كم‌توجهي مديران نفتي به مسئله ضريب بازيافت

  تدبیر24:سيدغلامحسين حسن‌تاش-ابتدا براي خواننده محترم يادآوري مي‌کنم كه نفت‌خام در لايه‌هاي نفت‌پذير در اعماق زمين در دل سنگ قرار دارد؛ سنگي كه حالت اسفنجي و تخلخل دارد و نفت‌خام در ميلياردها سال درون خلل و فُرج اين سنگ نفوذ كرده‌ است. وقتي مطالعات اكتشافي يك ميدان نفتي كامل مي‌شود، حجم بخشي از سنگ مخزن نفتي كه نفت در آن نفوذ كرده است، تخمين زده‌ مي‌شود. در كنار اين، در جريان حفاري اكتشافي نمونه‌هایي از سنگ مخزن خارج مي‌‌شود و در شرايط آزمايشگاهي، ميزان فشردگي سنگ و ميزان فضاي خالي يا ميزان تخلخل آن كه نفت در آن نفوذ كرده است، مشخص مي‌شود. از حاصل‌ضرب آن بخش از سنگ مخزن كه داراي نفت است و ميزان تخلخل سنگ، حجم نفت مخزن نفتي تخمين زده مي‌شود؛ البته همه اين تخمين‌ها با تقريب زيادي مواجه است و اصولا بايد دانست كه مخزن زيرزميني نفتي يك پديده ريسك و نامطمئن است. همه چيز در اعماق زياد قرار دارد و معلوم نيست كه مثلا فشردگي سنگ و ميزان تخلخل، در همه جاي مخزن يكسان باشد. به‌هرحال آنچه در اين مرحله تخمين زده ‌مي‌شود، اصطلاحا  «نفت ‌درجا (Oil in Place)» ناميده مي‌شود ولي آنچه مهم است نفت بازیافت‌شدنی و ضريب بازيافت است. ضريب بازيافت يعني اينكه چند درصد از نفت از درون اين سنگ می‌تواند بيرون‌ كشيده شود. ميادين نفتي از جهات متعددي با يكديگر تفاوت دارند و ضريب بازيافت نيز از يك مخزن نفتي به مخزن ديگر متفاوت است و بستگي به عوامل زيادي دارد. متوسط ضريب بازيافت در شرايط مخازن نفتي ايران بين ١٨ تا ٢٧ درصد ذكر مي‌شود. بيشترين سعي و تلاش پژوهش و توسعه دانش و فناوري‌ها در بخش بالادستي صنعت‌نفت جهان، در راستای بالابردن ضريب بازيافت است. درعين‌حال توليد بهينه‌نشده يا به‌اصطلاح غيرصيانتي از يك ميدان، مي‌تواند ضريب بازيافت را كاهش دهد و بخشي از نفتي را كه در شرايط توليد بهينه ميدان بازيافت‌شدنی بود غيرقابل بازيافت کند. كشورها و شركت‌هاي نفتي تمام تلاش خود را می‌کنند تا ضريب بازيافت را افزايش دهند عناويني مانند: «بازيافت‌ثانويه» از ميادين نفتي، «روش‌هاي پيشرفته افزايش بازيافت» و امثال آن، همه به همين ضريب بازيافت مربوط است. اگر روش‌ها و اقداماتي به كار گرفته شود كه ميزان استخراج از ميدان را نسبت به ضريب بازيافت اوليه افزايش دهد، به آن توليد اضافي، «توليد ثانويه» گفته مي‌‌شود. استخراج و توليد صيانتي يا حداكثري و بهينه از ميدان، مستلزم مديريت بهينه ميدان و استخراج از آن است كه از برنامه اوليه توسعه ميدان تا تخليه كامل نفت بازيافت‌شدنی يعني در تمام طول عمر ميدان، جريان دارد و روش‌هاي گوناگوني براي افزايش ضريب بازيافت وجود دارد و هر روز ممكن است دانش جديدي در اين رابطه حاصل آيد.

اما در ميان همه روش‌هاي شناخته‌شده براي افزايش ضريب بازيافت، تزريق گاز به ميدان نفتي، بارزترين و مهم‌ترين روش است كه وضعيت آن در ايران مطلوب نيست.

