به طور کلی احداث و راه اندازی تاسیسات روزمینی نسبت به فعالیت های زیرزمینی زمان بر است.
به منظور جبران این کمبودها در کنار پیگیری پروژه های موجود و تا زمان راه اندازی آنها استفاده از تاسیسات زودنصب شونده یا اسکید در قالب مدل های مختلف قراردادی در دست پیگیری است.
استفاده از این تاسیسات چه میزان بهینه و قرار است در کدام مخازن استفاده شود؟
مدت زمان احداث و راه اندازی این تاسیسات زود نصب شونده در ظرفیت های 25 و 50 هزار بشکه در روز، حدود یک سال پیش بینی شده است. با استفاده از تاسیسات زودنصب شونده، گلوگاه تولیدی در بخش تاسیسات حذف و افزایش تولید در کوتاه مدت میسر خواهد شد. هم اکنون مجوز لازم برای استفاده از این تاسیسات در مخازن آبتیمور، منصوری بنگستان و رامشیر با ظرفیت درمجموع 155 هزار بشکه در روز از هیئت مدیره شرکت ملی نفت ایران کسب شده و فعالیت های لازم برای استفاده از این تاسیسات در حال انجام است. مراحل کسب مجوز از شرکت ملی نفت برای استفاده از تاسیسات زودنصب شونده با ظرفیت حدود 220 هزار بشکه در روز در مخازن شادگان، منصوری آسماری و اهواز بنگستان نیز در حال پیگیری است.
برنامه های یک ساله تولید بر اساس میزان تحقق الزام ها و فرضیات برنامه های پنج ساله در کوتاه مدت در مدیریت فنی تهیه و ارائه می شوند. بازه زمان اجرای برنامه های یک ساله از ابتدای فروردین ماه تا پایان اسفند ماه همان سال است که این برنامه های اجرایی برای هر سال معمولا در اواخر سال قبل تعریف و برای تصویب در هیئت مدیره شرکت نفت ارسال می شود.
تعریف کلیه فعالیت های زیرزمین در سه قالب چاه های توسعه ای، تعمیری و ترمیمی با دبی متناسب با تاسیسات فرآورشی در دسترس، صورت می گیرد. در سال 1401 میزان فعالیت های افزایشی حدود 400 هزار بشکه در روز و کاهش ها 330 هزار بشکه در روز پیش بینی شده بود که به دلیل مشکلات جابه جایی و برپایی دکل های حفاری، آماده نبودن برخی کالاها و مواد حفاری و عدم راه اندازی چاه ها و پروژه های طرح 28 مخزن بخشی از آن محقق نشد.
برای امسال چه میزان افزایش تولید در برنامه قرار دارد؟
بر اساس برنامه ریزی تلاش می شود تا افزون بر جبران کاهش های ظرفیت تولید، حدود 30 هزار بشکه در روز نسبت به ابتدای سال افزایش داده شود. برای تحقق این میزان افزایش ظرفیت تولید 58 هزار بشکه در روز به وسیله چاه های توسعه ای جدید و 143 هزار بشکه در روز چاه تعمیری و 257 هزار بشکه نفت از محل فعالیت های ترمیمی چاه افزایش تولید خواهیم داشت. از سال 1397 تغییر روش محسوسی در مصوبات مربوط به برنامه های تولید از سوی شرکت ملی نفت داده شد. از آن سال مجوز حفاری چاه جدید و تعمیر چاه های موجود به جز چاه های دارای قید ایمنی به مناطق داده نشد و کلیه فعالیت های مذکور به طرح 28 مخزن منتقل شد. با توجه به عدم آمادگی شرکت های پیمانکار در طرح 28 مخزن، توان تولید مناطق در سال 1397 به میزان بی سابقه 57 هزار بشکه در روز کاهش یافت. از یک سو بخش زیادی از کالاهای حفاری موجود در انبار مناطق به منظور رفع نیازهای کالایی طرح 28 مخزن در اختیار پیمانکاران طرح قرار گرفت و بخش دیگری صرف تعمیر چاه های تعمیری با قید ایمنی در مناطق شد و از سوی دیگر مجوز تامین کالا و مواد برای حفاری چاه های جدید و تعمیر چاه های موجود به مناطق نفت خیز داده نشد. نتیجه این سیاست خالی شدن انبارها از کالا شد؛ به گونه ای که به تدریج در سال گذشته که مجوز تعمیر چاه های موجود و امسال که مجوز حفاری چاه جدید داده شد، با کمبود کالای حفاری رو به رو شده ایم. البته خوشبختانه تامین کالاهای مورد نیاز حفاری از سال گذشته در دستور کار همکاران مدیریت تدارکات و امور کالا قرار گرفته، اما به هر حال فرآیندی زمانبر است. بخشی از دلایل محقق نشدن برخی تعهدات تولیدی در سال گذشته مربوط به کمبود کالاهای حفاری و انتظارات دکل ها برای تامین کالاهای مورد نیاز حفاری بوده است. چنانچه کاهش های تکلیفی نبود و نیاز به تولید حداکثری بود، قطعا کشور در تامین نفت دچار مشکل و بحران می شد.
