حمیدرضا طهماسبی پور- اگرچه اصطلاح«تولید صیانتی»درسال‌های اخیر همواره میان مدیران نفتی مطرح بوده اما هنوز تعریف جامعی از آن در دسترس نیست و غیراصولی ترین روش های تولید از مخازن نفتی کاربرد دارد تا در ایران حجم قابل توجهی گاز برای تزریق به این میادین در نظر گرفته نشود و تولید نفت کشور را در خطری بزرگ قرار دهد.
اتاق نیوز- یک صده از استخراج نفت در مناطق جنوبی کشور گذشته و پس از این ایام هنوز هم نفت منبع اصلی درآمد اقتصاد تک محصولی ایران است؛هنوز هم بالا و پایین شدن قیمت نفت سرنوشت بودجه را تغییر میدهد و در خوش بینانه ترین حالت هم طی سال های نزدیک نمی توان وابستگی به این مجصول پر ارزش را انکار کرد.همین موضوع است که حفظ وضع موجود در تولید نفت و توسعه مخازن هیدروکربنی کشف شده را مهم میکند تا همچنان یکی از دغدغه های اساسی کشور حراست از سطح تولید و مخازن نفتی کشور باشد .
با آنکه نگاه مدیران کشور همیشه به این نکته معطوف بوده است اما چندی است که از کوتاهی در این بخش سخن به میان اورده می شود و از کاهش میانگین نفت چاه های کشور گفته می شود.
گفته می شود ،متوسط ضریب برداشت نفت ایران 24درصد است در حالی‌که این رقم در بسیاری از کشورها حدود 48 تا 65 درصد است .به گفته مسوولان نفتی، متوسط ضریب برداشت از میادین نفتی ایران حدود 24 درصد است که البته این رقم در برخی از میادین چون میدان نفتی سروش حدود 7 درصد و در برخی از میادین نفتی چون اهواز حدود 35 درصد است.
این عدد در برخی از کشورها تا حدود 48درصد افزایش یافته و در مواردی، حتی کشورهای منطقه که دارای ذخایری نزدیک به ایران هستند توانسته اند این عدد را تا سطوح بالاتری افزایش دهند.براین اساس در حال حاضر نروژ توانسته است با استفاده از تکنولوژی های روز ضریب بازیافت خود را به 65 درصد برساند.این در حالی است که براساس برنامه پنجم توسعه باید تا پایان این برنامه حدود5/2 درصد به ضریب برداشت نفت ایران افزوده شود که در این صورت نیز ایران همچنان نسبت به کشورهای دیگر بسیار عقب خواهد بود.
هر چند این سخنان با تایید برخی مسئولان کشور بیشتر داغ شد و نوک پرگار انتقاد را به سمت آنها هدایت کرد اما در این میان فراموش شد که پرسیده شود مگر عدم سرمایه گذاری و صیانت از چاه های نفتی کشور مربوط به چند سال اخیر یا چند دهه اخیر است؟
اگر مسئولی این روزها با اعتراف به عدم سرمایه گذاری در این بخش نهادهای تصمیم ساز را از نقصان ها خبر دهد اشتباه کرده یا به اصلاح احتمالی رویه خدمت کرده است؟
باید بپذیریم که نقص امروز صنعت نفت و عدم تولید صیانتی نفت فقط مربوط به سالهای اخیر نیست و اشتباه های مکرر مدیران سالهای دور و نزدیک مزید بر علت بوده است .در این رابطه طی این گزارش که گرد آوری مطالب مطروحه در این بخش از سوی مسئولان و کارشناسان فن است ، برخی زوایای نادیده این بخش را مرور خواهیم کرد.
کاهش بازده چاه ها و تولید صیانتی
از نظر مفاهیم مهندسی مخزن، تولید صیانتی به تولیدی اطلاق می شود که بالاترین تولید را با دو ویژگی داشته باشد. این تولید باید قابل برنامه ریزی برای دراز مدت و دارای بازیافت حداکثر از مخازن نفتی باشد.در این راستا زمانی که اعلام می شود 30 درصد تزریق گاز در میادین جنوبی محقق نشده است، یعنی تولید نفت کشوردر مناطق نفت خیز (روزانه سه میلیون و 200 هزار بشکه نفت تولید )صیانتی نیست و احتمال آسیب به مخازن وجود دارد.این موضوع بحث امروز نیست و اگر به آمار نظر کنیم متوجه می شویم که در دهه 1940 میانگین تولید روزانه چاه های نفت ایران 18 هزار بشکه اعلام شده بود و امروزه با برداشت های مکرر، متوسط تولید این چاه ها به 2 هزار بشکه در روز رسیده است.
این در حالی است که بازدهی چاه های نفت در حال کاهش است و با صیانت از این مخازن و تزریق به موقع انواع گاز به آنها، می توان تولید چاه ها را به متوسط 6 تا 9 هزار بشکه در روز بازگرداند.
این نکته همان موضوعی است که کارشناسان را بر آن داشته که اعلام کنند ،اقدام های صورت گرفته در زمینه برداشت صیانتی از مخازن نفتی کشورمان مثبت بوده و در صورت اهتمام مسئولان می توان رویه را اصلاح کرد.
زیرا به اعتقاد فعالان این بخش بخشی از این افت ضریب بازیافت ، ناشی از طول عمر چاه های ایران است وبا اقدام های گسترده تر می توان از زیان های آینده و کشته شدن تعداد بیشتری از چاه های نفتی جلوگیری کرد.
