تهران
کد خبر:56555
پ

راه دراز پیش‎روی صنعت نفت در بحث ازدیاد برداشت گرامی: تا کیپ‎تاون نشویم، ضرورت مدیریت صحیح آب را درک نمی‎کنیم

«بحران آب در شهر کیپ‎تاون آفریقای جنوبی که خاطرتان هست. دست‎آخر کار به حضور نیروهای نظامی و جیره‎بندی آب کشیده شد؛ مردم تا نرفتند و در صف نایستادند، محدودیت آب را درک نکردند. ازدیاد برداشت نفت هم در ایران چنین وضعی دارد. تا وقتی شبیه شهر کیپ‎تاون نشویم، الزام‌های مربوط به بهره‎وری آب و ضرورت […]

«بحران آب در شهر کیپ‎تاون آفریقای جنوبی که خاطرتان هست. دست‎آخر کار به حضور نیروهای نظامی و جیره‎بندی آب کشیده شد؛ مردم تا نرفتند و در صف نایستادند، محدودیت آب را درک نکردند. ازدیاد برداشت نفت هم در ایران چنین وضعی دارد. تا وقتی شبیه شهر کیپ‎تاون نشویم، الزام‌های مربوط به بهره‎وری آب و ضرورت مدیریت صحیح مصرف آن را درک نمی‎کنیم.»
این بخشی از صحبت‎های رئیس پژوهشکده ازدیاد برداشت نفت و گاز در گفت‎وگو با شاناست؛ گفت‎وگویی که با شرح فعالیت‏‎های این پژوهشکده آغاز شد و در ادامه، از فرصت‎ها و چالش‎های صنعت نفت در حوزه ازدیاد برداشت، از الزام‌های مدیریت مخزن و از دلایل مهجور بودن فعالیت‎های پژوهشی سخن به میان آمد. صحبت به قراردادهای جدید نفتی هم کشیده شد؛ به بایدها و نبایدهای حضور شرکت فرانسوی توتال در طرح توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی و نیاز مبرم صنعت نفت به سرمایه و فناوری. شهاب گرامی، رئیس پژوهشکده ازدیاد برداشت از مخازن نفت و گاز که دکترای مهندسی نفت دارد و از اعضای علمی شورای عالی مخازن کشور است، بر اهمیت به‎کارگیری روش‌های ازدیاد برداشت در مخازن کشور تاکید زیادی دارد و معتقد است که صنعت نفت ما به‎ویژه در به‎کارگیری روش‎های افزایش ضریب بازیافت نفت (EOR) راه درازی در پیش دارد. مشروح این گفت‎وگو را در ادامه می‎خوانید:

هم‌اکنون فعالیت‎های پژوهشکده ازدیاد برداشت در چه حوزه‎هایی متمرکز است؟

بر مبنای اساسنامه و اهداف و چشم‎انداز ترسیم‎شده، فعالیت‎های پژوهشکده ازدیاد برداشت به‎طور کلی در چهار حوزه متمرکز است: فعالیت‎های بنیادی که به‎منظور پیشبرد و بهبود اجرای طرح‎های کاربردی تعریف شده و بیشتر با همکاری دانشگاه‎های عضو شبکه علمی پژوهشکده دنبال می‎شود. فعالیت‎های کاربردی که بیشتر متوجه قراردادهای پژوهشی و فناورانه میدان‌های بی‎بی‎حکیمه و پارس جنوبی است. توسعه فناوری که پایه آن دستاوردهای محورهای بنیادی و کاربردی است و ارائه خدمات مشاوره ازدیاد برداشت. این محورها ارتباط تنگاتنگی با هم دارند. برای نمونه در فعالیت‎های آزمایشگاهی مرتبط با پروژه‎های کاربردی گاه داده‎هایی به‎دست می‎آید که استخراج اطلاعات از آن نیازمند توسعه روش‎های تحلیلی است. به عبارتی، تفسیر داده‎ها به کار بنیادی و الگو‎سازی ریاضی نیاز دارد. به‎طور خاص، در حوزه بنیادی نقش افزایه‎های مختلف در بهبود سازوکار ثقلی طی فرآیند فشارافزایی بر سنگ و سیال یک مخزن شکافدار بررسی می‎شود و پس از ارزیابی نتایج، روش بومی‎سازی‎شده‎ای برای آن مخزن به دست می‎آید. وقتی می‎خواهیم این روش را که در مقیاس کوچک آزموده شده، در شبیه‎سازهایی با ابعاد بزرگ به‎کار ببریم، مهارت مقیاس‎افزایی هم استفاده می‌شود و به حوزه کاربردی گام می‎گذاریم. مواردی از این قبیل، پیش‎نیازهای پژوهش کاربردی در حوزه ازدیاد برداشت و بخشی جدایی‎ناپذیر از فعالیت‎های قراردادهای میدان‌محور است.

