به گزارش خبرنگار مهر، پروژه توسعه فاز ۱۱ میدان گازی پارس جنوبی، به عنوان یکی از کلیدیترین پروژههای بالادستی کشور در حوزه استخراج گاز، از اهمیت حیاتی برای تأمین انرژی داخلی، حفظ سهم ایران در این میدان مشترک، و تحقق اهداف اقتصادی ملی محسوب می شود. این فاز پس از خروج شرکای بینالمللی، به نقطه عطفی در اثبات توانمندیهای مهندسی، تأمین کالا، ساخت و راهاندازی توسط پیمانکاران داخلی تبدیل شد.
واگذاری کامل پروژه به شرکت ملی نفت ایران و سپردن مسئولیت اجرا به شرکت پتروپارس از سال ۱۳۹۸، رویکردی استراتژیک برای جلوگیری از توقف عملیات و خروج از مسیر تولید در شرایط تحریمی بود. تعهد پتروپارس شامل طراحی، تأمین تجهیزات، ساخت، نصب، و بهرهبرداری (به مدت ۲۰ سال) است که نشاندهنده یکپارچگی و مسئولیتپذیری کامل در چرخه عمر پروژه است. هدف اولیه فاز ۱۱، افزایش روزانه ۱۵ میلیون مترمکعبی گاز به شبکه سراسری بود که این هدف اولیه در فاز اول تحقق یافت.
پیشرفتهای فیزیکی و جهش در تولید اولیه
پیشرفت فاز ۱۱ بر اساس دو موقعیت اصلی حفاری، یعنی ۱۱b و ۱۱a، برنامهریزی و پیگیری شده است.
موقعیت ۱۱b: تثبیت تولید اولیه
عملیات حفاری در موقعیت ۱۱b، که شامل چاههای اصلی تولیدی است، از سال ۱۳۹۹ آغاز شد. با تلاشهای مستمر، چهار حلقه چاه در مردادماه ۱۴۰۲ وارد مدار تولید گردید. تزریق رسمی گاز به شبکه ملی با حضور رئیسجمهور شهید رئیسی در شهریور ۱۴۰۲، نقطه آغاز بهرهبرداری عملیاتی بود. این اقدام نشان داد که زیرساختهای اصلی شامل سکو، خطوط لوله و تأسیسات اولیه، با موفقیت توسط توان داخلی ساخته و نصب شدهاند.
آمار تولید تجمعی نشاندهنده عملکرد مثبت اولیه است:
تا پایان مردادماه ۱۴۰۳، تولید تجمعی از این موقعیت به ۱۳۷ میلیارد فوت مکعب رسیده بود.
با برنامهریزی فشرده و حفاری و بهرهبرداری از پنج حلقه چاه جدید تا شهریور ۱۴۰۳، این میزان تولید تجمعی به ۳۷۷ میلیارد فوت مکعب (معادل تقریبی ۱۰.۷ میلیارد مترمکعب) افزایش یافت.
بر اساس برنامهریزیهای انجام شده، پرونده توسعه موقعیت ۱۱b با تکمیل حفاری سه حلقه چاه باقیمانده در این بخش، تا سال ۱۴۰۵ بسته خواهد شد تا تولید این بخش تثبیت و از افت زودهنگام آن جلوگیری شود.
موقعیت ۱۱a: مرحله پیشروی و چالشهای آینده
موقعیت ۱۱a، که بخش مکمل فاز ۱۱ محسوب میشود، در مراحل آمادهسازی نصب قرار دارد. خبرهای خوبی در این بخش نیز مخابره شده است: ساخت جکت چهارپایه (Jacket) تکمیل شده و آماده نصب در دریا است. مرحله حیاتی بعدی، آغاز حفاری ۱۵ حلقه چاه در این موقعیت است که پیشبینی میشود از زمستان ۱۴۰۳ آغاز گردد. هدفگذاری بلندمدت این است که با تکمیل و بهرهبرداری از شش حلقه چاه در فاز اول ۱۱a، تولید در پاییز ۱۴۰۶ عملیاتی شود.
چشمانداز اقتصادی بهرهبرداری کامل
با دستیابی فاز ۱۱ به حداکثر ظرفیت طراحی شده، تأثیرات اقتصادی و انرژی کشور به شرح زیر خواهد بود:
تولید گاز: روزانه ۵۶ میلیون مترمکعب گاز شیرین.
تولید میعانات: روزانه ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی.
