مجید میرزاحیدری
خبرنگار

تولید 23 درصدی از کل تولیدات گاز کشور در شرکت نفت مناطق مرکزی، شرکتی که در سال 77 تأسیس شده و فعالیت‌های آن بر انجام مأموریت‌هایی چون اکتشاف، توسعه، تولید نفت خام، گاز طبیعی و فرآورش و همچنین حمل و نقل فرآورده‌های نفتی متمرکز است.
در واقع بعد از شرکت نفت و گاز پارس، شرکت نفت مناطق مرکزی سهم مهمی در تأمین گاز کشور دارد.
براساس مأموریت سازمانی به این شرکت، قرار بوده تا 13 میدان و دو ایستگاه تقلیل فشار توسط این شرکت توسعه یابدکه سرمایه‌گذاری مورد نیاز آن دست‌کم 3.6 میلیارد دلار بوده و با افزایش تولید مجموع طرح‌هایی که در حال انجام بوده باعث خواهد شد تا معادل 5 فاز پارس جنوبی یعنی 130 میلیون مترمکعب به میزان گاز این شرکت اضافه شود. درحال حاضر میزان تولیدات روزانه گاز این شرکت 245 میلیون مترمکعب بوده که با اجرای طرح‌های توسعه‌ای، میزان تولیدات به 370 میلیون مترمکعب در روز خواهد رسید. میزان تولید روزانه نفت خام این شرکت هم 153 هزار بشکه بوده که پتانسیل تولید تا مقدار 250 هزار بشکه در روز هم وجود دارد. درحال حاضر حوزه جغرافیایی عملیاتی این شرکت در محدوده تقریبی استان‌هایی چون لرستان، کردستان، کرمانشاه، مرکزی، قم، ایلام، خراسان، آذربایجان غربی و شرقی، اردبیل، فارس، بوشهر، هرمزگان و چهارمحال و بختیاری متمرکز است.
مهدی حیدری، مدیرعامل شرکت مناطق نفت مرکزی در گفت‌و‌گویی از جزئیات آخرین اقدامات انجام‌شده در این شرکت در سال 1401 می‌گوید:
از ازدیاد برداشت، به عنوان یکی از برنامه‌های مورد انتظار این شرکت یاد می‌شود. در این راستا، چه اقداماتی صورت گرفته و میزان رشد در این مسیر چه مقدار بوده است؟
از جمله برنامه‌های 4 ساله آتی شرکت نفت مناطق مرکزی ایران اجرای طرح‌های توسعه میادین گازی خشکی به‌منظور ایجاد ظرفیت جدید تولید گاز در کشور براساس مصوبه هیأت مدیره شرکت ملی نفت ایران و مجوز شورای اقتصاد به این شرکت محول شده است.
نظر به تعدد و پراکندگی جغرافیایی میادین و همچنین وجود فاصله تا پالایشگاه‌های دریافت کننده گاز تولیدی، حجم بالایی از فعالیت‌ها از جمله مطالعات مهندسی، عملیات حفاری، احداث تأسیسات فرایندی، خطوط انتقال و جریانی، راه‌اندازی و تولید از این میادین در حوزه گسترده‌ای از پهنه استان‌های فارس، خراسان، بوشهر، قم، کرمانشاه و ایلام باید به انجام برسد.
بنابراین این شرکت از مراحل ابتدایی انجام مطالعات امکان‌سنجی نسبت به تعیین استراتژی توسعه و شناسایی نیازمندی‌ها و تجدید ساختار سازمانی و تفکیک فعالیت‌ها، متناسب با موقعیت جغرافیایی، محل ارسال محصول تولیدی، حجم سرمایه‌گذاری مورد نیاز، وابستگی فنی و پیچیدگی‌های اجرایی و نیازهای عملیاتی اقدام کرد.
در این راستا مجموعه فعالیت‌ها در قالب 11 طرح اصلی تقسیم‌‌بندی و بر این اساس مجریان 11 طرح تفکیکی مشخص و مطابق با استراتژی کلی تعیین و برنامه‌ریزی جهت انجام مطالعات مفهومی و مهندسی پایه آنها در دستور کار قرار گرفت.
پس از هدف‌گذاری تولید زودهنگام توسط شرکت ملی نفت ایران و ابلاغ به منظور تسریع در تولید بخشی از گاز در سال‌های 1402 و 1403 به این شرکت، مطالعه و ارزیابی طرح‌های زودبازده انجام و توسعه زودهنگام میادین دی، آغار، توس و خارتنگ تحت عنوان طرح تولید زودهنگام تعریف شد.
