مدیرعامل شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب مطرح کرد

بازیافت میادین نفتی با توان داخلی

پس از اجرای برجام و لغو تحریم‌ها که افزایش تولید و صادرات نفت ایران در دستور کار کشور قرار گرفت، شرکت مناطق نفت‌خیز جنوب، وظیفه اصلی را در بازپس گرفتن سهم ایران از بازار جهانی نفت بر عهده گرفت.

کد خبر: ۱۳۰۴۳۱

تاریخ: ۰۳ آبان ۱۳۹۵ - ۱۰:۳۴

شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب با پیشینه‌ای افزون بر یکصد سال، هم‌اکنون بزرگ‌ترین تولیدکننده نفت خام ایران محسوب می‌شود که حدود 80 درصد نفت خام و 16 درصد گاز کشور را از بیش از 45 میدان هیدروکربوری بزرگ و کوچک در گستره‌ای افزون بر 400 هزار کیلومترمربع از استان بوشهر تا شمال خوزستان، تولید می‌کند. در این قلمرو وسیع نفتی، میدان‌های بزرگی همچون اهواز، گچساران، مارون، آغاجاری، کرنج و پارسی و بی‌بی حکیمه قرار دارند.

شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب دارای هفت مدیریت تولید، امور فنی، امور مالی، مهندسی و ساختمان، منابع انسانی، برنامه‌ریزی تلفیقی و تدارکات و امور کالاست. این شرکت، دارای هشت شرکت تابع شامل سه شرکت خدماتی، تخصصی و پنج شرکت بهره‌برداری نفت و گاز است که بر اساس مأموریت محوله و موقعیت جغرافیایی و میدان‌های اصلی تحت اختیار نامگذاری شده و فعالیت می‌کنند.

گفت‌وگوی ما را با بیژن عالی‌پور مدیرعامل شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب در خصوص سیاست‌های 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 چه‌کارهایی انجام داده‌اید؟

برای افزایش ضریب بازیافت در مخازن مختلف برحسب مکانیسم‌های تولیدی و خصوصیات سنگ و سیال، روش‌های ازدیاد برداشت مناسب مورداستفاده قرار گرفته یا در دست بررسی است. بر اساس مطالعات صورت‌گرفته در قبل و بعد از انقلاب، بهترین روش ازدیاد برداشت در مخازن آسماری کربناته شکافدار، تزریق گاز تشخیص داده‌شده و در 12 میدان نفتی تزریق گاز انجام می‌شود. نفت در جای اولیه این مخازن 54 درصد نفت در جای کل میادین مناطق نفت‌خیز جنوب (حدود 181 میلیارد بشکه) است. براساس مطالعات صورت‌گرفته، تاکنون ضریب بازیافت در این مخازن 5/32 درصد برآورد شده که نسبت به تخلیه طبیعی 4/7 درصد افزایش بازیافت را نشان می‌دهد. البته امکان افزایش این ارقام با مطالعه و بررسی رفتار دینامیک میادین وجود دارد.

برخی مخازن نفتی به دلیل وجود آبده فعال و لایه‌های ماسه‌ای، دارای ضریب بازیافت بالای 50 درصد است. در این میادین ـ که 9 درصد نفت درجای اولیه مناطق را در خود جای داده‌اند‌ ـ اولویت‌های ازدیاد برداشت احداث واحدهای نمک‌زدایی متناسب با ظرفیت تولیدی آنها و استفاده از روش‌های مناسب فرآوری مصنوعی برای فراهم کردن امکان ولید با برش آب بالاست.

مهم‌ترین چالش شما در این بخش چیست؟

مهم‌ترین چالش ازدیاد برداشت در مناطق نفت‌خیز 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 داده‌اند. فعالیت‌های 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 ویژگی‌های مشترک است، تجربه استفاده عملی روش ازدیاد برداشت مناسب در یکی از آنها می‌تواند راهگشای خوبی برای تعیین تکلیف دیگر مخازن از منظر ازدیاد برداشت باشد.