تاریخچه تزریق گاز در مخازن
تزریق گاز به مخازن نفتی یکی از ضروری ترین عوامل در صیانت از ذخایر نفتی و یکی از راهبردهای تولید پایدار است؛ تزریق گاز کافی و به موقع، افزون بر بازیافت میلیاردها بشکه نفت مدفون شده ، موجب حفظ جایگاه تولید ایران در اوپک می شود و ظرفیت ذخیره سازی مقادیر چشمگیری گاز برای نسل آینده را نیز فراهم خواهد کرد. بر اساس برآوردهای کارشناسی، تزریق هر یک میلیون فوت مکعب گاز طبیعی به مخازن نفت، موجب افزایش ضریب بازیافت و برداشت به طور متوسط حدود 150 بشکه نفت اضافی می شود. به گفته کارشناسان مقدار ذخایر میدان گازی پارس جنوبی بیش از 500 تریلیون فوت مکعب برآورد شده است که عمر این ذخایر با توجه به روند تولید کنونی حدود 200 سال خواهد بود.
هدف از تزریق گاز به مخازن نفتی، افزایش ضریب بازیافت نفت از مخازن و ایجاد ظرفیت برای تبدیل نفت خام درجا به نفت قابل استحصال از مخازن است. بر اساس اعلام کارشناسان هم اکنون بیشتر مخازن نفتی بزرگ و اصلی کشور نیمه دوم عمر خود را سپری می کنند و به تزریق گاز نیاز دارند.
در سال های دهه 1350 و پیش از پیروزی انقلاب اسلامی، ظرفیت تولید نفت کشور به حدود 6 میلیون بشکه در روز افزایش یافت؛ در واقع به دنبال وقوع جنگ شش روزه اعراب و رژیم صهیونیستی، عرضه نفت در بازار از سوی کشورهای عرب صادر کننده نفت تحریم شد؛ بر همین اساس کمبود نفت بازار را ایران با فشار آمریکایی ها جبران کرد که موجب شد بیشترین میزان تولید نفت در سال های پیش از انقلاب اسلامی رقم بخورد.
این در حالی بود که این مقدار تولید به صورت 100 درصد غیر صیانتی انجام می شد و از بعضی میدان های نفتی کشور بدون تزریق آب و گاز تا بیش از یک میلیون بشکه نفت برداشت می شد و هیچ پروژه تزریق گاز یا آب به میادین نفتی به طور عمده در دستور کار صنعت نفت قرار نداشت.
بر اساس آمارهای شرکت ملی نفت ایران تولید گاز کشور در سال 1356 روزانه 144 میلیون مترمکعب بوده که 41 درصد از این میزان در داخل، مصرف و بخشی از آن به وسیله دو خط لوله به شوروی پیشین صادر شده و 59 درصد باقیمانده سوزانده می شد و بحث تزریق گاز به میدان های نفتی در میان نبود.
مخازن نفتی در نیمه دوم عمر
منحنی های کارشناسی ارائه شده نشان دهنده ادامه این روند است؛ از این رو کارشناسان خواستار توجه به اهمیت راهبردی- امنیتی تامین منابعی همچون گاز طبیعی برای تزریق و توسعه میدان ها به شیوه پلکانی هستند و موفقیت این شیوه زمانی حاصل می شود که مبتنی بر مدیریت علمی مخازن باشد.
امروزه 80 درصد تولید نفت کشور از میدان هایی است که در نیمه دوم عمر خود قرار دارند. تولید میدان مارون از 920 هزار بشکه در مرحله حداکثر دبی، به حدود 400 هزار بشکه افت کرده است، زیرا دوره کاهش بازدهی (نیمه دوم) عمر خود را پشت سرمی گذارد. همچنین میدان نفتی اهواز که تاکنون حدود یک چهارم تولید نفت کشور را به عهده داشته است، به دلیل افت تولید، بهره برداران را به سمت تولید از میدان های با پتانسیل 10 تا 15 هزار بشکه هدایت کرده است.
شرط صیانتی بودن تولید و مدیریت مخزن در کشور به همراه چند برابر کردن تعداد چاه های کنونی، از جمله اقدام های افزایش ضریب تولید نفت است که به مهندسان توصیه می شود. البته به این فهرست می توان توسعه فناوری تکمیل چاه ها را اضافه کرد؛ فناوری ای که می تواند به ایجاد شکاف های هیدرولیک منجر شود، اما باید در نظر گرفت که هم اکنون تعداد کل چاه های نفت کشور تنها حدود دو هزار حلقه است، در حالی که در کشوری مانند آمریکا سالانه دو هزار و 500 حلقه چاه حفر می شود.
تزریق گاز در دهه اخیر و برنامه تا سال 93
بر اساس آمارهای ارائه شده در ترازنامه هیدروکربوری ایران ( سال 1385) متوسط تزریق گاز به میدان های نفتی کشور در فاصله سال های 1375 تا 1385 به طور متوسط روزانه 3/71 میلیون مترمکعب بوده است.
همچنین با توجه به این که آمار تزریق آب از سال 1380 در دسترس قرار گرفته، میزان تزریق آب از سال 1380 تا سال 1385 به ترتیب 2/106 و 1/92 و 4/99 و6/75 و 9/98 و 3/130 میلیون بشکه بوده است.
در این رابطه مدیر برنامه‌ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت با بیان این مطلب که تزریق گاز به میادین نفتی کشور در انتهای برنامه پنجم توسعه (پایان سال 1393) به روزانه 260 میلیون متر مکعب خواهد رسید گفته بود: با احتساب این‌که طرح تزریق گاز آغاجاری کاملا در سرویس قرار گیرد، ظرفیت تزریق کنونی به حدود 140 میلیون متر مکعب در روز می‌رسد.
به گفته معاون وزیر نفت در امور برنامه ریزی و نظارت بر منابع هیدروکربوری، هم میزان برداشت گاز ایران از مخزن مشترک پارس جنوبی تا پایان سال جاری روزانه افزون بر 10 میلیارد فوت مکعب خواهد بود.