با يك جست‌وجوي اينترنتي مي‌‌توان صدها صفحه اطلاعات و ده‌ها مقاله راجع به اهميت تزريق گاز و اينكه اين امر يكي از مهم‌ترين و شايد مهم‌ترين روش افزايش بازيافت است و در همه‌جا به‌كار گرفته مي‌شود را به دست آورد. كشور نروژ از سال ١٩٧١ توليدكننده نفت و گاز شده است؛ يكي از مديران برجسته اداره نفت نروژ (NDP) در اواخر سال گذشته ميلادي اعلام كرد از سال ١٩٧٥حجم عظيمي از گاز به ميادين نفتي نروژ تزريق شده است و حاصل آن، افزايش توليد (توليد ثانويه) به ميزان دو تا ٢,٣ ميليارد بشكه بوده است، درحالي‌كه نروژ جزء بزرگ‌ترين توليدكنندگان و صادركنندگان گاز جهان است. مدير نروژي توضيح مي‌دهد در طول سال‌هاي نفتي‌شدن نروژ، همواره يك‌چهارم كل گاز توليدي كشور به ميادين نفتي تزريق شده است و اين رمز و راز افزايش ضريب بازيافت ميادين نفتي نروژ است. وي همچنين توضيح مي‌دهد سوزاندن گاز همراه نفت در نروژ كاملا ممنوع است؛ درحالي‌كه در ايران هنوز روزانه حجم عظيمي از گاز همراه نفت (شايد بيشتر از يك فاز پارس‌جنوبي) در حال سوختن است. جملات زير عينا از سايت مناطق نفت‌خيز جنوب گرفته شده است (در تاريخ ٢/٥/٩٥): «برمبناي مطالعات و تحقيقات آزمايشگاهي انجام‌شده در زمينه روش‌هاي مناسب افزايش بازيافت ذخاير نفت در مخازن كربناته جنوب غرب ايران، تزريق گاز، مناسب‌ترين روش تشخيص داده شده است. عمليات تزريق گاز در مخازن اين شركت با هدف تثبيت فشار يا افزايش فشار ستون نفت مخزن، صورت مي‌گيرد و اين درحالي است كه اجراي پروژه‌هاي تزريق گاز، علاوه بر افزايش بازيافت نفت از مخازن، باتوجه به هدف‌هاي ياد شده، عامل اصلي كاهش مشكلات عملياتي بهره‌برداري از چاه‌ها نيز به شمار مي‌آيد». اتفاق نظر مهندسان نفت جهان بر اهميت تزريق گاز براي افزايش ضريب بازيافت، در حدي است كه تعبيري در بين آنها وجود دارد مبنی بر اینکه بعضي از ميادين گازي را بايد فداي افزايش بازيافت از ميادين نفتي كرد. البته گاز تزريقي نهايتا فدا نمي‌شود و بازيافت‌شدنی است. تزريق گاز هم فشار مخزن را حفظ مي‌كند و هم چون خود از نوع هيدروكربن است و قابليت امتزاج با هيدروكربن‌هاي داخل مخزن نفتي را دارد، به استخراج بهتر كمك مي‌كند. تجربه حضور شركت‌هاي خارجي در ايران براي افزايش بازيافت نيز حكايت از بي‌بديل بودن تزريق گاز دارد. از ميان ميادين تحت قراردادهاي بيع‌متقابل، بسياري از آنها مربوط به توليد ابتدایي از ميدان (Green Fields)و معدودي مربوط به افزايش توليد از ميادين قديمي(Brown Fields) بوده‌اند، مگر جز اين بوده است كه شركت‌هاي نفتي بين‌المللي طرف قرارداد نيز از تزريق گاز براي افزايش توليد استفاده‌ كرده‌اند؟ شركت معروف و بزرگ شل براي افزايش توليد از ميادين دريایي سروش و نوروز از روش تزريق هم‌زمان گاز و آب، استفاده نمود كه به هرحال تزريق گاز جزء لاينفك آن بود؛ در عين حال كه عد‌ه‌اي از متخصصان ايراني با تزريق هم‌زمان آب در اين ميدان مخالف بودند و تنها تزريق گاز را تأیيد مي‌كردند كه نتايج كار نيز گفته ايشان را تأیيد کرد. با همه اين اوصاف، دغدغه چنداني در مديران بالاي وزارت نفت درباره تزريق گاز به عنوان مهم‌ترين عامل افزايش ضريب بازيافت ملاحظه نمي‌شود. تقريبا در همه برنامه‌هاي پنج‌ساله، عملكرد تزريق گاز در ميادين نفتي بسيار كمتر از تعهدات برنامه‌اي و اغلب كمتر از يك‌سوم آن بوده است. اين در حالي است كه تعهدات برنامه‌اي نه براساس نياز ميادين نفتي به تزريق گاز بلكه بر اساس اعلام توانایي نفت بوده است. يعني اگر نياز ميادين به تزريق گاز براي توليد صيانتي را مدنظر قرار دهيم، آنچه تحقق يافته، كمتر از يك‌چهارم بوده است. اغلب متخصصان نفتي اتفاق نظر دارند كه بايد حداقل بين ٣٠٠ تا ٣٥٠ ميليون