در بخش توسعه فناوری چطور؟

طبق اساسنامه، توسعه فناوری بخشی از حوزه فعالیت پژوهشکده است. توسعه فناوری در برنامه‎های پژوهشکده ارتباط تنگاتنگی با طرح‎های کاربردی دارد. بسته به نوع فعالیت، همواره بخشی از خروجی فعالیت‎های پژوهشی نظیر روش شناسی‌‎های انجام یک مطالعه خاص، روش‌های تحلیل نتایج داده‎ها و برنامه‎های کامپیوتری مرتبط با شبیه‎سازی ازدیاد برداشت قابلیت بالایی برای تجاری‎سازی دارند. البته به‎دلیل محدودیت‎های موجود، هنوز به حوزه تجاری‎سازی وارد نشده‎ایم، اما تجارب خوبی در زمینه توسعه نرم‎افزارهای غربالگری ازدیاد برداشت و محاسبات پیش‎بینی بهره‎دهی چاه‎های گاز میعانی با قابلیت‎های منحصربه‌فرد داریم. همانطور که می‎دانید، براساس پیوست انتقال فناوری قراردادهای جدید نفتی، پژوهشکده به‎عنوان شریک تحقیق و توسعه (R&D) کنسرسیوم طرح توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی معرفی شده است که در ارتقای فعالیت‎های این حوزه نقش موثری خواهد داشت.

درباره چگونگی فرآیند تبدیل ایده به محصول در پژوهشکده و نحوه اثربخشی فعالیت‎های پژوهشی توضیح دهید.

تبدیل ایده به محصول لزوما در دایره مسئولیت‎های پژوهشکده ازدیاد برداشت نیست و در این حوزه، فقدان شرکت‎های دانش‎بنیانی که به معنای واقعی کلمه بیایند و ایده‎ها را به محصول تبدیل کنند، خودنمایی می‎کند. به اعتقاد من، این ضعف به نقصان در نقشه راه و ریل‎گذاری حوزه پژوهش کشور به‌ویژه در بخش بالادستی برمی‎گردد. دانشگاه‎ها و پژوهشکده‎ها مؤلفه‎های منحصربه‎فردی از زنجیره تبدیل ایده به محصول هستند. در غیاب یک نقشه راه منسجم، اگر هرکدام از این مولفه‎ها نقش خود را به خوبی هم ادا کنند، ممکن است تحول اثربخشی را در ازدیاد برداشت از مخازن شاهد نباشیم. البته این به آن معنا نیست که اثربخشی دانشگاه‎ها و واحدهای پژوهشی تنها وابسته به نقشه راه اشاره شده باشد. گاه پژوهش برای پاسخ به یک پرسش یا کاهش عدم قطعیت مرتبط با یک تصمیم‎گیری انجام می‎شود. برای نمونه، ممکن است نتیجه یک سال تحقیق و مطالعه بنیادی در بخش پژوهش، تعیین مقدار یک پارامتر مخزنی باشد که به‎عنوان ورودی در الگوی شبیه‎سازی یک میدان قرار گیرد. فرض کنید با روش‎های پیشرفته ریاضی نظیر دیکانولوشن داده‎های چاه‎آزمایی یک آزمایش میدانی تحلیل و تفسیر شود. خروجی این فعالیت مقدار پارامتری است به نام تراوایی که نقش موثری در پیش‎بینی تولید از میدان دارد. بنابراین اثربخشی بسیاری از فعالیت‎های پژوهشی در حوزه بالادست به کاهش عدم‎قطعیت در پیش‎بینی رفتار و عملکرد مخزن منتهی می‎شود که بی‌شک ارزش بسیار زیادی در برنامه‎ریزی‎های مرتبط با ازدیاد برداشت از آن مخزن دارد. در زمینه اثربخشی می‎توانم به یکی از طرح‎های پژوهشکده درباره میدان گازی پارس جنوبی هم اشاره کنم. این طرح پنجساله با عنوان «بهینه‎سازی تولید با الگوی مدیریت پویای مخزن» که اکنون در مرحله پایانی است، در قالب ۹ پروژه اجرا شد. در راهبری این طرح، یک کمیته فنی متشکل از پژوهشکده ازدیاد برداشت و بخش مهندسی شرکت نفت‎وگاز پارس شکل گرفت که درخواست‎های پژوهشی و طرح‌های پیشنهادی ازسوی آن مطرح و بررسی شد و پروژه‎ها با مسئولیت پژوهشکده و همکاری شبکه علمی متشکل از تعدادی دانشگاه و موسسه‌های پژوهشی کشور اجرایی شد. در میان ۹ پروژه پژوهشی مربوط به این طرح، تعدادی از پروژه‎ها به پرسش‌های فنی پاسخ داد؛ برخی به ارتقای الگو‎های پیش‎بینی تولید کمک کرد و یکی از فعالیت‎ها برای افزایش ضریب بازیافت تعریف و اجرا شد. در کنار دستیابی به اهداف فنی، به‎واسطه اجرای این طرح پژوهشی، یک آزمایشگاه تخصصی گاز میعانی در کشور ایجاد شده، همچنین یک شبکه خوب دانشگاهی با محوریت پژوهشکده حول میدان پارس جنوبی شکل گرفته است.

به عبارت دیگر، نتیجه کار پژوهشکده ازدیاد برداشت، لزوما ازدیاد برداشت نیست.