درآمد ارزی: پیشبینی میشود سالانه حدود ۵ میلیارد دلار درآمد ارزی حاصل گردد.
تأثیر بر اقتصاد کلان: این میزان تولید منجر به نزدیک به یک درصد افزایش در تولید ناخالص داخلی (GDP) کشور خواهد شد.
چالشهای فنی عملیاتی و ضرورت بازنگری در مدیریت ریسک تخصصی
علیرغم موفقیت چشمگیر در زمینه ساخت و نصب زیرساختهای سنگین و پیشرفت فیزیکی مطلوب، گزارشهای اخیر حاکی از بروز چالشهای جدی در اجرای عملیاتهای فنی تکمیلی و خدمات تخصصی درونچاهی است. این چالشها احتمالا نه تنها برنامه زمانی را تحت تأثیر قرار میدهند، بلکه ریسک تحمیل هزینههای اضافی و غیرقابل پیشبینی بر شرکت ملی نفت ایران را نیز افزایش خواهند داد.
شکست عملیاتهای تخصصی: اسیدکاری و حفاری
دو مورد اخیر که پیشتر نیز در برخی از رسانه ها اخبارش منتشر شده و پیگیری ها نیز از مجموعه های بالادست صنعت نفت نشان دهنده صحت موضوع است، نگرانیها را در خصوص سطح اجرای عملیاتهای با تکنولوژی بالا برجسته کرده است:
۱. شکست در عملیات اسیدکاری: گزارش شده است که عملیات اسیدکاری در یکی از چاههای جدید با شکست مواجه شده است. این شکست مستقیماً به «آمادهسازی نامناسب موقعیت چاه» و همچنین «توان نامتعارف کشتی عملیاتی» نسبت داده شده است. عملیات اسیدکاری برای بهبود جریان سیال و آزادسازی مسیرهای تولیدی حیاتی است؛ شکست آن، نه تنها زمان تولید را به تعویق انداخت، بلکه مستلزم اعزام مجدد تیمهای تخصصی و اجرای اقدامات اصلاحی پرهزینهای بود که بار مالی آن مستقیماً بر دوش شرکت ملی نفت قرار گرفت.
۲. خطای مسیریابی در حفاری: پیش از این نیز، فرآیند حفاری یکی از چاههای درونمیدانی با تأخیر طولانی مواجه شد، زیرا تیم حفاری نتوانست به سازند هدف گازی دست یابد و به طور ناخواسته با یک لایه آب برخورد کرد. این اشتباه مهندسی، یک سناریوی پرهزینه را رقم زد که نیازمند اجرای عملیاتهای پیچیده تعمیراتی (Workover) برای اصلاح مسیر (Sidetrack) یا در نهایت بستن دائمی چاه بوده است.
تحلیل ریشهای و ضرورت تقویت نظارت
این شکستها نشان میدهد که در حالی که توانمندی داخلی در فازهای ساخت و نصب به سطح قابل قبولی رسیده است، در حوزه اجرای مهندسی دقیق، کنترل کیفی خدمات درونچاهی، و مدیریت ریسک عملیاتی در شرایط سخت، کاستیهایی وجود دارد. در پروژههایی با این ابعاد، عدم دقت در مراحل اولیه (مانند آمادهسازی و طراحی اسیدکاری) یا خطای ناوبری در حفاری، میتواند کل سرمایهگذاری صورت گرفته را به خطر اندازد. تکرار این دست خطاها، به ویژه در پروژههای کلیدی ملی که با محدودیتهای تأمین تجهیزات و خدمات خارجی مواجه هستند، توجیهپذیر نیست. لذا، بازبینی و ارتقاء سختگیرانه فرآیندهای کنترل کیفیت، اعتبارسنجی مجدد تواناییهای پیمانکاران فرعی تخصصی، و تقویت نظارت مستمر شرکت ملی نفت بر اجرای دقیق دستورالعملهای مهندسی، ضرورتی انکارناپذیر برای تضمین موفقیت مرحله تکمیل فاز ۱۱ و پروژههای مشابه آتی است.
هرچند که برای پیگیری موضوع و شنیدن توضیحات مسئولان شرکت نفت و گاز پارس با این مجموعه چندین بار تماس گرفته شد اما نتیجه ای در برنداشت تا از آخرین وضعیت توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی و اتفاقات اخیر اطلاعاتی را کسب و در گزارش منتشر کنیم. هرچند که این باب باز است و منتظر شنیدن توضیحات از سوی مسئولان این مجموعه هستیم.
نظر شما