بازخوانی کارنامه گازی کشور؛ آزمون دشوار صیانت از تولید و جبران ناترازی

به گزارش خبرنگار مهر، تولید گاز در کشور فرآیندی پیچیده، فنی و به غایت دشوار است که تحقق اهداف آن به زنجیره‌ای به هم پیوسته از عوامل متعدد بالادستی و پایین‌دستی وابسته است.

در این فرآیند چندوجهی، از حفظ و تثبیت فشار مخازن هیدروکربوری گرفته تا مدیریت دقیق برنامه‌های تعمیرات اساسی، توسعه و بهره‌برداری شتابان از میدان‌های مشترک مرزی و در نهایت رساندن ایمن و بدون وقفه گاز تولیدشده به خطوط لوله سراسری شبکه انتقال، همه و همه حلقه‌های یک زنجیره واحد راهبردی را تشکیل می‌دهند که موفقیت یا ناکامی هر بخش مستقیماً کارآمدی کل سامانه انرژی را تحت تأثیر قرار می‌دهد.

بر همین اساس، ارزیابی کارنامه عملکردی مجموعه شرکت ملی نفت ایران از زمان استقرار و آغاز به کار دولت چهاردهم نیز در بستر همین پیوستگی عملیاتی معنا پیدا می‌کند؛ دوره‌ای که طی آن ارتقای ظرفیت‌های تولید، جابه‌جایی و ثبت رکوردهای تازه آماری و همزمان با آن، تلاش‌های مستمر و شبانه‌روزی برای احیا و بازگرداندن ظرفیت‌های ازدست‌رفته به عنوان اولویت‌های فوری صنعت نفت پی‌گیری شدند.

فصل سرما و زمستان همواره برای صنعت نفت و گاز کشور به مثابه یک آزمون جدی و تمام‌عیار در سنجش واقعی توان استخراج، فرآورش و انتقال گاز طبیعی به شمار می‌رود؛ برهه‌ای حساس از سال که در آن منحنی مصرف بخش خانگی و تجاری ناگهان اوج می‌گیرد و به موازات آن نیروگاه‌های حرارتی و صنایع عمده و فولادی نیازمند دریافت پایدار، مستمر و بدون اختلال سوخت هستند.

بر اساس داده‌ها و مستندات عملکردی ارائه شده، افزایش تولید روزانه گاز خام کشور به میزان حدود ۳۵ میلیون مترمکعب در زمستان سال ۱۴۰۳ در قیاس با زمستان سال قبل از آن، نخستین نشانه ملموس از تحرک مثبت در رشد ظرفیت‌های استخراجی به شمار می‌رفت.

استمرار این روند صعودی در جریان سال ۱۴۰۴ نیز حفظ شد؛ به گونه‌ای که تولید روزانه گاز خام در بهمن‌ماه با ثبت رقمی بی سابقه، حدود ۱۶ میلیون مترمکعب در روز بالاتر از سقف رکورد ثبت‌شده در سال پیش از آن ایستاد.

در ارزیابی شاخص‌های ماهانه نیز این پویایی کاملاً مشهود بود، چرا که حدنصاب تولید ماهانه در سال ۱۴۰۳ در مقایسه با سال ۱۴۰۲ با جهشی معادل ۴۱ میلیون مترمکعب روبرو شد و این مدار رشد بار دیگر در دی‌ماه سال ۱۴۰۴ ارتقا یافت.

تحلیل عمیق این ارقام و نماگرها مبین یک نکته راهبردی است: رشد حاصل‌شده صرفاً به دستیابی مقطعی به یک عدد خیره‌کننده در یک روز خاص خلاصه نمانده، بلکه روند افزایش در برهه‌ها و فصول مختلف سال تداوم یافته است. البته کارشناسان حوزه انرژی متفق‌القول هستند که استمرار و دوام بلندمدت چنین روندی، در کنار ایجاد ظرفیت‌های نو، به شکلی بنیادین به نحوه مهار افت طبیعی فشار مخازن پیر و آمادگی دائمی تأسیسات و تجهیزات استخراجی بستگی تام دارد.