گاز به کمک نفت آمد
برخی از کارشناسان نفتی در مناطق عملیاتی با ارائه منحنی های عرضه و تقاضا و تاکید بر تلاقی این منحنی ها در سال های اخیر، توجه کارشناسان را به وضعیت در شرف بحران کنونی جلب کرده اند؛ این در حالی است که پیش بینی شده است در 15 سال آینده 6 کشور از جمع تولیدکنندگان اوپک خارج شوند؛ بنابراین ایران با تامین نیازهای بخش بالادستی نفت، می تواند به رفع تهدید افت تولید و استمرار صادرات نفت دست یابد که خود فرصتی بزرگ برای کشورمان به شمار می آید.
کارشناسان نفتی فکر می کردند تا سال 2009 میلادی، تولید نفت خام ایران به پنج میلیون بشکه در روز افزایش یابد، اما برخی از میدان های نفتی با افت تولید طبیعی روبه رو شده اند و کارشناسان بر این باورند که اگر بخشی از انرژی مورد نیاز کشور با توسعه گاز رسانی تامین نشده بود، امکان صادرات نفت خام به نزدیک صفر می رسید و چنین شرایطی ما را به واردات نفت خام رهنمون می شود که درآمد ارزی کشور را به حد بسیار پایین می رساند و این نقطه بحران برای کشوری است که سال ها تزریق پول نفت در اقتصاد خود را تجربه کرده است.
وضعیت تزریق مخازن نفتی جنوب
این در حالی است که مدیرعامل شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب اعتقاد داشت: در چهار سال (از سال 84 تا پایان 87) در مجموع 108 میلیارد متر مکعب گاز به مخازن نفتی واقع در حوزه های مختلف عملیاتی جنوب کشور تزریق شده است.
وی افزود: تزریق متوسط روزانه 75 میلیون متر مکعب گاز به مخازن نفتی به منظور افزایش ذخایر و تولید صیانتی نفت و جلوگیری از سوزاندن حدود 90 درصد گاز همراه نفت تولیدی که سال ها سوزانده می شد، از مهمترین دستاوردهای انجام شده در چهار سال گذشته در این مناطق به شمار می آید.
وی با بیان این که در 4 سال گذشته، سی و هشت هزار و 450 میلیارد ریال در مناطق نفت خیز جنوب سرمایه گذاری شده است، ادامه داد: تنها در سال گذشته دوازده هزار و 500 میلیارد ریال در حوزه ها و بخش های مختلف مناطق نفت خیز جنوب سرمایه گذاری شده است؛ با توجه به حجم عظیم تولید نفت در مناطق نفت خیز جنوب، تلاش کارشناسان و کارکنان صنعت نفت در همسویی با تحقق اهداف برنامه توسعه پنج ساله چهارم و اجرای برنامه های مصوب طبق استانداردهای بین المللی قابل تحسین است.
نکته مغفول درزمان مناسب تزریق
اما در این راستا ضروری است به یاد آوریم که در صورت بهینه سازی مصرف گاز در کشور و افزایش سهم تزریق گاز به میدان های نفتی، ضمن افزایش ضریب بازیافت مخازن نفتی، شرایطی برای صادرات گاز در دهه های آینده فراهم خواهد شد.
باید در نظر داشت که تنها تزریق مقدار کافی از گاز به مخازن موجب افزایش ضریب بازیافت نمی شود و لازم است تزریق گاز در زمان مناسبی انجام شود. تأخیر در تزریق گاز به مخازن هیدروکربوری کشور نتایج مطلوبی به دنبال نخواهد داشت و افزون بر این که ظرفیت کنونی تولید نفت حفظ نمی شود، موجب کاهش تولید نیز خواهد شد؛ از این رو تدوام و رشد تولید نفت در سال های آینده وابسته به پایداری فشار مخازن است که این مهم از طریق تزریق به موقع و حجم کافی گاز امکان پذیر خواهد بود
فن آوری غیر مدرن و کمبود گاز برای مخازن
همچنین باید توجه داشت که اگر تمام گاز تولیدی کشور به مخازن نفتی تزریق شود بازهم کمبود وجود دارد زیرا براساس پژوهش محققان پژوهشکده تکنولوژی تولید جهاددانشگاهی خوزستان، برای جبران تاخیر تزریق گاز به مخازن اصلی و جدید کشور، حداقل به حدود 600 میلیون مترمکعب گاز در روز نیاز است.
عیسی نویری کارشناس ارشد مهندسی مخازن هیدروکربوری نیز در این خصوص طی تحقیق دیگری آورده است:اگرچه در اغلب مباحث مدیریتی کشور اصطلاح «تولید صیانتی» در سال های اخیر همواره مطرح بوده اما متاسفانه تاکنون تعریف کامل و جامعی از آن در دسترس نیست.
این محقق در مقاله خود با اعلام این که امروزه از نقطه نظر مهندسی مخزن ثابت شده غیراصولی ترین روش تولید از مخازن نفتی استفاده از انرژی طبیعی مخزن است، تصریح کرده است: « با توجه به وجود میادین و مخازن عظیم نفت و گاز در ایران حجم قابل توجهی گاز برای تزریق به این میادین در نظر گرفته نشده است. براساس گزارشی که در مورد فعالیت های وزارت نفت منتشر شد، تزریق گاز در طول چهار سال از میزان متوسط روزانه حدود 3/58 میلیون مترمکعب به روزانه حدود 14/71 میلیون مترمکعب افزایش یافته است.»
با یک حساب ساده می توان نشان داد که برای جبران تاخیر در اجرای تزریق گاز به مخازن اصلی وجدید کشور، به حداقل حدود 600 میلیون مترمکعب گاز در روز نیاز است. در حال حاضر روزانه حدود 50 میلیون مترمکعب از گازهای همراه میادین مختلف کشور می سوزد و با این وجود اعتبار قابل توجهی جهت جمع آوری و تزریق این گازها به مخازن در نظر گرفته نشده است.»
