بازیافت میادین نفتی با توان داخلی

در این گفت وگو که در شماره دوشنبه سوم آبان 1395 هجری خورشیدی با مدیرعامل شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب منتشر شد، آمده است: این شرکت حدود 80 درصد نفت خام و 16 درصد گاز کشور را از بیش از 45 میدان هیدروکربوری بزرگ و کوچک در گستره ای افزون بر 400 هزار کیلومترمربع از استان بوشهر تا شمال خوزستان، تولید می کند. در این قلمرو وسیع نفتی، میدان های بزرگی همچون اهواز، گچساران، مارون، آغاجاری، کرنج و پارسی و بی بی حکیمه قرار دارند.

تصویر بازیافت میادین نفتی با توان داخلی پس از اجرای برجام و لغو تحریم ها که افزایش تولید و صادرات نفت ایران در دستور کار کشور قرار گرفت، شرکت مناطق نفت خیز جنوب، وظیفه اصلی را در بازپس گرفتن سهم ایران از بازار جهانی نفت بر عهده گرفت.

شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب دارای هفت مدیریت تولید، امور فنی، امور مالی، مهندسی و ساختمان، منابع انسانی، برنامه ریزی تلفیقی و تدارکات و امور کالاست. این شرکت، دارای هشت شرکت تابع شامل سه شرکت خدماتی، تخصصی و پنج شرکت بهره برداری نفت و گاز است که بر اساس مأموریت محوله و موقعیت جغرافیایی و میدان های اصلی تحت اختیار نامگذاری شده و فعالیت می کنند.

گفت وگوی ما را با بیژن عالی پور مدیرعامل شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب در خصوص سیاست های اجرایی این شرکت در جهت تحقق اقتصاد مقاومتی در بخش نفت بخوانید.

** با توجه به این که افزایش ضریب برداشت از میادین نفتی یکی از اصول اقتصاد مقاومتی است، برای افزایش بازیافت میادین چه کارهایی انجام داده اید؟

برای افزایش ضریب بازیافت در مخازن مختلف برحسب مکانیسم های تولیدی و خصوصیات سنگ و سیال، روش های ازدیاد برداشت مناسب مورداستفاده قرار گرفته یا در دست بررسی است. بر اساس مطالعات صورت گرفته در قبل و بعد از انقلاب، بهترین روش ازدیاد برداشت در مخازن آسماری کربناته شکافدار، تزریق گاز تشخیص داده شده و در 12 میدان نفتی تزریق گاز انجام می شود. نفت در جای اولیه این مخازن 54 درصد نفت در جای کل میادین مناطق نفت خیز جنوب (حدود 181 میلیارد بشکه) است. براساس مطالعات صورت گرفته، تاکنون ضریب بازیافت در این مخازن 32.5 درصد برآورد شده که نسبت به تخلیه طبیعی 7.4 درصد افزایش بازیافت را نشان می دهد. البته امکان افزایش این ارقام با مطالعه و بررسی رفتار دینامیک میادین وجود دارد.

برخی مخازن نفتی به دلیل وجود آبده فعال و لایه های ماسه ای، دارای ضریب بازیافت بالای 50 درصد است. در این میادین ـ که 9 درصد نفت درجای اولیه مناطق را در خود جای داده اند ـ اولویت های ازدیاد برداشت احداث واحدهای نمک زدایی متناسب با ظرفیت تولیدی آنها و استفاده از روش های مناسب فرآوری مصنوعی برای فراهم کردن امکان ولید با برش آب بالاست.

** مهم ترین چالش شما در این بخش چیست؟

مهم ترین چالش ازدیاد برداشت در مناطق نفت خیز جنوب، در مخازن بنگستانی وجود دارد که علاوه بر داشتن مشکل آسفالت، دارای سنگ متراکم نفت است. این مخازن 25 درصد نفت در جای اولیه مناطق را در خود جای داده اند. فعالیت های مطالعاتی و پژوهشی زیادی برای ضریب بازیافت در این مخازن در حال انجام است که اهم آنها عبارتند از: مطالعه ازدیاد برداشت تزریق آب و آب کربناته و هوشمند در مخزن بنگستان میدان اهواز، مطالعه ازدیاد برداشت تزریق آب هوشمند (Smart Water) در مخزن بنگستان میدان بینک و پروژه ازدیاد برداشت مخزن بنگستان میدان آبتیمور با همکاری پژوهشگاه صنعت نفت. با توجه به این که این مخازن دارای ویژگی های مشترک است، تجربه استفاده عملی روش ازدیاد برداشت مناسب در یکی از آنها می تواند راهگشای خوبی برای تعیین تکلیف دیگر مخازن از منظر ازدیاد برداشت باشد.

12 درصد باقیمانده نفت درجای مناطق نفت خیز جنوب در مخازنی است که بررسی استفاده از روش های مناسب ازدیاد برداشت به دلیل تاریخچه پایین تولید یا ابهامات شدید ساختمانی نیازمند کسب اطلاعاتی است که بتدریج و همزمان با تداوم تولید از آنها به دست خواهد آمد. علاوه بر موارد مذکور بررسی تزریق گاز دی اکسید کربن در مخزن آسماری میدان رامین و مطالعه ازدیاد برداشت روش های شیمیایی (ASP) در مخزن آسماری مسجد سلیمان در دست انجام است.