درحال حاضر طرح تولید زودهنگام به عنوان بخشی از طرح ضربتی توسعه میادین خشکی با استفاده از منابع داخلی شرکت ملی نفت ایران برای تولید در زمستان سال‌های 1402 و 1403 توسط مجریان مرتبط در حال انجام است.
در این خصوص پس از انجام محاسبات و طراحی لازم و تهیه شرح کار و برگزاری مناقصه عمومی اجرای پروژه‌های مرتبط با تولید زودهنگام میادین دی و آغار در حال انجام بوده و پروژه‌های اجرایی میادین توس و خارتنگ در مرحله تشریفات مناقصه جهت انتخاب پیمانکار است.
در خصوص بقیه میادین نیز مناقصات انتخاب مشاور برای انجام مطالعات مفهومی، مهندسی پایه و تهیه اسناد مناقصه EPC انجام شده و همگی در حال مطالعه است.
از این میان، مطالعات مهندسی پایه طرح توسعه میادین دی، توس، سفیدزاخور، سفیدباغون و هالگان پایان یافته و مطالعات ایستگاه‌های تقویت فشار شانول و سرخون در مراحل پایانی بوده و مطالعات بقیه میادین نیز شروع شده است.
با توجه به الزام سرمایه‌گذاری در طرح‌های توسعه‌ای و صیانت از مخازن در سال‌جاری چه میزان سرمایه‌گذاری در این طرح‌ها صورت گرفته است؟
شرکت نفت مناطق مرکزی ایران با سهم تولید 23 درصدی از کل تولیدات گاز کشور به عنوان یکی از اصلی‌ترین شرکت‌های تولید گاز به شمار می‌رود.
با توجه به نیاز کشور به افزایش تولید گاز، پروژه‌هایی با عنوان پروژه‌های طرح ضربتی تولید گاز با برآورد کل هزینه حدود 3، 633 میلیون دلار و با هدف افزایش تولیدات گاز به میزان حداقل روزانه 100 میلیون متر مکعب، درسال 1403 در این شرکت نیاز سنجی شد.
در این راستا تاکنون اقدامات وسیعی در زمینه هماهنگی‌ها و ایجاد بستر لازم برای جذب سرمایه‌گذاری داخلی و خارجی در حوزه‌های بالادست، میان دست و پایین دست این میادین و همچنین نگهداشت سقف توان تولید میادین گازی صورت پذیرفته است.
در این زمینه، تاکنون7 مورد تفاهمنامه همکاری فی مابین شرکت ملی نفت ایران، شرکت نفت مناطق مرکزی ایران و شرکت‌های داخلی و بین‌المللی در مورد توسعه میادین گازی طرح ضربتی از جمله میادین مدار، ارم، پازن، آغار2، دی، خارتنگ، گردان، سفید باغون، سفیدزاخور، هالگان، توس و احداث ایستگاه‌های تقویت فشار میادین گازی شامل سرخون و شانول و توسعه پالایشگاه فراشبند امضا و اجرایی شده که در اغلب تفاهمنامه‌ها پیشنهاد‌های فنی و مالی دریافت شده و در مرحله مذاکرات قراردادی هستند.
انتظار می‌رود با اجرایی شدن و واگذاری قراردادهای مذکور حدود 3، 346 میلیون دلار سرمایه خارجی جذب شود. از این میان، تفاهمنامه‌های مذکور با اجرا و اتمام قراردادهای پروژه‌های ایستگاه تقویت فشار نار، کنگان و چشمه خوش و پایدار غرب حدود 5/274 میلیون یورو در راستای نگهداشت و توسعه میادین مذکور جذب خواهد شد.
در یک بررسی مشخص شده که میزان دستیابی به برخی از اهداف ازجمله نگهداشت و افزایش توان تولید میادین نفت شهر، توسعه میدان گازی تنگ بیجار و نگهداشت و افزایش توان تولید میدان دانان، طبق برنامه پیش نرفته، برای اصلاح این رویه چه اقداماتی صورت گرفت؟
متأسفانه تغییرات نرخ ارز و تورم موجود در بخش تأمین کالا در سالیان اخیر مانع مهمی در جهت اجرای بموقع پروژه‌ها ازجمله پروژه‌های مذکور بوده است.