این در حالی است که بسیاری بر این باورند که بهترین راه افزایش ضریب بازیافت مخازن نفت کشور، تزریق گاز به آنهاست و تزریق گاز باید به عنوان مهم ترین ابزار پیشگیری از افت فشار و افت تولید نفت در اولویت قرار گیرد.
اما از سوی دیگر هم باید اعلام کرد که فناوری ایجاد شکاف های هیدرولیک که می تواند تاثیر قابل توجهی بر افزایش ضریب بازیابی نفت داشته باشد ،هنوز در فاز مطالعاتی خود در ایران به سر می برد.
با توجه به خاصیت نفت دوست بودن نوع مخازن ایران، نخستین گام های مطالعاتی در باره روش ها و مواد غیرهیدروکربنی قابل تزریق به چاه های نفت، سال ها پیش با امکانات محدودی در دانشگاه سهند تبریز آغاز و طبق اطلاعات محققان دانشگاه سهند تبریز (در دومین سمینار ازدیاد برداشت) از دهه 1950 گازهایی ماند CO2 و N2 با هدف افزایش تولید به چاه های نفتی جهان تزریق می شوند، اما به نظر می رسد در کشور ما با وجود تعداد چاه های زیاد و مشکلات افت فشار به پروژه های تزریق دی اکسید کربن کم توجهی می شود.
تکنولوژی های جدید
براین اساس در حال حاضر به دلیل وجود نداشتن تکنولوژی های روز چون تزریق میکروب که در برخی از کشورهای جهان مورد استفاده قرار گرفته است و تزریق نکردن به موقع گاز به میادین ضریب برداشت از میادین نفتی ایران بسیار پایین است .
به گفته مهندسین نفتی، پایین بودن ضریب برداشت در کشور ما از عوامل مختلفی ناشی می شود. که یکی از اساسی ترین این عوامل ها این است که ما از مراحل سه گانه تولید اولیه، ثانویه و ثالثیه عقب تر هستیم.
این در حالی است که چند سال ژذشته بارها اعلام شده که با دستور وزیر نفت اسبق سازوکار چگونگی اجرای افزایش ضریب بازیافت میادین نفتی براساس برنامه پنجم توسعه دیده خواهد شد.بر این اساس قرار بود از روش‌های جدیدی مانند تزریق میکروب که در جهان انجام شده و نتیجه‌بخش بوده استفاده شود؛ اگرچه پروژه‌های آزمایشی این طرح در حال بررسی است که به 10 تا 15 سال زمان نیاز دارد.
راهکاری دیگر برای ضریب بازیافت مناسب
همچنین تزریق دی اکسید کربن یکی از در دسترس ترین امکانات موجود در زمینه تزریق گازهای غیر هیدروکربنی است که صنعت نفت را از کشاکش های چرایی تزریق گاز طبیعی نیز می رهاند.
اکنون سال هاست که کشاکش میان طرفداران و مخالفان تزریق گاز طبیعی به موضوع اصلی در میان روش های ازدیاد برداشت از مخازن نفتی تبدیل شده است. شماری از کارشناسان صنعت نفت معتقدند با معرفی روش های کاربردی دیگر می توان به این بحث پایان داد، اما مهم تر از لزوم تزریق گاز، زمان تزریق آن است، زیرا در صورتی که این زمان مشخص سپری شود، فرصت افزایش ضریب بازیافت نفت از دست خواهد رفت.
با سرمایه گذاری مناسب در زمینه تزریق گازهای N2 و CO2 به میدان های نفتی می توان برخی از ذخایر نفتی را به ضریب بازیافت مناسبی بازگرداند
راهکاری برای امروز
عیسی نویری کارشناس ارشد مهندسی مخازن هیدروکربوری در مقاله تحقیقی خود می نویسد:بررسی های شرکت استات اویل نشان می دهد تزریق 60 میلیون مترمکعب گاز طبیعی به میدان آغاجاری با حدود 28 میلیارد بشکه نفت خام، سه درصد افزایش برداشت ایجاد خواهد کرد که در مقایسه با صادرات گاز به هند، در قیمت بیش از 55 دلار برای هر بشکه نفت افزایش حدود40 درصدی را به همراه دارد. حال اگر
150 میلیون مترمکعب گاز به مخازن نفتی تزریق شود 10 درصد افزایش برداشت از مخزن به همراه خواهد داشت که در قیمت های بیش از 35 دلار برای هر بشکه نفت بسیار مقرون به صرفه است.
باید توجه داشت که قیمت های جهانی نفت بسیار بیشتر از گاز است. البته با تزریق گاز به مخازن، گاز از بین نمی رود بلکه برداشت مجدد حدود 70 درصد آن وجود دارد. این موضوع در حالی است که در صورت از بین رفتن امکان برداشت از چاه نفت، یا کوتاه شدن عمر برداشت از چاه، منابع بسیاری از نفت کشور به هدر می رود. با توجه به حوزه های مشترک گازی بهتر است گاز تولیدی مازاد، به مخازن نفت تزریق شود زیرا موجب افزایش برداشت است و همچنین بهترین راه ذخیره گاز برای برداشت مجدد در آینده به شمار می آید.
باتوجه به تاثیر منفی افت فشار مخزن بر دبی تولید وحداکثر نفت قابل استحصال از آن و همچنین پیش بینی سرعت گرفتن روند افزایش قیمت نفت و گاز در سال های آینده تا پیش از به کارگیری روش های ازدیاد برداشت برای هر مخزن باید تنها به اندازه نیاز نفت و گاز تولید کرد.
تاکید می کند:« اگر قرن20 قرن فروش نفت خام ارزان برای توسعه غرب بود، نباید قرن21 به قرن صدور گاز طبیعی ارزان قیمت برای توسعه صنایع غرب تبدیل شود. اگر اینگونه نشود هیچ تجربه ای از 100سال تولید نفت در کشورمان نداشته ایم.»