مترمكعب در روز تزريق گاز به ميادين نفتي بزرگ و قديمي كشور انجام شود؛ در صورتي كه متوسط عملكرد ٢٠ سال گذشته به ٩٠ ميليون مترمكعب در روز نيز نمي‌رسد. درست است كه در بسياري از سال‌هاي اين دوره مشكل كمبود گاز داشته‌ايم و بهره‌برداري از فازهاي پارس‌ جنوبي به دلايل مختلف با تأخير مواجه بوده است اما كمبود گاز در كشور همه ماه‌هاي سال را شامل نمي‌شده است. اگر دغدغه و قاطعيت كافي در اين مورد وجود داشت، مي‌شد با تزريق بيشتر در فصول حداقل مصرف گاز، ميانگين تزريق سالانه را بسيار بالاتر برد. در سال‌هاي ١٣٨١ يا ١٣٨٢ تصميم به انتقال گاز سه فاز از توليدات پارس‌جنوبي براي تزريق به ميدان نفتي آغاجاري گرفته شد و به همين دليل براي فازهاي ٦، ٧ و ٨ ميدان گازي پارس‌جنوبي پالايشگاه‌هاي گوگردزدایي (يا اصطلاحا شيرين‌سازي گاز ترش) در نظر گرفته نشد. درست است كه به لحاظ تئوريك تزريق گاز حاوي سولفور يا گاز ترش، در ميدان نفتي كه خود نيز داراي سولفور بالا باشد، مشكلي ندارد اما از نظر عملي انتقال اين گاز در مسافت‌هاي دور به لحاظ خورندگي بالاي تركيبات گوگردي و سمي‌بودن اين تركيبات، خطرناك است. در همان زمان به هشدارهاي متخصصان در زمينه خطرناك‌بودن انتقال گاز ترش در مسافت ٥١٠كيلومتري از پارس‌جنوبي تا آغاجاري توجهي نشد اما در عمل تزريق گاز ترش به ميدان آغاجاري تنها مدت كوتاهي ادامه يافت و كمپرسورها و تجهيزات فشارافزایي گاز براي تزريق به اين ميدان نيز دچار مشكل شد و تزريق به ميزان كافي ادامه نيافت و دغدغه چنداني هم در اين زمينه در مديريت بالاي صنعت نفت ديده نمي‌شد. شنيده مي‌شود كه اخيرا با بهره‌برداري از فازهاي جديد پارس‌جنوبي تزريق گاز به ميدان آغاجاري از سر گرفته شده است كه اميد است چنين باشد و تداوم يابد.

اين درست نيست كه مديريت بالاي وزارت نفت از مسئله ضريب بازيافت تنها براي جاانداختن ضرورت استفاده از شركت‌هاي بزرگ نفتي بين‌المللي (ديروز در قالب بيع متقابل و امروز در قالب IPC) استفاده ابزاري کند، بلكه بايد در عمل تعهد خود را در اين زمينه ثابت كند و دغدغه و تلاش و پيگيري درباره تزريق گاز يكي از مهم‌ترين علائم اين تعهد است. آيا يك‌چندم تلاشي كه براي جاانداختن قراردادهاي نفتي (ديروز بيع ‌متقابل و امروز IPC) شده و مي‌شود، براي حل مشكلات تزريق گاز هم شده است؟ آيا هنوز هم در برنامه‌هاي آتي نفت، حجم كافي گاز براي تزريق به ميادين نفتي در نظر گرفته شده است؟‌ اين در حالي است كه برخلاف بيع‌ متقابل و IPC به‌راحتي مي‌توان اجماع و حمايت عمومي متخصصان و مديران كشور را درباره تزريق كافي گاز به ميادين نفتي جلب و جذب کرد. علاوه‌ بر اين همان‌طور كه در بالا اشاره شد؛ البته روش‌هاي ارتقای ضريب بازيافت به تزريق گاز محدود نمي‌شود. اخيرا در نوشـته‌هاي ديگري نيز توضيح داده‌ام كه شركت‌هاي تخصصي كوچك فراواني در دنيا وجود دارند كه صاحب فناوري هستند و حتي شركت‌هاي مشهور و بزرگ نفتي نيز از خدمات آنها استفاده مي‌كنند و مي‌شود از طريق عقد قرارداد با آنها روش‌هاي ديگر را نيز به كار گرفت. قبلا هم نوشته‌ام در جایي ‌كه منافع ملي ايجاب كند حساسيتي نسبت به استفاده از شركت‌هاي خارجي تحت هر نوع قراردادي ندارم اما درباره ميادين توليدي قديمي اگر مسئله واقعا ضريب بازيافت است، اين درست نيست كه اگر يك شركت توليدي و بهره‌برداري نفتي، عقد قرارداد با چنين شركت‌هاي كوچك تخصصي را براي افزايش ضريب بازيافت پيشنهاد دهد، با آن مخالفت شود و تنها اصرار بر عقد قرارداد با بزرگان باشد. اميد است حالا كه وضع توليد گاز در كشور نيز بهتر شده است، مديران نفتي تعهد عملي خود به ارتقای ضريب بازيافت را با پيگيري قاطع تدوين و اجراي برنامه‌هاي تزريق گاز به نمايش بگذارند.