پارس جنوبی؛ نبض تپنده صیانت از منابع مشترک

در میان تمامی ساختارهای نفت و گاز کشور، میدان مشترک پارس جنوبی به عنوان بزرگ‌ترین کانون هیدروکربوری ایران همواره نقشی حیاتی، تعیین‌کننده و بی‌بدیل در تعیین تراز عرضه و تقاضا ایفا کرده است.

در این حوزه عظیم فراساحلی، هر گامی که به سمت افزایش حجم برداشت گاز خام برداشته می‌شود، علاوه بر مزیت‌های مستقیم اقتصادی و تزریق ثروت به شریان‌های کشور، با راهبرد حیاتی صیانت از سهم ملی در این مخزن مشترک پیوندی ناگسستنی دارد.

بر پایه کارنامه رسمی عملیاتی، حجم برداشت و تولید روزانه گاز خام از دریا در این میدان طی آذرماه ۱۴۰۴ به رقم چشمگیر ۷۲۹.۶ میلیون مترمکعب رسید و طولی نکشید که در ۲۸ بهمن‌ماه همان سال، با ثبت حدنصاب تاریخی و استثنایی روزانه ۷۳۰ میلیون مترمکعب، بالاترین رکورد تاریخی تولید گاز از پهنه مشترک پارس جنوبی به ثبت رسید و نام تازه‌ای در اسناد توسعه بالادستی کشور نگاشته شد.

در همین راستا، در فاز ۱۱ پارس جنوبی که سال‌ها توسعه آن با چالش‌های گوناگون روبرو بود، با ورود هفت حلقه چاه جدید به چرخه بهره‌برداری، در مجموع روزانه ۱۵ میلیون مترمکعب گاز طبیعی به توان تولید کشور ملحق شد.

همزمان با این اقدام، در فاز ۱۳ این میدان مشترک نیز عملیات اتصال هفت حلقه چاه دیگر به بار نشست تا ۱۰.۵ میلیون مترمکعب در روز بر ظرفیت استخراج افزوده شود. علاوه بر این، راه‌اندازی دو حلقه چاه در فاز ۱۴ میدان، تولید روزانه را ۳ میلیون مترمکعب افزایش داد.

این دستاوردها البته تنها به چاه‌های جدید محدود نماند؛ بلکه پی‌گیری مجدانه عملیات حفاری‌های درون‌میدانی موسوم به اینفیل و بازگرداندن چاه‌های معیوب و نیازمند اسیدکاری و لایروبی به چرخه تولید، در عمل به تثبیت توان مخزن کمک شایانی کرد.

در همین چارچوب، حمید بورد، سرپرست وقت وزارت نفت، با ارزیابی این عملکرد اعلام کرده بود: «در تولید گاز نیز رکورد چند سال گذشته را جابه‌جا کردیم و در زمستان گذشته به تولید یک میلیارد و ۱۰۰ میلیون مترمکعب در روز رسیدیم.» ارائه این شاخص مقایسه‌ای به وضوح مقیاس کمّی و ابعاد فوق‌العاده تولید گاز در شرایط اوج را ترسیم می‌کند.

توسعه میادین مستقل؛ توازن‌بخشی به تولید منطقه‌ای

رویکرد جامع شرکت ملی نفت ایران در سال‌های اخیر نشان می‌دهد که راهبرد کلان ارتقای ظرفیت تولید کشور تنها در تمرکز بر میدان پارس جنوبی خلاصه نشده، بلکه نگاهی چندبعدی و متوازن به سراسر جغرافیای گازی حاکم بوده است.

گسترش دامنه فعالیت‌ها به میدان‌های مستقل گازی در مناطق جنوب و مرکز کشور، سیاستی مکمل اما حیاتی برای تقویت پایداری شبکه ملی بود. به عنوان شاهدی بر این مدعا، در میدان گازی دی با تکمیل و بهره‌برداری موفق از سه حلقه چاه نو، به تنهایی روزانه سه میلیون مترمکعب گاز تازه به سامانه تحویل خطوط انتقال اضافه شد.