منبع :دنیای اقتصاد
کد خبر:
17020
تاریخ انتشار: 11 دی 1390 - 12:08
حمیدرضا طهماسبی پور- اگرچه اصطلاح«تولید صیانتی»درسال‌های اخیر همواره میان مدیران نفتی مطرح بوده اما هنوز تعریف جامعی از آن در دسترس نیست و غیراصولی ترین روش های تولید از مخازن نفتی کاربرد دارد تا در ایران حجم قابل توجهی گاز برای تزریق به این میادین در نظر گرفته نشود و تولید نفت کشور را در خطری بزرگ قرار دهد.
اتاق نیوز- یک صده از استخراج نفت در مناطق جنوبی کشور گذشته و پس از این ایام هنوز هم نفت منبع اصلی درآمد اقتصاد تک محصولی ایران است؛هنوز هم بالا و پایین شدن قیمت نفت سرنوشت بودجه را تغییر میدهد و در خوش بینانه ترین حالت هم طی سال های نزدیک نمی توان وابستگی به این مجصول پر ارزش را انکار کرد.همین موضوع است که حفظ وضع موجود در تولید نفت و توسعه مخازن هیدروکربنی کشف شده را مهم میکند تا همچنان یکی از دغدغه های اساسی کشور حراست از سطح تولید و مخازن نفتی کشور باشد .
با آنکه نگاه مدیران کشور همیشه به این نکته معطوف بوده است اما چندی است که از کوتاهی در این بخش سخن به میان اورده می شود و از کاهش میانگین نفت چاه های کشور گفته می شود.
گفته می شود ،متوسط ضریب برداشت نفت ایران 24درصد است در حالی‌که این رقم در بسیاری از کشورها حدود 48 تا 65 درصد است .به گفته مسوولان نفتی، متوسط ضریب برداشت از میادین نفتی ایران حدود 24 درصد است که البته این رقم در برخی از میادین چون میدان نفتی سروش حدود 7 درصد و در برخی از میادین نفتی چون اهواز حدود 35 درصد است.
این عدد در برخی از کشورها تا حدود 48درصد افزایش یافته و در مواردی، حتی کشورهای منطقه که دارای ذخایری نزدیک به ایران هستند توانسته اند این عدد را تا سطوح بالاتری افزایش دهند.براین اساس در حال حاضر نروژ توانسته است با استفاده از تکنولوژی های روز ضریب بازیافت خود را به 65 درصد برساند.این در حالی است که براساس برنامه پنجم توسعه باید تا پایان این برنامه حدود5/2 درصد به ضریب برداشت نفت ایران افزوده شود که در این صورت نیز ایران همچنان نسبت به کشورهای دیگر بسیار عقب خواهد بود.
هر چند این سخنان با تایید برخی مسئولان کشور بیشتر داغ شد و نوک پرگار انتقاد را به سمت آنها هدایت کرد اما در این میان فراموش شد که پرسیده شود مگر عدم سرمایه گذاری و صیانت از چاه های نفتی کشور مربوط به چند سال اخیر یا چند دهه اخیر است؟
اگر مسئولی این روزها با اعتراف به عدم سرمایه گذاری در این بخش نهادهای تصمیم ساز را از نقصان ها خبر دهد اشتباه کرده یا به اصلاح احتمالی رویه خدمت کرده است؟
باید بپذیریم که نقص امروز صنعت نفت و عدم تولید صیانتی نفت فقط مربوط به سالهای اخیر نیست و اشتباه های مکرر مدیران سالهای دور و نزدیک مزید بر علت بوده است .در این رابطه طی این گزارش که گرد آوری مطالب مطروحه در این بخش از سوی مسئولان و کارشناسان فن است ، برخی زوایای نادیده این بخش را مرور خواهیم کرد.
کاهش بازده چاه ها و تولید صیانتی
از نظر مفاهیم مهندسی مخزن، تولید صیانتی به تولیدی اطلاق می شود که بالاترین تولید را با دو ویژگی داشته باشد. این تولید باید قابل برنامه ریزی برای دراز مدت و دارای بازیافت حداکثر از مخازن نفتی باشد.در این راستا زمانی که اعلام می شود 30 درصد تزریق گاز در میادین جنوبی محقق نشده است، یعنی تولید نفت کشوردر مناطق نفت خیز (روزانه سه میلیون و 200 هزار بشکه نفت تولید )صیانتی نیست و احتمال آسیب به مخازن وجود دارد.این موضوع بحث امروز نیست و اگر به آمار نظر کنیم متوجه می شویم که در دهه 1940 میانگین تولید روزانه چاه های نفت ایران 18 هزار بشکه اعلام شده بود و امروزه با برداشت های مکرر، متوسط تولید این چاه ها به 2 هزار بشکه در روز رسیده است.
این در حالی است که بازدهی چاه های نفت در حال کاهش است و با صیانت از این مخازن و تزریق به موقع انواع گاز به آنها، می توان تولید چاه ها را به متوسط 6 تا 9 هزار بشکه در روز بازگرداند.
این نکته همان موضوعی است که کارشناسان را بر آن داشته که اعلام کنند ،اقدام های صورت گرفته در زمینه برداشت صیانتی از مخازن نفتی کشورمان مثبت بوده و در صورت اهتمام مسئولان می توان رویه را اصلاح کرد.
زیرا به اعتقاد فعالان این بخش بخشی از این افت ضریب بازیافت ، ناشی از طول عمر چاه های ایران است وبا اقدام های گسترده تر می توان از زیان های آینده و کشته شدن تعداد بیشتری از چاه های نفتی جلوگیری کرد.