ضریب کنونی برداشت از مخازن شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب چه میزان است؟
هم اکنون ضریب برداشت از مخازن شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب حدود 28 درصد است که رقمی متوسط محسوب می شود، چون ما مخازنی داریم که حدود 60 درصد ضریب بازیافت دارند.
ضریب بازیافت از مخازن تابع عوامل مختلفی است که از جمله می توان به نوع سنگ و سیال مخزن و سازوکارهای تولید اشاره کرد. به عنوان مثال ضریب بازیافت اهواز آسماری 57 درصد برآورد شده؛ در حالی که ضریب بازیافت برای مخزن بنگستان همین میدان که در عمق پایین تری قرار گرفته، کمتر از 10 درصد است.
اهواز بنگستان به عنوان بزرگ ترین مخزن بنگستانی با بیش از 37 میلیارد بشکه نفت درجا کاندید تزریق آب به صورت پایلوت است و تاکنون فعالیت های زیادی در این خصوص صورت گرفته است و امید می رود با پایان مطالعات آن در سال آینده پروژه پایلوت تزریق آب به این مخزن آغاز شود.
با این اقدام چه میزان ضریب بازیافت افزایش خواهد داشت؟
پیش بینی می شود با انجام پروژه تزریق آب در این مخزن، ضریب بازیافت آن به دوبرابر میزان کنونی افزایش پیدا کند. در صورت موفقیت در انجام پروژه پایلوت در بخشی از مخزن، تزریق آب دربخش های دیگر مخزن نیز برنامه خواهد شد. اگر تزریق آب در این مخزن موجب افزایش ضریب بازیافت شود، پروژه های تزریق آب در دیگر مخازن بنگستانی با هدف افزایش ضریب بازیافت برنامه خواهد شد و حجم قابل توجهی به ذخایر قابل برداشت افزوده می شود.
به عنوان موضوع پایانی با این فعالیت های در حال انجام، به عنوان مدیر امور فنی بزرگ ترین شرکت تولید کننده نفت ایران، توانمندی های داخل را چگونه می ارزیابی می کنید و چه میزان نیاز به شرکت های خارجی احساس می شود؟
مهم ترین دلیل همکاری با شرکت های خارجی، تأمین منابع مالی است، بودجه شرکت ملی نفت ایران برای توسعه میدان ها کفاف هزینه های سنگین توسعه میادین را نمی دهد.
اگر تأمین مالی صورت بگیرد، مشکلی برای توسعه میدان های نفتی نداریم و فناوری های جدید مورد نیاز را از طریق خرید خدمات تامین می کنیم. نکته دیگر اینکه توسعه میدان ها و انجام فعالیت های سنگین عملیاتی برای تولید از مخازن نیازمند داشتن اختیارات وسیع برای تصمیم های فوری مدیریتی است که در برخی موارد با استفاده از قانون مناقصات برای انجام آنها در تضاد است.