«بحران آب در شهر کیپ تاون آفریقای جنوبی که خاطرتان هست. دست آخر کار به حضور نیروهای نظامی و جیره بندی 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 کیپ تاون نشویم، الزام‌های مربوط به بهره وری آب و ضرورت مدیریت صحیح مصرف آن را درک نمی کنیم.»
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 چشم انداز ترسیم شده، فعالیت های پژوهشکده ازدیاد برداشت به طور کلی در چهار حوزه متمرکز است: فعالیت های بنیادی که به منظور 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 چابکی لازم را ندارند. 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 سهمی بسزا دارد، اما همه 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 میان چهار مؤلفه سرمایه انسانی، فناوری، ابزار تخصصی و داده‌ها و اطلاعات است. شکی نیست که محدودیت سرمایه نقشی بسیار اثرگذار 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 ایران ایجاد شده است و باید از همه دستدرکاران صنعت نفت کشور به دلیل حمایت از طرح‌های پژوهشی قدردانی کرد. در ایران هم مانند دیگر 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 پرسش 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 پرسش آن مدیر برای من سخت بود، زیرا 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، به‌ویژه اگر هدف پروژه کاهش عدم قطعیت در مشخصههای مخزنی باشد. گاهی اوقات در برآرد بودجه پژوهشی یک طرح بیش از اندازه حساسیت وجود دارد و فرآیند امضای قراردادهای پژوهشی گاه از مدت زمان اجرای آنها طولانیتر می‌شود. اینها بیشتر به دلیل نظارتهایی است که سازمانهای کارفرمایی دارند. بی‌شک 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. برای نمونه، 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 الگوی جدید قراردادهای نفتی (IPC) شد. به عنوان یک متخصص در حوزه ازدیاد برداشت، این الگوی قراردادی را چطور ارزیابی میکنید؟
از جنبه فنی و تخصصی، درازمدت بودن، مهم‌ترین و بهترین ویژگی این الگوی 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 الگوی جدید قراردادهای نفتی با همکاری شریک ایرانی، فرصت خوبی برای رشد شرکتهای ماست و این شرکتها هم باید همه 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 حضور نداشتن 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 نخست 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 کنونی 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 الگوی 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 شرکت ملی 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، بی‌شک دستیافتنی است.
هانیه موحد