تاریخچه تزریق گاز در مخازن
تزریق گاز به مخازن نفتی یکی از ضروری ترین عوامل در صیانت از ذخایر نفتی و یکی از راهبردهای تولید پایدار است؛ تزریق گاز کافی و به موقع، افزون بر بازیافت میلیاردها بشکه نفت مدفون شده ، موجب حفظ جایگاه تولید ایران در اوپک می شود و ظرفیت ذخیره سازی مقادیر چشمگیری گاز برای نسل آینده را نیز فراهم خواهد کرد. بر اساس برآوردهای کارشناسی، تزریق هر یک میلیون فوت مکعب گاز طبیعی به مخازن نفت، موجب افزایش ضریب بازیافت و برداشت به طور متوسط حدود 150 بشکه نفت اضافی می شود. به گفته کارشناسان مقدار ذخایر میدان گازی پارس جنوبی بیش از 500 تریلیون فوت مکعب برآورد شده است که عمر این ذخایر با توجه به روند تولید کنونی حدود 200 سال خواهد بود.
هدف از تزریق گاز به مخازن نفتی، افزایش ضریب بازیافت نفت از مخازن و ایجاد ظرفیت برای تبدیل نفت خام درجا به نفت قابل استحصال از مخازن است. بر اساس اعلام کارشناسان هم اکنون بیشتر مخازن نفتی بزرگ و اصلی کشور نیمه دوم عمر خود را سپری می کنند و به تزریق گاز نیاز دارند.
در سال های دهه 1350 و پیش از پیروزی انقلاب اسلامی، ظرفیت تولید نفت کشور به حدود 6 میلیون بشکه در روز افزایش یافت؛ در واقع به دنبال وقوع جنگ شش روزه اعراب و رژیم صهیونیستی، عرضه نفت در بازار از سوی کشورهای عرب صادر کننده نفت تحریم شد؛ بر همین اساس کمبود نفت بازار را ایران با فشار آمریکایی ها جبران کرد که موجب شد بیشترین میزان تولید نفت در سال های پیش از انقلاب اسلامی رقم بخورد.
این در حالی بود که این مقدار تولید به صورت 100 درصد غیر صیانتی انجام می شد و از بعضی میدان های نفتی کشور بدون تزریق آب و گاز تا بیش از یک میلیون بشکه نفت برداشت می شد و هیچ پروژه تزریق گاز یا آب به میادین نفتی به طور عمده در دستور کار صنعت نفت قرار نداشت.
بر اساس آمارهای شرکت ملی نفت ایران تولید گاز کشور در سال 1356 روزانه 144 میلیون مترمکعب بوده که 41 درصد از این میزان در داخل، مصرف و بخشی از آن به وسیله دو خط لوله به شوروی پیشین صادر شده و 59 درصد باقیمانده سوزانده می شد و بحث تزریق گاز به میدان های نفتی در میان نبود.
مخازن نفتی در نیمه دوم عمر
منحنی های کارشناسی ارائه شده نشان دهنده ادامه این روند است؛ از این رو کارشناسان خواستار توجه به اهمیت راهبردی- امنیتی تامین منابعی همچون گاز طبیعی برای تزریق و توسعه میدان ها به شیوه پلکانی هستند و موفقیت این شیوه زمانی حاصل می شود که مبتنی بر مدیریت علمی مخازن باشد.
امروزه 80 درصد تولید نفت کشور از میدان هایی است که در نیمه دوم عمر خود قرار دارند. تولید میدان مارون از 920 هزار بشکه در مرحله حداکثر دبی، به حدود 400 هزار بشکه افت کرده است، زیرا دوره کاهش بازدهی (نیمه دوم) عمر خود را پشت سرمی گذارد. همچنین میدان نفتی اهواز که تاکنون حدود یک چهارم تولید نفت کشور را به عهده داشته است، به دلیل افت تولید، بهره برداران را به سمت تولید از میدان های با پتانسیل 10 تا 15 هزار بشکه هدایت کرده است.
شرط صیانتی بودن تولید و مدیریت مخزن در کشور به همراه چند برابر کردن تعداد چاه های کنونی، از جمله اقدام های افزایش ضریب تولید نفت است که به مهندسان توصیه می شود. البته به این فهرست می توان توسعه فناوری تکمیل چاه ها را اضافه کرد؛ فناوری ای که می تواند به ایجاد شکاف های هیدرولیک منجر شود، اما باید در نظر گرفت که هم اکنون تعداد کل چاه های نفت کشور تنها حدود دو هزار حلقه است، در حالی که در کشوری مانند آمریکا سالانه دو هزار و 500 حلقه چاه حفر می شود.
تزریق گاز در دهه اخیر و برنامه تا سال 93
بر اساس آمارهای ارائه شده در ترازنامه هیدروکربوری ایران ( سال 1385) متوسط تزریق گاز به میدان های نفتی کشور در فاصله سال های 1375 تا 1385 به طور متوسط روزانه 3/71 میلیون مترمکعب بوده است.
همچنین با توجه به این که آمار تزریق آب از سال 1380 در دسترس قرار گرفته، میزان تزریق آب از سال 1380 تا سال 1385 به ترتیب 2/106 و 1/92 و 4/99 و6/75 و 9/98 و 3/130 میلیون بشکه بوده است.
در این رابطه مدیر برنامه‌ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت با بیان این مطلب که تزریق گاز به میادین نفتی کشور در انتهای برنامه پنجم توسعه (پایان سال 1393) به روزانه 260 میلیون متر مکعب خواهد رسید گفته بود: با احتساب این‌که طرح تزریق گاز آغاجاری کاملا در سرویس قرار گیرد، ظرفیت تزریق کنونی به حدود 140 میلیون متر مکعب در روز می‌رسد.
به گفته معاون وزیر نفت در امور برنامه ریزی و نظارت بر منابع هیدروکربوری، هم میزان برداشت گاز ایران از مخزن مشترک پارس جنوبی تا پایان سال جاری روزانه افزون بر 10 میلیارد فوت مکعب خواهد بود.
