سال ۱۴۰۲، سال "«مهار تورم و رشد تولید»"

اخبار

راهبرد شرکت نفت مناطق مرکزی ایران برای تامین پایدار انرژی تبیین شد
در دومین نشست تخصصی شبکه راهبردی زنان، پنل تخصصی معرفی شرکت نفت مناطق مرکزی ایران بامحوریت ذخیره سازی گاز و تامین سوخت زمستانی، توسط چهار نفر از بانوان متخصص این شرکت برگزار شد.

به گزارش پایگاه اطلاع رسانی شرکت نفت مناطق مرکزی ایران، مهندس سارا قربانی رییس پروژه¬های تحت-الارض، در ابتدای این پنل در معرفی اجمالی شرکت اظهار داشت: شرکت نفت مناطق مرکزی ایران از شرکت‌های اصلی تولیدی شرکت ملی نفت ایران و بزرگ‌ترین تولیدکننده گاز مناطق خشکی کشور است. این شرکت مسئولیت توسعه، تولید، ذخیره سازی گاز طبیعی، فرآورش و انتقال نفت وگاز بالغ‌ بر ۸۵ میدان گازی و نفتی شناخته‌شده را به عهده دارد که از این تعداد ۱۲ میدان نفتی تولیدی و چهار میادین نفتی در حال توسعه و ۱۳ میدان گازی تولیدی و ۱۱ میادین گازی در حال توسعه است.

وی درباره فعالیت های شرکتهای بهره برداری تحت پوشش شرکت نفت مناطق مرکزی ایران تصریح کرد: این شرکت به همراه شرکتهای بهره¬برداری نفت و گاز زاگرس جنوبی، نفت و گاز شرق و نفت و گاز غرب، نقش بسزایی در چرخه اقتصاد و تأمین انرژی پایدار با حفظ و صیانت از منابع ملی ایفا می¬نماید.

بر اساس این گزارش، مهندس سمیه معصومی گلستان سرپرست پروژه مطالعات درباره تامین پایدار گاز کشور به ارایه مطالعات انجام شده تزریق گاز به مخازن زیرزمینی پرداخت و خاطرنشان کرد: اهداف تزریق گاز به مخازن زیرزمینی بطور کلی شامل تعدیل عرضه و تقاضا، بازگردانی گاز جهت بازیافت میعانات در مخازن گاز میعانی معکوس، ازدیاد برداشت و تزریق گاز دی اکسید کربن جهت جلوگیری از انتشار آن در جو است. در این بین، ذخیره سازی زیرزمینی گاز عمدتا به دلایل استراتژیک و مقابله با شوکهای ایجاد شده در عرضه و یا تقاضای گاز صورت می¬پذیرد. از عوامل ایجادکننده شوک در عرضه و یا تقاضای گاز می توان به اختلال در پروسه تولید و یا انتقال گاز، اتفاقات سیاسی و تغییرات ناگهانی شرایط آب و هوایی اشاره کرد. بر این اساس، از جمله مزایای ذخیره سازی گاز تضمین عرضه پایدار گاز و جلوگیری از تغییرات ناگهانی قیمت گاز است.

وی انواع مخازن زیرزمینی جهت ذخیره گاز را شامل مخازن هیدروکربنی تخلیه شده، گنبدهای نمکی و آبخوانهای شور برشمرد و در توضیح مزایا و معایب این مخازن تصریح کرد: از جمله مزایا مخازن هیدروکربنی تخلیه شده می توان به ظرفیت ذخیره سازی بالا، وجود اطلاعات کافی از میدان، ﻧﺰدﯾﮑﯽ اﯾﻦ ﻣﺨﺎزن ﺑﻪ ﺧﻄﻮط ﻟﻮﻟﻪ اﺻﻠﯽ اﻧﺘﻘﺎل ﮔﺎز، وجود گاز تولید نشده در مرحله تخلیه مخزن به عنوان گاز بالشتکی، وجود امکانات و تاسیسات بهره برداری سایت و امکان استفاده از چاههای تولیدی جهت تزریق و در نتیجه پایین بودن هزینه ﺳﺎﺧﺖ و ﺗﻮﺳﻌه اشاره کرد. همچنین مزایای گنبدهای نمکی شامل تأمین دبی تولیدی بالا و معایب آن حجم کم، بالا بودن میزان گاز بالشتکی مورد نیاز و هزینه بالای ﺳﺎﺧﺖ و ﺗﻮﺳﻌه است.