دقیقا همین‌طور است. اثربخشی یک پروژه پژوهشی را نباید لزوما در نمود یک محصول فیزیکی مانند افزایش تعداد بشکه‎های نفت دید و از اساس مطالعه ازدیاد برداشت هر مخزن نیازمند اجرای یک فرآیند چندمرحله‎ای است که این مراحل بی‎نیاز از پژوهش نیستند. پژوهش در کنار دیگر فعالیت‎های فنی، شناخت ما از مخزن را افزایش می‎دهد، اما معجزه نمی‎کند. یک پروژه پژوهشی شاید دست ‎آخر درباره برداشت از یک مخزن به این منتج شود که پیش‌تر تصور خوش‎بینانه‎ای وجود داشته و با توجه به این‎که امیدی به افزایش برداشت نیست، اجازه هزینه‎های غیرضروری را ندهد. همانطور که پیش‌تر اشاره کردم، نتیجه بسیاری از فعالیت‎های پژوهشی در کاهش ریسک توسعه میدان نمود می‌یابد و این دستاورد بسیار ارزشمندی است. خروجی فعالیت‎های پژوهشکده در بسیاری از مواقع، یک روش است یا یک پیشنهاد برای انجام صحیح کار یا تصمیم‎گیری مناسب. برای نمونه، در طرح توسعه لایه‌های نفتی پارس جنوبی، پژوهشکده با مشارکت شبکه علمی خود، ضمن ارتقای الگوی مخزنی بر اساس تازه‌ترین داده‎ها و اطلاعات، روش ازدیاد برداشت بر مبنای تزریق آب را به تفصیل بررسی کرد.

از بحث خارج نمی‎شوم، اما با توجه به بررسی تفصیلی شما، بی‌شک بهترین روش ازدیاد برداشت در لایه نفتی، تزریق آب است؟

نه لزوما. دقت داشته باشید هر مطالعه‎ای تحت شرایطی که کارفرما ارائه می‎دهد انجام می‎شود؛ یعنی با در نظر گرفتن ظرفیت‎ها و امکانات موجود و البته میزان سرمایه. دسترسی به آب دریا و مدنظر بودن چاه‎های تزریق آب از قبل، مواردی بودند که در مطالعات به آنها توجه داشتیم. مطالعه زمانی اثربخش خواهد بود که روش‎های ازدیاد برداشت را با توجه به ظرفیت‎ها و محدودیت‌های موجود مدنظر قرار دهد. نگاه تنها تئوریک به‎ندرت به اجرا و پیاده‎سازی ختم می‎شود. ما در مطالعه روش‎های ازدیاد برداشت لایه‌های نفتی که با همکاری دانشگاه صنعتی شریف انجام شد، نزدیک به ۸۰ مقاله درباره میدان الشاهین (میدان مشترک با لایه نفتی ایران در قطر) را هم بررسی کردیم تا ببینیم آنها چه کرده‎اند. دیگر روش‎های ازدیاد برداشت هم در کنار تزریق آب بررسی شد، اما تزریق آب به تفصیل بررسی شد.

پس ماهیت کار لزوما مباحث فنی نیست.

دقیقا. توسعه میدان براساس مباحث فنی و اقتصادی انجام می‌شود و در این میان محدودیت‎های موجود، آثار قابل توجهی در انتخاب گزینه مناسب دارند. به میدان منصوری نگاه کنید. شرکت‎هایی آمدند این میدان را مطالعه کردند و پیشنهادهایی دادند که با تولید کنونی میدان بسیار متفاوت بود. چرا؟ زیرا محدودیت سرمایه و فناوری، دست و پایشان را نمی‎بست.

چطور می‎توان به مطالعات مخزن قطعیت بیشتری داد؟

پیاده‎سازی و اجرای صحیح مدیریت مخزن در این زمینه حرف نخست را می‎زند. بگذارید یک مثال بزنم. فرض کنید یک نفر در روستا بیمار می‎شود و با توجه به امکانات محدود، پیش تنها پزشکی می‎رود که در روستا طبابت می‎کند. پزشک هم با یک دماسنج، تبش را اندازه‎ می‌گیرد و سرانجام با فرض یک آنفلوآنزا، چند قرص تجویز می‎کند. فرد بیمار پس از مدتی می‎میرد زیرا تب او، ناشی از ابتلا به نوعی سرطان بوده و نه مثلا آنفلوآنزا. مشخص است اگر این فرد بیمار به یک بیمارستان مجهز می‎رفت، روال درمانی متفاوتی را طی می‎کرد. احتمالا دکتر با دیدن علائم بیمار، چند آزمایش، نمونه‌برداری و تصویربرداری تخصصی برای وی می‎نوشت و بر اساس نتایج این بررسی‎ها، درباره نحوه درمان بیمار تصمیم‎گیری می‎کرد. قصه مخزن هم همین است. اگر ابزار و امکانات نباشد، باید با اتکا به امکانات موجود بهترین تصمیم را گرفت، اما این تصمیم با عدم قطعیت زیادی مواجه است. تحلیل اشتباه اطلاعات، نمونه‎گیری غلط، کمبود امکانات، تخصیص نابهینه منابع مالی، دست‎کم گرفتن پیچیدگی‎های مخزن، استفاده از نیروی انسانی غیرمتخصص و … مواردی است که هر یک به تنهایی می‎تواند مدیریت مخزن را خدشه‎دار کند و طبیعی است که تبعات نامطلوبی به دنبال داشته باشد. مدیریت مخزن یعنی اجازه ندهیم مخزن به شیوه آن بیمار در روستا درمان شود. اینجاست که نیروی انسانی ماهر، ابزار فنی، روش‎های پیشرفته ارزیابی و پژوهش به میدان می‎آید تا با کاهش عدم‎قطعیت‎ها، اشتباه‌ها را به حداقل برسانند.