12 درصد باقیمانده نفت درجای مناطق نفت‌خیز جنوب در مخازنی است که بررسی استفاده از روش‌های 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 دی‌اکسید کربن در مخزن آسماری میدان رامین و مطالعه ازدیاد برداشت روش‌های 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 روش‌های ازدیاد برداشت پس از انجام مطالعات، مستلزم ایجاد زیرساخت‌های لازم مانند احداث واحدهای نمک‌زدایی و سیستم‌های فرآوری مناسب است. خوشبختانه در مناطق نفت‌خیز جنوب در این خصوص فعالیت‌های زیادی صورت گرفته است. افزایش ظرفیت تأسیسات نمک‌زدایی تا سقف 9/2 میلیون بشکه در روز ازجمله این فعالیت‌هاست.

با توجه به افزایش مصرف گاز در نیروگاه‌ها 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 نفت‌خیز جنوب از منظر منبع تأمین گاز به دو دسته داخل مناطق و خارج مناطق تقسیم می‌شوند. در دسته اول حجم گاز موردنیاز مخازن برای تزریق تأمین‌شده و خوشبختانه مشکل کمبود گاز جدی نداشته‌ایم. مثل میادین گچساران و هفتکل که با توجه به حجم گاز تزریقی تقریبا به فشار اولیه رسیده‌ایم، 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 می‌رسد.

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

بله. قطعا تزریق گاز در مخازن براساس مطالعات، بررسی‌ها و آزمایشات، صورت گرفته است. ابتدا همه اطلاعات مخزن ازجمله خصوصیات سنگ و سیال مخزن جمع‌آوری 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 نرم‌افزارهای شبیه ساز پیشرفته بررسی می‌شود. سپس عملکرد سناریوهای مختلف تولیدی توسط مدل تهیه‌شده پیش‌بینی‌شده و بر اساس بررسی‌های اقتصادی سناریوهای بهینه تولید تعیین می‌گردد. براساس نتایج شبیه‌سازی که با استفاده از پیشرفته‌ترین نرم‌افزارهای موجود در دنیا صورت می‌گیرد، حجم نفت قابل‌تولید و میزان درآمد و هزینه سناریوهای مختلف تولید تعیین می‌گردد. علاوه بر این همان‌گونه 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 پروژه‌های ازدیاد برداشت صورت گرفته بر روی مخازن کربناته دنیا نشان می‌دهد 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 پروژه‌های افزایش بازیافت به فناوری خارجی نیاز دارید؟

باید موارد کاربرد فناوری دقیقا مشخص شود. به ‌طور کلی کاربرد فناوری‌های مختلف را می‌توان در سه دسته کلی فناوری‌های افزایش ضریب بازیافت، افزایش دبی تولیدی و کاهش هزینه‌های تولید تقسیم نمود. از این منظر نه‌تنها ما بلکه هیچ شرکت نفتی هیچ‌گاه از فناوری بی‌نیاز نخواهد بود.

به نظر شما در صورت تولید صیانتی میادین اصلی تولیدکننده نفت ایران در مناطق نفت‌خیز جنوب، چه ظرفیت تولیدی را می‌توانید 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 می‌شود و چون شناخت از مخزن همزمان با تولید از آن کامل می‌شود لذا امکان تغییر آن بازمان وجود دارد. در همه شرکت‌های نفتی بارها در طول عمر مخزن و از طریق انجام مطالعات مختلف توان بالقوه تولید مخزن تغییر داده می‌شود. در مناطق نیز هر ساله توان بالقوه تولید مورد بازبینی قرار می‌گیرد. براساس آخرین بررسی‌های صورت‌گرفته توان بالقوه مخازن در مناطق بیش از 3500 هزار بشکه است که برای 4 سال تداوم داشته و از سال پنجم به‌تدریج کاهش می‌یابد، اما همان‌گونه 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 صورت‌گرفته حداکثر گاز موردنیاز برای تزریق به مخازن به‌شرط 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 به‌تدریج کاهش خواهد یافت.