اما به‌رغم این مشکلات و با تلاش همکاران مجموعه، پیشرفت نسبی این پروژه‌ها در مقایسه با دیگر شرکت‌های تابعه بیشتر بوده و اخیراً نیز راه‌اندازی بخشی از چاه‌های میدان دانان به انجام رسیده است.
تعدادی از چاه‌های میدان تنگ بیجار نیز در مراحل پایانی اجرا قرار دارند.
درحال حاضر نیز با تغییرساختار اجرای پروژه‌ها و پیگیری جهت رفع مشکلات پیمانکار و بهبود تأمین منابع مالی مورد نیاز، گام‌های اساسی جهت تسریع در روند اجرا و تکمیل این طرح‌ها برداشته شده است.
با توجه به اجرای تکلیفی چون نگهداشت توان تولید میدان شانول، گازی تابناک، میدان گازی خانگیران و میدان گازی نار/ کنگان، این طرح‌ها در سال‌جاری تا چه میزان پیشرفت داشتند؟
طرح‌های نگهداشت تولید از میادین گازی وراوی، هما و تابناک با پیشرفت کلی بیش از 60درصد درحال انجام بوده و پیش‌بینی می‌شود در زمستان سال 1403 بخش اصلی این طرح‌ها در مدار تولید قرار گیرند.
قرارداد طرح بازآرایی ایستگاه تقویت فشار نار نیز در قالب EPCF و با استفاده از تکنولوژی سازنده داخلی نیز اخیراً منعقد و شروع به کار نیز به پیمانکار ابلاغ شده و طبق برنامه قبل از زمستان 1403 باید به اتمام برسد.
درخصوص ایستگاه تقویت فشارکنگان نیز مطالعات پایه انجام و پس از اخذ مصوبه شورای اقتصاد واگذاری آن انجام خواهد شد و مدت زمان اجرای آن نیز سه سال است.
پروژه‌های نگهداشت میدان خانگیران نیز در قالب حفاری و راه‌اندازی چاه‌های جدید مطابق برنامه تعهد تولید تکلیفی به‌صورت مستمر و سالیانه در حال انجام است.
یکی از برنامه‌های این شرکت، افزایش 10 میلیون مترمکعبی گاز در آن شرکت بوده، برای تحقق این امر، چه میزان سرمایه‌گذاری لازم بوده و آیا این عدد در سال آینده محقق خواهد شد؟
افزایش تولید 10 میلیون مترمکعب گاز در سال پیش‌رو، مربوط به توسعه زودهنگام میادین دی، آغار و توس با مبلغی درحدود 100 میلیون یورو از منابع داخلی شرکت ملی نفت ایران برای زمستان سال 1402 برنامه‌ریزی شده است.
پروژه‌های میدان آغار که تأمین کننده 40 درصد این تعهد بوده در حال حاضر با پیشرفت حدود 60 درصد درحال انجام بوده و پروژه‌های میدان دی نیز واگذار شده و چالش عمده تولید از میدان دی و توس تأمین کالا و اجرای خطوط لوله انتقال مربوطه است.
با توجه به تکلیف ذخیره‌سازی از جمله نگهداشت توان تولید میادین گازی سراجه قم / البرز، مهم‌ترین برنامه‌های این شرکت برای بهبود در این مسیر چه بوده است؟
در صورت تأمین مستمر گاز در 8 ماهه سرد سال توسط شرکت ملی گاز ایران، استفاده حداکثری از ظرفیت ذخیره‌سازی درمیدان سراجه را به‌دنبال خواهد داشت که در پی آن تولید پایدار گاز در میزان تکلیفی در چهار ماهه سرد سال تحقق خواهد یافت.
با توجه به ضرورت استفاده بهینه از گازهای همراه در میادین، چه تدابیری برای استفاده بهینه از این گازها در نظر گرفته شده است؟
استفاده از گاز‌های همراه میادین نفتی در قالب طرح‌های مختلف از جمله طرح احداث NGL3100، احداث ایستگاه‌های جمع‌آوری و تزریق گاز از جمله فعالیت‌ها و اقدامات در دست انجام شرکت نفت مناطق مرکزی ایران است.
قراردادهای چهار میدان خشت، سروستان / سعادت‌آباد، نفت شهر منعقد شده و در حال پیگیری توسط خریداران است و گاز همراه میدان چشمه خوش توسط یک شرکت ایرانی در حال ساخت است.