صنعت نفت ما از جنبه‎ مدیریت مخزن چه وضعی دارد؟

ما در حوزه مدیریت مخزن ضعف‎هایی جدی داریم و ساختارهای موجود برای مدیریت مخزن در نیمه دوم عمر آن یعنی زمانی که ضرورت استفاده از فناوری‎های پیشرفته در زمینه حفاری و تکمیل چاه، مشخصه‎سازی مخزن و ازدیاد برداشت کاملا حس می‎شود از چابکی لازم برخوردار نیستند. متاسفانه به دلیل محدودیت‎های مرتبط با دولتی بودن صنعت نفت کشور چه از حیث اختصاص بودجه یا توسعه سازمان، ساختار موجود به نحو شایسته‎ای ارتقا نیافته است.

گفتید نیروی انسانی هم در مدیریت مخزن دخیل است. خب صنعت نفت که از این حیث، بسیار غنی است.

در مدیریت مخزن ۶ فعالیت عمده داریم: مدیریت داده، مشخصه‎سازی، توصیف مخزن، برنامه‎ریزی، اجرا و پیاده‎سازی، پایش و بهینه‎سازی. هر کدام از این ۶ فعالیت، در درون خود شاخه‎های دیگری نیز دارند که همه این فعالیت‎ها و زیرشاخه‎هایش مکمل هم هستند و با هم‎افزایی و انسجام به نتیجه بهینه منتهی می‎شوند. نیروی انسانی متخصص در اجرای هر یک از این ۶ فعالیت سهم بسزایی دارد، اما تمام مدیریت مخزن در وجود افراد خلاصه نشده است. اگر به این موضوع نگاه سیستمی داشته باشیم، ضعف اصلی متوجه سیستم مدیریت مخزن در کشور است، نه نیروی انسانی. کسی منکر ارزش و جایگاه والای مهندسان صنعت نفت چه در بخش خصوصی و چه در بخش دولتی کشور نیست. آنچه سبب ضعف مدیریت مخزن شده، فقدان انسجام بین چهار مولفه نیروی انسانی، فناوری، ابزار تخصصی و داده‌ها و اطلاعات است. شکی نیست که محدودیت سرمایه نقش بسیار اثرگذاری در دسترسی و انسجام این مولفه‎ها دارد.

و طبیعی است در کمبود سرمایه، پژوهش در اولویت قرار نگیرد.

به هر صورت فضای آزمایشگاهی، تجهیزات و برنامه‎های پژوهشی پژوهشکده‎ها و دانشکده‎های نفت کشور با حمایت وزارت نفت و شرکت ملی نفت ایجاد شده است و باید از همه دست‎درکاران صنعت نفت کشور به دلیل حمایت از طرح‎های پژوهشی قدردانی کرد. در ایران هم مانند سایر کشورها، بخشی از بودجه پژوهش وابسته به میزان سرمایه‎گذاری در صنعت نفت است و در مقطع کنونی، طبیعی است که صنعت نفت با این همه دغدغه و محدودیت بودجه، نتواند آنطور که باید به حمایت از طرح‎های پژوهشی بپردازد، اما این را هم نباید فراموش کرد که فعالیت‎های پژوهشی، بخش بسیار کوچکی از درآمد نفتی کشور را تشکیل می‎دهد و چنانچه حتی یک طرح پژوهشی ازدیاد برداشت به موفقیت ختم شود، ممکن است چند صد برابر هزینه‎های صرف‌شده ایجاد درآمد کند.

در عین حال، میزان انتظارات و نظارت‎ها در این حوزه زیاد است؟

خاطرم هست حدود هشت سال پیش یکی از مدیران ارشد صنعت نفت در بازدید از پژوهشکده این سوال را مطرح کرد که به ازای فلان هزینه صورت‎گرفته در یکی از پروژه‎های پژوهشکده، چند بشکه به تولید نفت کشور اضافه شده است. پاسخ دادن به سوال آن مدیر برای من سخت بود، چون ایشان پیشینه مهندسی نفت نداشت. تنها توضیحی که ارائه دادم این بود که کل این پروژه، یک پارامتر مخزنی را با دقت مناسب‎تری تخمین می‎زند و اثر آن کاهش عدم‎قطعیت در برنامه توسعه میدان است و نه ازدیاد برداشت. از تغییر چهره ایشان احساس کردم که پاسخ من قانع‎کننده نبود. ببینید؛ بعضی از همکاران صنعتی و مسئولان انتظار دارند خروجی پروژه‎های پژوهشی را به‎صورت محسوس و با عدد و رقم داشته باشند که همیشه امکان‌پذیر نیست، به‎خصوص اگر هدف پروژه کاهش عدم قطعیت در مشخصه‎های مخزنی باشد. گاهی اوقات در تخمین بودجه پژوهشی یک طرح بیش از اندازه حساسیت وجود دارد و فرایند عقد قراردادهای پژوهشی بعضا از مدت زمان اجرای آنها طولانی‎تر می‎شود. اینها بیشتر به دلیل نظارت‎هایی است که سازمان‎های کارفرمایی دارند. قطعا حساب‎وکتاب در برآورد مالی طرح‎های پژوهشی و نظارت بر اجرای این طرح‎ها شایسته و ضروری است، اما نباید از یاد برد که حوزه پژوهش، حوزه سرمایه‎گذاری است و نه هزینه‎کرد. حوزه پژوهش قبل از آن‌که به ناظر نیاز داشته باشد، نیازمند حمایت است. خوشبختانه در قراردادهای جدید پژوهشی موسوم به قراردادهای میدان‎محور، مشکلاتی از این قبیل تا حد قابل توجهی کمتر شده است. به‎طور مثال، نظارت‎های کارفرمایی در فعالیت‎های جزیی کمتر شده و تمرکز اصلی بر خروجی هر فاز قرار گرفته است یا با تشکیل کمیته‎های فنی و راهبری، نوع نظارت به شکل حمایتی در مسیر اجرای پروژه تغییر کرده است.