در کنار میدان دی، مناطق هیدروکربوری دیگری نظیر آغار، مزدوران، دالان و تنگ‌بیجار نیز شاهد تحولات عملیاتی و ورود چاه‌های تولیدی تازه به مدار بهره‌برداری بودند؛ رویدادی که به سهم خود توانست بخش قابل توجهی از فرسودگی‌ها و افت طبیعی مخازن را جبران کند.

همچنین پیشبرد هم‌زمان طرح‌های توسعه‌ای در ساختارهای گازی توس و خارتنگ و ارتقای چشمگیر توان عملیاتی و شیرین‌سازی در میدان شانول، ابعاد دیگری از این حرکت همه‌جانبه را پیش چشم کارشناسان حوزه بالادست قرار می‌دهد.

یکی از محوری‌ترین و استراتژیک‌ترین بخش‌های این برنامه ملی توسعه‌ای، مربوط به پروژه‌های حوزه‌های شمال‌شرق کشور است؛ جایی که دوری از منابع اصلی تولید جنوب، تأمین مطمئن گاز آن را همواره در فصول یخبندان با مخاطره مواجه می‌کرد. در این منطقه جغرافیایی، طرح توسعه میدان گازی توس با حجم سرمایه‌گذاری مصوب و اعلام‌شده‌ای به میزان ۱۲۰ میلیون یورو گام به مرحله راه‌اندازی اولیه نهاد.

هدف غایی و نهایی از اجرای این بسته سرمایه‌گذاری بالادستی، با تکمیل عملیات حفاری چهار حلقه چاه، نیل به رقم تولید روزانه نزدیک به پنج میلیون مترمکعب گاز خام است.

این گزاره کارشناسی که میان بهره‌برداری اولیه از یک فاز توسعه‌ای با ظرفیت تولید نهایی تفاوت ماهوی وجود دارد، از منظر اقتصادی اهمیتی بنیادین دارد؛ چه آنکه ورود مقدماتی یک میدان به مدار تولید گاز، الزاماً به معنای تحقق آنی و صددرصدی تمام سقف پیش‌بینی‌شده در اسناد مهندسی نیست و دستیابی کامل به ظرفیت مصوب، مستلزم استمرار تزریق اعتبارات، تکمیل زیرساخت‌های جانبی و مدیریت رفتارهای درون‌مخزنی در گذر زمان است.

ذخیره‌سازی راهبردی؛ ضامن تاب‌آوری در فصول سرد

مواجهه کارآمد با ناترازی فصلی گاز تنها از طریق توسعه و حفر چاه‌های تولیدی میسر نخواهد شد. بخش اصلی مدیریت ترازنامه انرژی کشور و ساخت بنیان‌های پایدار شبکه گازرسانی، لزوماً باید در فصول گرم و ایام کم‌مصرف سال پی‌ریزی شود؛ یعنی در زمان طلایی که به واسطه تعدیل دمای هوا، تقاضای بخش خانگی فروکش کرده و شرایط ایده‌آل مهندسی برای تزریق پرفشار گاز پالایش‌شده به سازندهای زیرزمینی ذخیره‌سازی مهیا می‌گردد.

بر همین اساس، در طول سال ۱۴۰۴ برنامه تزریق گاز به عمق زمین با شدتی کم‌سابقه پی‌گیری شد، به نحوی که بالغ بر سه میلیارد و ۱۶۰ میلیون مترمکعب گاز طبیعی به درون ساختارهای طبیعی مخازن سراجه قم و شوریجه خراسان تزریق و انبارش شد.

این حجم عظیم در تمامی مراجع و گزارش‌های صنعت نفت به درستی تحت عنوان ثبت یک رکورد تاریخی و بی‌سابقه در ذخیره‌سازی کشور قلمداد گردید. این انبارش راهبردی، وقتی با برنامه‌ریزی دقیق برای تعمیرات اساسی دوره‌ای مجتمع‌های پالایشی و پایدارسازی فنی ایستگاه‌های تقویت فشار همگام شد، توانست حاشیه امنیتی نیرومند، قابل اتکا و آرامش‌بخشی برای مصارف بخش‌های حساس در زمستان رقم بزند.

