خبرگزاری آریا - برداشت گاز غنی از میدان مشترک میدان گازی پارس جنوبی در روزهای پایانی بهمن 1404 با مجموعهای از اقدامهای توسعهای، حفاری، بهینهسازی تجهیزات و مدیریت همزمان پیک مصرف زمستانی با ثبت رکوردی بیسابقه به بیش از 730 میلیون مترمکعب در شبانهروز رسید.
برداشت گار غنی از میدان مشترک میدان گازی پارس جنوبی در روزهای پایانی بهمن 1404 به بیش از 730 میلیون مترمکعب در شبانهروز رسید؛ رقمی که در بیش از دو دهه بهرهبرداری از این مخزن ثبت نشده بود. این سطح تولید در شرایطی تحقق یافت که میدان وارد نیمه دوم عمر مخزنی شده و بهطور طبیعی باید با افت فشار و کاهش دبی مواجه میشد، بنابراین اهمیت این رکورد فقط در مقدار عددی تولید نیست، بلکه در عبور عملیاتی از محدودیتهای ژئوفیزیکی مخزن و مدیریت همزمان پیک مصرف زمستانی معنا مییابد.
بر اساس دادههای عملیاتی، روند افزایش تولید از زمستان 1403 آغاز شد و برداشتهای روزانه به ترتیب به 710، 712، 714 و 716 میلیون مترمکعب رسید. این مسیر در سال 1404 ادامه یافت و پس از ثبت 718، 722، 723،725 و 727 میلیون مترمکعب، در نهایت رکورد 730 میلیون مترمکعب تثبیت شد. تحقق این روند در چارچوب سیاست افزایش برداشت از میدانهای مشترک در دوره فعالیت وزارت نفت جمهوری اسلامی ایران و دولت چهاردهم انجام شد؛ سیاستی که تمرکز آن بر بهرهبرداری حداکثری از ظرفیتهای نصبشده و فعالسازی ظرفیتهای غیرفعال بود.
در حوزه توسعهای، تمرکز بر تکمیل چاههای نیمه تمام به افزایش پایدار انجامید. طی 15 ماه، 14 حلقه چاه شامل چاههای درونمیدانی و توسعهای در فازهای 11، 13 و 14 عملیاتی شد و حدود 25 میلیون مترمکعب به تولید روزانه افزود، در حالی که در سه سال قبل از آن مجموع افزایش تولید حدود 11 میلیون مترمکعب بود.
توسعه فاز مرزی 11 نمونهای از این رویکرد است، تولید آن از حدود 12 میلیون مترمکعب در روز به بیش از 24 میلیون مترمکعب رسید و با ورود چاه دهم، بیش از 2 میلیون مترمکعب دیگر افزایش یافت. در فاز 13 نیز بهرهبرداری از یک حلقه چاه جدید روزانه بیش از یک میلیون و 500 هزار مترمکعب به تولید افزود و عملیات اسیدکاری روی سه حلقه چاه سکوی SPD13B باعث بهبود جریاندهی شد. در فاز 14، تکمیل دو حلقه چاه فراساحلی حدود 4 میلیون مترمکعب افزایش تولید ایجاد کرد و پس از آسیب عملیاتی به پالایشگاه این فاز، بازگردانی سریع واحدها به مدار، پایداری شبکه را حفظ کرد، همچنین در فاز 16 بهرهبرداری از بخش خشکی خط لوله جدید و ایمنسازی چاهها به تثبیت انتقال گاز انجامید.
در بخش حفاری، افزایش تعداد دکلهای فعال به 10 دستگاه، سرعت توسعه را بالا برد. چاههای درونمیدانی نیز به عنوان ابزار افزایش سریع تولید عمل کردند و چهار حلقه از این چاهها حدود 7 میلیون مترمکعب به ظرفیت افزودند و دو حلقه دیگر 3 میلیون و 500 هزار مترمکعب ظرفیت جدید ایجاد کردند.
این اقدامها در کنار تعمیرات اساسی دورهای، مانع افت تولید ناشی از کاهش فشار مخزن شد. در حوزه بهرهبرداری، بهینهسازی تجهیزات نیز سهم مشخصی در رکورد تولید داشت. بازطراحی و تعویض کیج شیر کاهنده در سکوی SPD19B حدود 30 میلیون فوتمکعب به برداشت سکوهای 19B و 19A اضافه کرد.
این پروژه اکنون به عنوان الگوی بهبود عملکرد چاهها در سایر سکوها در حال اجرا است. بر این اساس، رکورد 730 میلیون مترمکعب فقط شاخصی از اوج تولید لحظهای میدان نیست، این عدد حاصل مجموعهای از فرآیندهای همزمان شامل توسعه فازهای مرزی، تکمیل چاههای نیمهتمام، حفاری درونمیدانی، بازسازی تجهیزات، افزایش ناوگان حفاری، تعمیرات اساسی و مدیریت بهرهبرداری است.
تأکید بر عملکرد وزارت نفت و دولت چهاردهم نیز در همین چارچوب معنا پیدا میکند، زیرا تمرکز بر فعالسازی ظرفیتهای موجود و کاهش فاصله زمانی بین حفاری تا تولید، محور اصلی سیاست اجرایی بوده است. در نتیجه، وضعیت کنونی پارس جنوبی را باید نتیجه یک روند چند لایه دانست؛ از یک سو افزایش تولید و ثبت رکورد تاریخی و از سوی دیگر مجموعهای از اقدام های فنی، مهندسی، عملیاتی و سرمایهگذاری که بهصورت پیوسته در حال انجام است. این روندها نشان میدهد شاخص واقعی عملکرد میدان نهتنها در مقدار تولید روزانه، بلکه در توان حفظ تولید در شرایط افت طبیعی مخزن و مدیریت همزمان تقاضای داخلی تعریف میشود.
علیرضا سلطانی
کارشناس اقتصاد انرژی