صحبت از قراردادهای جدید نفتی (IPC) شد. به عنوان یک متخصص در حوزه ازدیاد برداشت، این مدل قرارداد را چطور ارزیابی می‎کنید؟

از جنبه فنی و تخصصی، درازمدت بودن، مهم‌ترین و بهترین ویژگی این مدل قراردادهاست، یعنی پیمانکار باید در روزهای خوش و ناخوش میدان پای‎کار باشد. افزون بر این، پیمانکار می‎داند باید به‎گونه‎ای از میدان برداشت کند که امکان تداوم برداشت بهینه در سال‎های متمادی وجود داشته باشد و تولید مقطعی و غیرصیانتی نباشد. همین نگاه، پیمانکار را به سمت استفاده از روش‎های ازدیاد برداشت ترغیب می‎کند که البته برای نهادینه کردن مقوله ازدیاد برداشت در فعالیت‎های توسعه‎ای، برنامه‎های دیگری نیز مدنظر قرار گرفته است. مزیت مهم دیگر، رشد شرکت‎های ایرانی و امکان انتقال فناوری است. همه می‎دانیم در ایران شرکت‎های E&P با ویژگی‎های تمام و کمال وجود ندارند، یا اینکه تعدادشان بسیار کم است. یک شرکت E&P باید در همه حوزه‎های فنی، مالی و حقوقی قوی باشد و خود بتواند سرمایه مورد نیاز توسعه میدان را تامین کند. اجرای مدل جدید قراردادهای نفتی با همکاری شریک ایرانی، فرصت خوبی برای رشد شرکت‎های ماست و این شرکت‎ها هم باید تمام تلاش خود را به‎کار گیرند که در انتقال فناوری موفق باشند. البته ممکن است شرکتی هم بیاید و قد و قامت به‎مراتب کوتاه‎تری نسبت به شرکت ملی نفت ایران داشته باشد، اما صحبت من ناظر بر کسب فناوری از طریق همکاری با شرکت‏‎های توانمند و قدر خارجی است.

اشاره کردید که پژوهشکده ازدیاد برداشت به عنوان مرکز پژوهشی منتخب طرح توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی فعالیت می‎کند. با توجه به بحث‎های فراوانی که پس از امضای قرارداد این فاز، درباره ضرورت حضور یا عدم حضور توتال مطرح شد، فکر می‎کنید اگر توتال می‎ماند چقدر می‎توانست به بحث انتقال فناوری کمک کند؟

میدان‌های گازی ما در مرحله دوم عمرشان قرار دارند و به‎طور طبیعی افت تولید را تجربه می‎کنند. بنابراین برای حفظ تولید پایدار، یا باید چاه‎های جدیدی حفر شود یا از کمپرسورها استفاده کنیم. به‌کارگیری کمپرسور سرچاهی در صنعت نفت ما، رویداد جدیدی نیست، کمااینکه در منطقه نار و کنگان همین کار را کرده‎ایم، اما در میدان مشترک پارس جنوبی، شرایط متفاوت است. مخزن در دریاست؛ سکوها محدودیت‎های خاص خود را دارند و ما تجربه جدی احداث سکویی که بتواند وزن و تناژ کمپرسورهای فشارافزا را تحمل کند، نداشته‎ایم. از این حیث طبیعی است حضور شرکتی که در این زمینه کار کرده، ضروری باشد. انتقال فناوری در چنین سطحی به منظور اجرا در دیگر فازهای پارس جنوبی برای ما بسیار ارزشمند بود و تجربه مغتنمی به‎شمار می‎رفت. اما خب به هر حال با توجه به شرایط بین‎المللی پیش‎آمده، توتال امکان ادامه حضور پیدا نکرد. اشاره داشتید که بحث‎های فراوانی در رابطه با ضرورت حضور یا عدم حضور توتال پس امضای قرارداد مطرح شد. متاسفانه بخشی از این بحث‎ها در سطح غیرکارشناسی با لعاب سیاسی مطرح می‎شود، یا حتی به تاکسی‎ها کشیده می‎شود؛ در صورتی‌که مسائلی از این دست ابعاد فنی، اقتصادی، راهبردی و حقوقی مختلفی دارند و باید در کانون‌های تخصصی بررسی شوند. به اعتقاد من، در یک سیستم صحیح مدیریت مخزن، حتی باید مدل‎های متعدد قراردادی وجود داشته باشد تا با دست باز و به اقتضای شرایط، بهترین آن در مذاکرات قراردادی دنبال شود. معیار خوب بودن یک قرارداد هم لزوما مباحث مالی نیست. بسیاری تصور می‎کنند تولید نفت با هزینه پایین یک امتیاز است، در صورتی‎که این می‎تواند ضعف ناشی از عدم به‌کارگیری ابزار و فناوری‎های مشخصه‎سازی مخزن و بهینه‎سازی تولید باشد که آثار منفی خود را در درازمدت نشان می‎دهد. شک نکنید که ضعف در زمینه به‎کارگیری ابزارها و فناوری مناسب برای مدیریت داده، مشخصه‎سازی و توصیف مخزن، برنامه‎ریزی، پیاده‎سازی، پایش تولید و بهینه‎سازی تولید می‎تواند کاهش چشمگیری در هزینه تمام شده تولید نفت ایجاد کند؛ قاعدتا این‎ هنر نیست.