با این وجود، با تمام گام‌های برداشته‌شده برای جهش در ارقام استخراج، زنجیره گاز در مسیر کارنامه خود فارغ از بحران‌های سنگین و غافلگیرکننده نبوده است.

یکی از سهمگین‌ترین چالش‌ها با وقوع حادثه تعرض و حمله به چهار مجتمع پالایشگاهی پارس جنوبی در اسفندماه ۱۴۰۴ پدید آمد؛ رویدادی که به یک‌باره افت فوق‌العاده شدیدی را در زنجیره تصفیه و ارسال گاز به همراه آورد، به شکلی که بر اساس آمارهای منتشرشده، قریب به ۲۳۰ میلیون مترمکعب از ظرفیت تحویلی پارس جنوبی از جریان مدار خارج شد.

در این بزنگاه حساس، مدیریت بحران و احیای این گستره خسارت‌دیده به مأموریت مرکزی صنعت نفت بدل گشت. با اجرای طرح‌های فشرده ترمیمی، پیش‌بینی‌ها نشان داد که دست‌کم ۱۰۰ میلیون مترمکعب از پتانسیل ازدست‌رفته پیش از شروع سرمای مجدد سال به مدار خدمت بازگردد. سرپرست وزارت نفت نیز با ستایش از ایستادگی و غیرت تخصصی بدنه مهندسی و کارگری صنعت نفت، بر پی‌گیری جدی ترمیم آسیب‌ها و عدم توقف پروژه‌های بالادستی تأکید ورزید.

افق تراز انرژی و چالش‌های فراروی سرمایه‌گذاری

هنگامی که پرونده عملکردی دو سال گذشته تولید گاز کشور با عینیت کارشناسی ورق می‌خورد، سه دستاورد برجسته خودنمایی می‌کند: نخست، دست‌یابی به رکوردهای عددی جدید در استخراج؛ دوم، پیشبرد سیاست تنوع‌بخشی به جغرافیا و ساختارهای مخزنی کشور و سوم، نمایش تاب‌آوری تحسین‌برانگیز در مهار بحران‌ها و احیای تأسیسات تخریب‌شده. اما در ورای این دستاوردهای ثبت‌شده، واقعیت ساختاری بازار انرژی کشور از آن حکایت دارد که استناد به رکوردهای موضعی، به تنهایی قادر به تأمین پایدار امنیت گاز در افق‌های میان‌مدت و بلندمدت نخواهد بود.

آنچه سلامت و استواری نظام انرژی کشور را تضمین می‌کند، علاوه بر ارقام اسمی تولید چاه‌ها، متغیرهای اساسی نظیر میزان نهایی گاز تزریق‌شده به شریان‌های سراسری، پایداری جریان تولید بدون وارد آوردن خسارت به بستر طبیعی مخازن، ضرب‌آهنگ نوسازی ماشین‌آلات فرسوده و صدالبته بستن شکاف رو به فزونی میان تولید و مصرف بی‌رویه داخلی است.

سرمایه‌گذاری در بخش بالادستی نفت و گاز ایران امروزه با چالش‌های ساختاری چون محدودیت‌های شدید مالی، نیاز اضطراری به فناوری‌های پیشرفته تقویت فشار در فراساحل و رقابت فشرده با شرکای منطقه‌ای در برداشت از مخازن مشاع مواجه است.

صیانت از دستاوردهای اخیر، ایجاب می‌کند که سیاست‌گذار انرژی نگاه خود را فراتر از ثبت اعداد روزانه ببرد و به شکلی اساسی به سمت اجرای پروژه‌های فشارافزایی در کانون پارس جنوبی، جذب منابع مالی جدید برای میادین بکر، نوسازی تأسیسات و بهینه‌سازی بنیادین مصرف در تمامی سطوح گام بردارد.

در خاتمه باید تصریح کرد که ارزش حقیقی تلاش‌های سخت‌کوشانه فعالان بالادستی نفت زمانی نمایان می‌شود که ارقام و ظرفیت‌های افزوده شده، در اوج برودت زمستان و در دوره‌های اوج تقاضا، به سوختی مطمئن، ارزان و بی‌انقطاع در مشعل‌های صنعتی و خانه‌های شهروندان در سراسر میهن مبدل گردد.