گاز به کمک نفت آمد
برخی از کارشناسان نفتی در مناطق عملیاتی با ارائه منحنی های عرضه و تقاضا و تاکید بر تلاقی این منحنی ها در سال های اخیر، توجه کارشناسان را به وضعیت در شرف بحران کنونی جلب کرده اند؛ این در حالی است که پیش بینی شده است در 15 سال آینده 6 کشور از جمع تولیدکنندگان اوپک خارج شوند؛ بنابراین ایران با تامین نیازهای بخش بالادستی نفت، می تواند به رفع تهدید افت تولید و استمرار صادرات نفت دست یابد که خود فرصتی بزرگ برای کشورمان به شمار می آید.
کارشناسان نفتی فکر می کردند تا سال 2009 میلادی، تولید نفت خام ایران به پنج میلیون بشکه در روز افزایش یابد، اما برخی از میدان های نفتی با افت تولید طبیعی روبه رو شده اند و کارشناسان بر این باورند که اگر بخشی از انرژی مورد نیاز کشور با توسعه گاز رسانی تامین نشده بود، امکان صادرات نفت خام به نزدیک صفر می رسید و چنین شرایطی ما را به واردات نفت خام رهنمون می شود که درآمد ارزی کشور را به حد بسیار پایین می رساند و این نقطه بحران برای کشوری است که سال ها تزریق پول نفت در اقتصاد خود را تجربه کرده است.
وضعیت تزریق مخازن نفتی جنوب
این در حالی است که مدیرعامل شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب اعتقاد داشت: در چهار سال (از سال 84 تا پایان 87) در مجموع 108 میلیارد متر مکعب گاز به مخازن نفتی واقع در حوزه های مختلف عملیاتی جنوب کشور تزریق شده است.
وی افزود: تزریق متوسط روزانه 75 میلیون متر مکعب گاز به مخازن نفتی به منظور افزایش ذخایر و تولید صیانتی نفت و جلوگیری از سوزاندن حدود 90 درصد گاز همراه نفت تولیدی که سال ها سوزانده می شد، از مهمترین دستاوردهای انجام شده در چهار سال گذشته در این مناطق به شمار می آید.
وی با بیان این که در 4 سال گذشته، سی و هشت هزار و 450 میلیارد ریال در مناطق نفت خیز جنوب سرمایه گذاری شده است، ادامه داد: تنها در سال گذشته دوازده هزار و 500 میلیارد ریال در حوزه ها و بخش های مختلف مناطق نفت خیز جنوب سرمایه گذاری شده است؛ با توجه به حجم عظیم تولید نفت در مناطق نفت خیز جنوب، تلاش کارشناسان و کارکنان صنعت نفت در همسویی با تحقق اهداف برنامه توسعه پنج ساله چهارم و اجرای برنامه های مصوب طبق استانداردهای بین المللی قابل تحسین است.
نکته مغفول درزمان مناسب تزریق
اما در این راستا ضروری است به یاد آوریم که در صورت بهینه سازی مصرف گاز در کشور و افزایش سهم تزریق گاز به میدان های نفتی، ضمن افزایش ضریب بازیافت مخازن نفتی، شرایطی برای صادرات گاز در دهه های آینده فراهم خواهد شد.
باید در نظر داشت که تنها تزریق مقدار کافی از گاز به مخازن موجب افزایش ضریب بازیافت نمی شود و لازم است تزریق گاز در زمان مناسبی انجام شود. تأخیر در تزریق گاز به مخازن هیدروکربوری کشور نتایج مطلوبی به دنبال نخواهد داشت و افزون بر این که ظرفیت کنونی تولید نفت حفظ نمی شود، موجب کاهش تولید نیز خواهد شد؛ از این رو تدوام و رشد تولید نفت در سال های آینده وابسته به پایداری فشار مخازن است که این مهم از طریق تزریق به موقع و حجم کافی گاز امکان پذیر خواهد بود
فن آوری غیر مدرن و کمبود گاز برای مخازن
همچنین باید توجه داشت که اگر تمام گاز تولیدی کشور به مخازن نفتی تزریق شود بازهم کمبود وجود دارد زیرا براساس پژوهش محققان پژوهشکده تکنولوژی تولید جهاددانشگاهی خوزستان، برای جبران تاخیر تزریق گاز به مخازن اصلی و جدید کشور، حداقل به حدود 600 میلیون مترمکعب گاز در روز نیاز است.
عیسی نویری کارشناس ارشد مهندسی مخازن هیدروکربوری نیز در این خصوص طی تحقیق دیگری آورده است:اگرچه در اغلب مباحث مدیریتی کشور اصطلاح «تولید صیانتی» در سال های اخیر همواره مطرح بوده اما متاسفانه تاکنون تعریف کامل و جامعی از آن در دسترس نیست.
این محقق در مقاله خود با اعلام این که امروزه از نقطه نظر مهندسی مخزن ثابت شده غیراصولی ترین روش تولید از مخازن نفتی استفاده از انرژی طبیعی مخزن است، تصریح کرده است: « با توجه به وجود میادین و مخازن عظیم نفت و گاز در ایران حجم قابل توجهی گاز برای تزریق به این میادین در نظر گرفته نشده است. براساس گزارشی که در مورد فعالیت های وزارت نفت منتشر شد، تزریق گاز در طول چهار سال از میزان متوسط روزانه حدود 3/58 میلیون مترمکعب به روزانه حدود 14/71 میلیون مترمکعب افزایش یافته است.»
با یک حساب ساده می توان نشان داد که برای جبران تاخیر در اجرای تزریق گاز به مخازن اصلی وجدید کشور، به حداقل حدود 600 میلیون مترمکعب گاز در روز نیاز است. در حال حاضر روزانه حدود 50 میلیون مترمکعب از گازهای همراه میادین مختلف کشور می سوزد و با این وجود اعتبار قابل توجهی جهت جمع آوری و تزریق این گازها به مخازن در نظر گرفته نشده است.»