پژوهشکده چگونه در این قرارداد ایفای نقش می‎کند؟

در قرارداد توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی، کنسرسیوم توسعه‎دهنده باید حداقل ۱۵ میلیون دلار در مرکز پژوهشی همکار میدان (پژوهشکده) سرمایه‎گذاری کند. این سرمایه‎گذاری با هدف ارتقای تجهیزات آزمایشگاهی پژوهشکده، اجرای پروژه‌های تحقیقاتی مشترک و برگزاری کارگاه‎های تخصصی انجام می‎شود.

از چالش‎های پیش‎روی پژوهشکده هم بگویید.

پژوهشکده در حوزه پشتیبانی و مالی طرح‎های پژوهشی و همچنین از حیث دسترسی به فضای مناسب آزمایشگاهی با مشکلاتی مواجه است که البته در دست رسیدگی است و ان‌شاءالله به نتایج خوبی منتهی می‎شود.

به میدان بی‎بی‎حکیمه بپردازیم. پژوهشکده ازدیاد برداشت به عنوان مرکز توسعه فناورانه این میدان، تاکنون چه فعالیت‎هایی انجام داده و کار را به چه مرحله‎ای رسانده است؟

قرارداد میدان بی‎بی‎حکیمه، یک قرارداد میدان‌محور ده‎ساله و شامل پنج فاز است که در فاز اول آن، غربالگری صورت می‎گیرد. در فاز نخست دنبال این هستیم که دانش و شناخت خود را نسبت به مخزن افزایش دهیم و اطلاعات موجود را مرور کنیم. براساس داده‎ها و اطلاعات یک غربالگری اولیه برای روش‎های مختلف ازدیاد برداشت انجام می‎شود؛ موضوعاتی که جنبه پژوهشی دارد، استخراج شده و بررسی می‎‏کنیم تا ببینیم با توجه به ویژگی‎های مخزنی، چه راهکارهایی می‎تواند به بهینه‎سازی تولید و ازدیاد برداشت در میدان کمک کند. در فاز دوم، روش‎های ازدیاد برداشت را که در غربالگری فاز نخست به آن دست یافته‎ایم با نگاه دقیق‎تر مدل‌سازی می‎کنیم. به عبارت دیگر، در فاز اول با مدل مخزن کار نمی‎کنیم، اما در فاز دوم با استناد به مدل مخزن، برای استفاده از روش‎های ازدیاد برداشت مدل‌سازی می‎کنیم. اگر نتایج رضایت‎بخش باشد، فاز سوم آغاز می‎شود.

یعنی ممکن است فاز سومی در کار نباشد.

بله. ممکن است در پایان فاز ۲ به این نتیجه برسیم که روش فعلی ازدیاد برداشت در این میدان که تزریق گاز است، بهترین روش است که در این صورت، کار به فاز سوم نمی‎رسد. در صورتی هم که چنین نتیجه‎ای حاصل نشود، روش‎های تایید شده در فاز دوم وارد فاز پایلوت آزمایشگاهی یا همان فاز سوم خواهند شد. در فاز چهارم، مدل مخزن را براساس آخرین اطلاعات و تکنیک‎های مقیاس‌افزایی ارتقا می‎دهیم و بررسی‏‎های دقیق‎تر با ملاحظات تحلیل هزینه – فایده در مقابل ریسک صورت می‎گیرد. در فاز پنجم، روش انتخاب شده در پایلوت میدانی اجرا، پارامترها پایش و داده‎ها تحلیل می‎شوند. تکمیل اطلاعات و ارتقای مدل مخزنی در فاز چهارم، ریسک تصمیم‎گیری‎ها را کاهش می‎دهد و اگر نتایج پایلوت میدانی مثبت باشد، می‎توان امیدوار بود که اجرای روش مورد نظر به ازدیاد برداشت منجر شود.

کدام لایه‎های مخزنی بررسی می‎شوند؟

در این طرح، لایه‎های آسماری و بنگستان بی‎بی‎حکیمه را بررسی می‎کنیم. این میدان تقریبا ۵۰ سال عمر تولیدی دارد. در یک مقطع زمانی حدود ۵۰۰ هزار بشکه نفت در روز تولید داشته، اما امروز این رقم بسیار کاهش یافته است. مخزنی با ۵۰ سال عمر تولیدی، دیگر مثل سال‎های ابتدایی پرانرژی نیست و بسیاری از نیروهای موثر در بازیافت نفت از فضای متخلخل سنگ رو به تحلیل رفته‎اند.

