتولید و قابلیت اطمینان تجهیزات است. هرگونه اختلال در حلقه‌های حفاری، تولید، فرآورش یا انتقال می‌تواند بر میزان گاز قابل تحویل تأثیر بگذارد.
بر این اساس، تحقق بیش از برنامه تولید در نیمه نخست سال را باید در کنار وضعیت پروژه‌های توسعه‌ای و توان استمرار تولید در ماه‌های آینده ارزیابی کرد. حفظ عملکرد مثبت در فصل سرد به شرایط مخازن، پایداری چاه‌ها، تکمیل طرح‌های زیرساختی و آمادگی تأسیسات وابسته خواهد بود.
شرکت نفت مناطق مرکزی ایران برای ایفای نقش پایدار در تأمین انرژی کشور، باید میان بهره‌برداری از ظرفیت‌های موجود و توسعه ظرفیت‌های جدید توازن برقرار کند. استمرار تعمیر و نگهداشت، تکمیل چاه‌های در دست توسعه، تقویت خطوط جمع‌آوری و انتقال و استفاده مؤثر از مخازن ذخیره‌سازی، از مهم‌ترین محورهای این مسیر به شمار می‌روند؛ مسیری که موفقیت آن در نهایت با توان استمرار تولید و تحویل پایدار نفت و گاز در روزهای اوج مصرف سنجیده می‌شود.
ارسال دیدگاه