این در حالی است که بسیاری بر این باورند که بهترین راه افزایش ضریب بازیافت مخازن نفت کشور، تزریق گاز به آنهاست و تزریق گاز باید به عنوان مهم ترین ابزار پیشگیری از افت فشار و افت تولید نفت در اولویت قرار گیرد.
اما از سوی دیگر هم باید اعلام کرد که فناوری ایجاد شکاف های هیدرولیک که می تواند تاثیر قابل توجهی بر افزایش ضریب بازیابی نفت داشته باشد ،هنوز در فاز مطالعاتی خود در ایران به سر می برد.
با توجه به خاصیت نفت دوست بودن نوع مخازن ایران، نخستین گام های مطالعاتی در باره روش ها و مواد غیرهیدروکربنی قابل تزریق به چاه های نفت، سال ها پیش با امکانات محدودی در دانشگاه سهند تبریز آغاز و طبق اطلاعات محققان دانشگاه سهند تبریز (در دومین سمینار ازدیاد برداشت) از دهه 1950 گازهایی ماند CO2 و N2 با هدف افزایش تولید به چاه های نفتی جهان تزریق می شوند، اما به نظر می رسد در کشور ما با وجود تعداد چاه های زیاد و مشکلات افت فشار به پروژه های تزریق دی اکسید کربن کم توجهی می شود.
تکنولوژی های جدید
براین اساس در حال حاضر به دلیل وجود نداشتن تکنولوژی های روز چون تزریق میکروب که در برخی از کشورهای جهان مورد استفاده قرار گرفته است و تزریق نکردن به موقع گاز به میادین ضریب برداشت از میادین نفتی ایران بسیار پایین است .
به گفته مهندسین نفتی، پایین بودن ضریب برداشت در کشور ما از عوامل مختلفی ناشی می شود. که یکی از اساسی ترین این عوامل ها این است که ما از مراحل سه گانه تولید اولیه، ثانویه و ثالثیه عقب تر هستیم.
این در حالی است که چند سال ژذشته بارها اعلام شده که با دستور وزیر نفت اسبق سازوکار چگونگی اجرای افزایش ضریب بازیافت میادین نفتی براساس برنامه پنجم توسعه دیده خواهد شد.بر این اساس قرار بود از روش‌های جدیدی مانند تزریق میکروب که در جهان انجام شده و نتیجه‌بخش بوده استفاده شود؛ اگرچه پروژه‌های آزمایشی این طرح در حال بررسی است که به 10 تا 15 سال زمان نیاز دارد.
راهکاری دیگر برای ضریب بازیافت مناسب
همچنین تزریق دی اکسید کربن یکی از در دسترس ترین امکانات موجود در زمینه تزریق گازهای غیر هیدروکربنی است که صنعت نفت را از کشاکش های چرایی تزریق گاز طبیعی نیز می رهاند.
اکنون سال هاست که کشاکش میان طرفداران و مخالفان تزریق گاز طبیعی به موضوع اصلی در میان روش های ازدیاد برداشت از مخازن نفتی تبدیل شده است. شماری از کارشناسان صنعت نفت معتقدند با معرفی روش های کاربردی دیگر می توان به این بحث پایان داد، اما مهم تر از لزوم تزریق گاز، زمان تزریق آن است، زیرا در صورتی که این زمان مشخص سپری شود، فرصت افزایش ضریب بازیافت نفت از دست خواهد رفت.
با سرمایه گذاری مناسب در زمینه تزریق گازهای N2 و CO2 به میدان های نفتی می توان برخی از ذخایر نفتی را به ضریب بازیافت مناسبی بازگرداند
راهکاری برای امروز
عیسی نویری کارشناس ارشد مهندسی مخازن هیدروکربوری در مقاله تحقیقی خود می نویسد:بررسی های شرکت استات اویل نشان می دهد تزریق 60 میلیون مترمکعب گاز طبیعی به میدان آغاجاری با حدود 28 میلیارد بشکه نفت خام، سه درصد افزایش برداشت ایجاد خواهد کرد که در مقایسه با صادرات گاز به هند، در قیمت بیش از 55 دلار برای هر بشکه نفت افزایش حدود40 درصدی را به همراه دارد. حال اگر
150 میلیون مترمکعب گاز به مخازن نفتی تزریق شود 10 درصد افزایش برداشت از مخزن به همراه خواهد داشت که در قیمت های بیش از 35 دلار برای هر بشکه نفت بسیار مقرون به صرفه است.
باید توجه داشت که قیمت های جهانی نفت بسیار بیشتر از گاز است. البته با تزریق گاز به مخازن، گاز از بین نمی رود بلکه برداشت مجدد حدود 70 درصد آن وجود دارد. این موضوع در حالی است که در صورت از بین رفتن امکان برداشت از چاه نفت، یا کوتاه شدن عمر برداشت از چاه، منابع بسیاری از نفت کشور به هدر می رود. با توجه به حوزه های مشترک گازی بهتر است گاز تولیدی مازاد، به مخازن نفت تزریق شود زیرا موجب افزایش برداشت است و همچنین بهترین راه ذخیره گاز برای برداشت مجدد در آینده به شمار می آید.
باتوجه به تاثیر منفی افت فشار مخزن بر دبی تولید وحداکثر نفت قابل استحصال از آن و همچنین پیش بینی سرعت گرفتن روند افزایش قیمت نفت و گاز در سال های آینده تا پیش از به کارگیری روش های ازدیاد برداشت برای هر مخزن باید تنها به اندازه نیاز نفت و گاز تولید کرد.
تاکید می کند:« اگر قرن20 قرن فروش نفت خام ارزان برای توسعه غرب بود، نباید قرن21 به قرن صدور گاز طبیعی ارزان قیمت برای توسعه صنایع غرب تبدیل شود. اگر اینگونه نشود هیچ تجربه ای از 100سال تولید نفت در کشورمان نداشته ایم.»
منبع :دنیای اقتصاد