با مناطق نفت‎خیز جنوب به عنوان کارفرما رابطه خوبی دارید؟

بله. در قالب یک کمیته تخصصی، رابطه تنگاتنگی داریم و خوشبختانه مناطق نفت‎خیز جنوب عمده داده‎های میدان را در اختیارمان قرار داده است. وقتی روح حاکم بر قرارداد از قالب پیمانکار و کارفرما به حالت مشارکتی مبدل شود، دیگر طرفین دنبال مچ‎گیری نیستند، بلکه همه دنبال راهکاری برای حل مشکل می‎گردند.

درباره مشخصات میدان بیشتر توضیح دهید.

مخازن شکافدار از جمله بی‎بی‎حکیمه، مخازن پیچیده‎ای هستند. در شرایط دینامیک این مخازن از سه بخش اصلی گازروفته، ستون نفتی و آب‎روفته تشکیل شده‎اند. نیروهای حاکم و مکانیزم تولید نفت در هر کدام از این سه بخش متفاوت است. پارامترهایی نظیر توزیع شبکه شکاف در مخزن، ابعاد سنگ‎های محصور بین شکستگی‎ها و خصوصیات فیزیکی سنگ و سیال در ضریب بازیافت این مخازن بسیار تاثیرگذارند. برای روشن شدن این پیچیدگی، مثالی می‎زنم. میدان اکوفیسک نروژ و میدان ناتیح عمان، هر دو مخازن کربناته شکافدار هستند، با این تفاوت که سنگ مخزن اکوفیسک آب‎دوست و سنگ مخزن ناتیح نفت‎دوست است. به عبارتی با دو مخزن شکافدار کربناته سروکار داریم که پارامتر ترشوندگی به‎عنوان یکی از خصوصیات سنگ – سیال برای آنها متفاوت است. در اکوفیسک با تزریق آب ۱۷ درصد به ضریب بازیافت اضافه شد، در حالی‎که تزریق آب در مخزن ناتیح، نه‎تنها ضریب بازیافت را افزایش نداد، بلکه ارزیابی‎ها حاکی از آسیب رسیدن به مخزن بود. این موارد، اهمیت تاثیر پارامترهای مخزنی و ضرورت انجام مطالعات دقیق و سنجیده در کار را به خوبی نشان می‎دهد.

درباره روش بهینه ازدیاد برداشت در بی‎بی‎حکیمه به نتیجه رسیده‎اید؟

هنوز خیر. روش‎های مختلف را در دست بررسی داریم، اما هنوز نتیجه مشخص نشده است. در لایه آسماری، هدف اصلی ما این است که با استفاده از روش‎های ثالثیه (EOR) در بخش‎های گازروفته و آب‎روفته، ضخامت ستون نفت را که سال به سال کاهش می‎یابد مدیریت کنیم تا ضخامت آن، بیش از حد مشخصی تقلیل نیابد. در لایه بنگستان به نظر می‎رسد روش‎های چاه‎محور نظیر شکاف هیدرولیکی، اثربخشی بهتری داشته باشند که البته همه این موارد همچنان در دست مطالعه است. ضمن این‎که همانطور که گفتم، شرایط مخزن باید به‎طور مداوم پایش و ارزیابی شود و براساس رفتاری که دارد، در مورد آن تصمیم‎گیری شود. مثلا اگر روش تزریق گاز برای یک مخزن مناسب تشخیص داده شود، لزوما به این معنا نیست که مادام‎العمر همین روش، بهترین روش ازدیاد برداشت است. تصمیم‎گیری‎ها همواره بر اساس مسائل فنی، آنالیز اقتصادی و مبتنی بر تحلیل هزینه – فایده انجام می‎گیرد.

گفتید برای نهادینه‎کردن ازدیاد برداشت در فعالیت‎های توسعه‎ای، برنامه‎هایی دارید. دقیق‎تر توضیح می‎دهید؟

در واقع این بحث متوجه فعالیتی است که به‎عنوان یک عضو از کارگروه ازدیاد برداشت شورای عالی مخازن نفت و گاز کشور انجام می‌دهم. در آنجا به همراه سایر اعضا درصدد تدوین دستور‎عملی هستیم که بر اساس آن، ارائه نقشه راه ازدیاد برداشت نفت در طرح‎های جامع توسعه میدان‌ها (MDP) الزامی خواهد شد. این پیشنهاد بر پایه این واقعیت بنا گذاشته شده که ازدیاد برداشت، مقوله‎ای مجزا از طرح توسعه میدان نیست، بنابراین انتظار می‎رود شرکت ارائه‎دهنده MDP از همان ابتدا برنامه‎های کلان خود را در زمینه ازدیاد برداشت از مخزن ارائه دهد. این به آن معنی نیست که از ابتدا روش خاصی برای ازدیاد برداشت را مشخص کند، بلکه به معنی آن است که از ابتدا مراحل مختلف برای تصمیم‎گیری در خصوص ازدیاد برداشت مخزن مشخص باشد. این نقشه راه سبب می‎شود توسعه‎دهندگان میدان‌ها از همان ابتدای کار، به‎طور مثال در فعالیت مدیریت داده‎ها و مشخصه‎سازی، گوشه چشمی به پیش‎نیازهای ازدیاد برداشت مخزن داشته باشند. البته براساس روال موجود، کمیته‎های شورای عالی مخازن فقط پیشنهاد می‎دهند، اما تبدیل یک پیشنهاد به دستورعمل اجرایی، قطعا نیازمند گذر از مسیر قانونی و اداری است. شکی نیست که تحقق این پیشنهاد، نقش موثری در تحریک هدفمند فعالیت‎های پژوهشی و فناورانه کشور در زمینه ازدیاد برداشت خواهد داشت.