ذکر این یک نکته اساسی در خصوص موضوع ازدیاد برداشت ضروری است و آن این که استفاده عملی از روش های ازدیاد برداشت پس از انجام مطالعات، مستلزم ایجاد زیرساخت های لازم مانند احداث واحدهای نمک زدایی و سیستم های فرآوری مناسب است. خوشبختانه در مناطق نفت خیز جنوب در این خصوص فعالیت های زیادی صورت گرفته است. افزایش ظرفیت تأسیسات نمک زدایی تا سقف 2.9 میلیون بشکه در روز ازجمله این فعالیت هاست.

** با توجه به افزایش مصرف گاز در نیروگاه ها و شبکه خانگی کشور، آیا گاز کافی برای تزریق به میادین در اختیار داشتید؟

برای پاسخ به این سوال باید اول بدانید که مخازن تزریق گازی مناطق نفت خیز جنوب از منظر منبع تأمین گاز به دو دسته داخل مناطق و خارج مناطق تقسیم می شوند. در دسته اول حجم گاز موردنیاز مخازن برای تزریق تأمین شده و خوشبختانه مشکل کمبود گاز جدی نداشته ایم. مثل میادین گچساران و هفتکل که با توجه به حجم گاز تزریقی تقریبا به فشار اولیه رسیده ایم، اما برای مخازن دسته دوم مانند کرنج و پارسی متأسفانه گاز موردنیاز تأمین نشده و از این نظر دستیابی به حجم ذخایر ثانویه بعید به نظر می رسد.

** آیا مطالعاتی داشتید که کدام روش برای افزایش بازیافت مخازن نفتی مناطق مناسب است؟

بله. قطعا تزریق گاز در مخازن براساس مطالعات، بررسی ها و آزمایشات، صورت گرفته است. ابتدا همه اطلاعات مخزن ازجمله خصوصیات سنگ و سیال مخزن جمع آوری و مورد تجزیه و تحلیل قرار گرفته و پس از بررسی تاریخچه عملکرد مخازن و انجام آزمایشات لازم، تاریخچه عملکرد مخزن با استفاده از یکی از نرم افزارهای شبیه ساز پیشرفته بررسی می شود. 

سپس عملکرد سناریوهای مختلف تولیدی توسط مدل تهیه شده پیش بینی شده و بر اساس بررسی های اقتصادی سناریوهای بهینه تولید تعیین می گردد. براساس نتایج شبیه سازی که با استفاده از پیشرفته ترین نرم افزارهای موجود در دنیا صورت می گیرد، حجم نفت قابل تولید و میزان درآمد و هزینه سناریوهای مختلف تولید تعیین می گردد. علاوه بر این همان گونه که اشاره شد موضوع استفاده از روش مناسب برای افزایش ضریب بازیافت مخازن کربناته شکافدار از پیش از انقلاب مطرح بوده که نهایتا منجر به تزریق گاز در برخی از میادین شده است. همچنین آمار پروژه های ازدیاد برداشت صورت گرفته بر روی مخازن کربناته دنیا نشان می دهد که تزریق گاز بیشترین تعداد ازدیاد برداشت در این مخازن است.

** وقتی با این سرعت بعد از اتمام تحریم توانستید تولید را به میزان قبلی برگردانید آیا واقعا برای اجرای پروژه های افزایش بازیافت به فناوری خارجی نیاز دارید؟

باید موارد کاربرد فناوری دقیقا مشخص شود. به طور کلی کاربرد فناوری های مختلف را می توان در سه دسته کلی فناوری های افزایش ضریب بازیافت، افزایش دبی تولیدی و کاهش هزینه های تولید تقسیم نمود. از این منظر نه تنها ما بلکه هیچ شرکت نفتی هیچ گاه از فناوری بی نیاز نخواهد بود.

** به نظر شما در صورت تولید صیانتی میادین اصلی تولیدکننده نفت ایران در مناطق نفت خیز جنوب، چه ظرفیت تولیدی را می توانید محقق کنید و برای چه مدت این ظرفیت تولید ادامه خواهد داشت؟

به طور کلی تولید از مخزن هیدروکربوری متأثر از دو عامل توان بالقوه تولید مخزن و تأمین الزامات تولید است. توان بالقوه تولید از هر مخزن، پارامتری است که براساس شناخت از مخزن تعیین می شود و چون شناخت از مخزن همزمان با تولید از آن کامل می شود لذا امکان تغییر آن بازمان وجود دارد. در همه شرکت های نفتی بارها در طول عمر مخزن و از طریق انجام مطالعات مختلف توان بالقوه تولید مخزن تغییر داده می شود. 

در مناطق نیز هر ساله توان بالقوه تولید مورد بازبینی قرار می گیرد. براساس آخرین بررسی های صورت گرفته توان بالقوه مخازن در مناطق بیش از 3500 هزار بشکه است که برای 4 سال تداوم داشته و از سال پنجم به تدریج کاهش می یابد، اما همان گونه که گفته شد بالفعل رساندن این پتانسیل مستلزم تأمین الزامات آن است.

** برای تولید صیانتی به چه میزان تزریق گاز نیاز دارید؟

بر اساس مطالعات صورت گرفته حداکثر گاز موردنیاز برای تزریق به مخازن به شرط احداث یا تکمیل تأسیسات موردنیاز حدود 7 میلیارد فوت مکعب در روز است که البته با توجه به کاهش دبی تولیدی در برخی مخازن تزریق گازی، حجم مذکور به تدریج کاهش خواهد یافت.

*منبع: روزنامه جام جم