معصومی گلستان، مزایای آبخوانهای شور را به حجم بالا و معایب آن را بالا بودن میزان گاز بالشتکی موردنیاز، هزینه بالای ﺳﺎﺧﺖ و ﺗﻮﺳﻌه، سیکلهای تزریق طولانی مدت و با دبی کم، نیاز به اعمال فشار اضافه جهت جابجایی آب درون فضای متخلخل و نیاز به اثبات قابلیت نگهداشت گاز در ساختمان برشمرد. وی افزود آبخوانهای شور گزینه بسیار مناسبی جهت ذخیره سازی گاز دی اکسید کربن است.

سرپرست پروژه مطالعات، درباره اهداف ذخیره سازی و بازگردانی بیان داشت: هدف از ذخیره سازی گاز تعدیل عرضه و تقاضا و هدف از بازگردانی گاز، بازیافت میعانات بیشتر در مخازن گاز میعانی معکوس است. ممکن است پروژه ذخیره سازی گاز از ابتدا در مخزن گاز میعانی معکوس است، انجام شود که بازیافت میعانات بیشتر به عنوان هدف ثانویه مد نظر می باشد.

وی با اشاره به مقوله مدیریت دانش، درتوضیح مهمترین درس¬آموخته¬ها از پروژه های ذخیره سازی اظهار داشت: مجموع دانسته ها از ذخیره سازی در چهار سطح خلاصه می شود که نخست برای میادین گاز میعانی غنی، با هدف پیشگیری از باقیماندن میعانات گازی در مخزن، شروع بازگردانی گاز می¬باید پیش از افت فشار به زیر نقطه شبنم انجام گیرد. در گام بعدی، ذخیره سازی گاز ترجیحاً در مخازن گازی تخلیه شده و در اواخر دوره تولید و با توجه به گاز بالشتکی مورد نیاز جهت بازتولید گاز ذخیره شده می¬باید انجام شود، همچنین مخازن گاز میعانی که بازگردانی گاز در آنها انجام شده، پس از سپری نمودن دوره تولید گزینه بسیار مناسبی جهت ذخیره سازی گاز به شمار می روند. لزوم بازنگری در شیوه انجام محاسبات اقتصادی از دیگر پیشنهادات ارایه شده این مطالعات به شمار می رود.

این گزارش می¬افزاید، مهندس مریم ذیفن کارشناس مطالعات مهندسی مخازن در این نشست با بررسی تجارب عملی در ذخیره¬سازی گاز طبیعی به تشریح فعالیت میدانهای گازی سراجه و شوریجه پرداخت. وی در رابطه با میزان تولید/ تزریق درسال گذشته برای میدان سراجه بیان داشت: در سال ۱۴۰۱ متوسط دبی تزریقی روزانه ۴.۱ میلیون متر مکعب و میزان تولید ۸.۶ میلیون متر مکعب بوده است.

مهندس ذیفن در توضیح مخزن شوریجه D تصریح کرد: سال گذشته به طور متوسط روزانه ۹ میلیون و ۷۰۰ هزار متر مکعب عملیات تزریق گاز به میدان داشتیم و در چهار ماه سرد سال روزانه ۱۴ میلیون و ۷۰۰ هزار متر مکعب بازتولید شده است.

بر اساس این گزارش، مهندس صراحی عابدینی فر، رئیس فرآورش میادین نفتی در این نشست به بررسی موضوع طرح ضربتی تولید گاز در شرکت نفت مناطق مرکزی ایران پرداخت و خاطرنشان کرد : با عنایت به ضرورت تامین پایدار زنجیره خوراک پالایشگاههای گازی خشکی و جبران افت طبیعی تولید از میادین فعلی و با در نظر داشتن افزایش غیرمنتظره گاز مصرفی خانگی در سال های آتی و همچنین به منظور بهبود تراز گاز تولیدی/مصرفی کشور، طرح افزایش تولید گاز از میادین خشکی و در حیطه مسئولیت شرکت نفت مناطق مرکزی ایران در دستور کار این شرکت قرار گرفته است.

بر این اساس توسعه میادین جدید دی‌، سفیدزاخور، هالگان‌، سفیدباغون‌، خارتنگ‌، گردان‌، ارم‌، پازن‌، مدار، توس‌ و باباقیر و فاز ۲ میدان آغار به همراه توسعه پالایشگاه‌ گازی فراشبند و احداث ایستگاه¬های تقویت فشار گاز میادین‌ سرخون و شانول در هیات مدیره شرکت ملی نفت ایران مصوب و ابلاغ شده است.

۲۱ اَمرداد ۱۴۰۲ ۱۴:۴۵

اپلیکیشن شرکت زاگرس جنوبی عضویت در سروش

اظهار نظر

ایمیل را وارد کنید
تعداد کاراکتر باقیمانده: 500
نظر خود را وارد کنید