در مجموع، فکر می‎کنید صنعت نفت ایران در اجرای روش‎های ازدیاد برداشت عملکرد مطلوبی داشته؟ به نظر می‎رسد بیشتر در استفاده از روش‎های تاسیسات‎محور تجربه کسب کرده‎ایم.

بله. ما در فعالیت‎هایی از جمله احداث تاسیسات نمکزدایی، استفاده از پمپ‎های درون‎چاهی و حتی شکاف هیدرولیکی که در میدان آذر پیاده شد و دیگر روش‎های IOR تجارب خوبی داریم. من تزریق آب و گاز را هم در زمره روش‎های ثانویه (IOR) در نظر می‎گیرم. با وجود این تجارب، هنوز در موضوعاتی مثل تکمیل پیشرفته چاه‎ و روش‎های جدید شکاف هیدرولیکی، جای کار بسیاری وجود دارد، اما از نظر اجرای روش‎های ثالثیه ازدیاد برداشت (EOR)، تنها پروژه‎ای که به طور جدی اجرا شده، تزریق امتزاجی گاز در میدان دارخوین است. البته کارهای مطالعاتی و پژوهشی زیادی در این زمینه شده است. مثلا در همین پژوهشکده، مطالعه پایلوت آزمایشگاهی ازدیاد برداشت میدان اسفند به روش تزریق مواد شیمیایی انجام شده، اما به اجرای میدانی نرسیده است. بنابراین در کسب دانش و استفاده از روش‎‏های ازدیاد برداشت ثالثیه، راه زیادی در پیش داریم. روش‎های EOR پیچیده‎تر هستند و اغلب خروجی کمتری هم نسبت به روش‎های IOR دارند، به همین دلیل هنوز به‎طور جدی در اولویت قرار نگرفته است.

یعنی عملیات اجرا شده میدانی در بحث EOR تنها به عملکرد ENI در دارخوین محدود می‎شود؟

بله. البته دقت داشته باشید، وقتی می‎گوییم یک طرح EOR اجرا شده، منظورمان این است که پس از اجرا بر اساس یک برنامه منسجم پارامترهای مخزنی پایش شده و عملکرد میدانی آن طرح ازدیاد برداشت در بازه‎های زمانی مشخصی ارزیابی شود. هم‌اکنون اطلاعات دقیقی در زمینه پایش و ارزیابی عملکرد این طرح ندارم. تحقق EOR نیازمند یک فرهنگ و باور جدی در خصوص بومی‎سازی روش‎های آن متناسب با شرایط فیزیکی مخازن کشور است.

چطور باید این باورپذیری صورت گیرد؟

ساده نیست. بحران آب در شهر کیپ‎تاون آفریقای جنوبی که خاطرتان هست. دست ‎آخر کار به حضور نیروهای نظامی و جیره‎بندی آب کشیده شد؛ مردم تا نرفتند و در صف نایستادند، محدودیت آب را درک نکردند. پس از آن، بحث مدیریت مصرف آب و استفاده از فناوری‎های مربوطه در شبکه توزیع آب و منازل مردم جدی گرفته شد. ازدیاد برداشت نفت هم در ایران چنین وضعی دارد. وجود تعداد انگشت‎‏شماری از میدان‌های عظیم با توان تولید بالا که بیش از ۷۰ درصد تولید روزانه نفت کشور را تامین می‎کند، از نظر تاریخی مانع توجه جدی به نفت حاصل از روش‎های EOR شده است. تا وقتی مجاور یک رودخانه پرآب زندگی می‎کنیم، مقوله صرفه‎جویی آب حساسیت خود را از دست می‎دهد. تا وقتی شبیه کیپ‎تاون نشویم، الزامات مربوط به بهره‎وری آب را درک نمی‎کنیم. برای همین هم هست که فناوری‎های EOR در کشور ما در مرحله نوزادی قرار دارد. به‎نظر من EOR ضرورت و دغدغه اصلی فردای مخازن ماست و نسل‎های آینده صنعت نفت کشور راهی جز به‌کارگیری فناوری‎های ازدیاد برداشت نخواهند داشت. اجرای صحیح قراردادهای پژوهشی میدان‎محور ۱۰ساله می‎تواند نقش مهمی در تقویت فرهنگ ازدیاد برداشت ایفا کند.

فکر می‎کنید این هدف دست‎یافتنی است؟

اگر به قابلیت‎های جامعه علمی و دانشگاهی کشور اعتماد کنیم، قطعا دست‎یافتنی است.

هانیه موحد