جهت مهاجرت گاز پارس جنوبی به سمت ایران تغییر کرد

 بدون شک هر ایرانی حداقل یک بار تا کنون با نام مخزن گازی پارس جنوبی به عنوان بزرگترین منبع گازی دنیا مواجه شده است.

مخزنی مشترک میان دو کشور ایران و قطر که اگر بر فرض محال یک انسان بود، با گذشت 30 سال از آغاز عملیات استخراج گاز، هم اکنون بازنشسته می‌شد. هرچند که تولید ایران از پارس جنوبی، به کمتر از 30 سال گذشته باز می‌گردد اما این نعمت خدادادی سبب شده تا سوخت بیش از 90 درصد نیروگاه‌های تولید برق و بخش عمده‌ای از صنایع کشور بدون مشکل تامین شود.

هر از چندگاهی در فضای رسانه‌های رسمی و مجازی اخباری پیرامون این میدان بزرگ گازی منتشر می‌شود. از مباحثی پیرامون افت فشار مخزن تا بحث پیرامون مهاجرت گاز به سوی طرف قطری به دلیل شیب طبیعی پارس جنوبی. اهمیت هر یک از این مسائل زمانی مشخص می‌شود که بدانیم چند درصد از زیرساخت‌های اقتصاد کشور را به این مخزن گازی گره‌زده‌ایم.

در همین ارتباط برای بحث پیرامون بزرگترین میدان گازی دنیا به سراغ محمد مختاری، رئیس مطالعات مخزن شرکت نفت و گاز پارس رفتیم تا درباره این موضوع گفتگو کنیم.

مشروح این گفتگو به شرح ذیل است:

*36 درصد از گاز پارس جنوبی متعلق به مرزهای جغرافیایی ایران است

فارس: مخزن پارس جنوبی بزرگترین مخزن گازی دنیا است که در مرز ایران و قطر واقع شده است. چه مقدار از محتویات این مخزن عظیم گازی متعلق به ایران است؟

مختاری: میدان گازی پارس جنوبی بزرگ‌ترین مخزن گازی شناخته‌شدۀ دنیا است که تقریباً یک‌سوم آن در بخش ایران و دوسوم آن در بخش قطر قرار گرفته است. البته اطلاعات ما از طرف قطری محدود است ولی منابع بین المللی عمدتا میزان گاز طرف ایرانی را TCF 500 (تریلیون فوت مکعب) و طرف قطری را TCF 900 عنوان می‌کنند. در بعضی جلسات، قطری‌ها حجم گاز درجای خودشان را خیلی بیشتر تا حدود TCF 2000 هم گفته‌اند ولی در بیشتر مراجع هنوز همان TCF 900 گفته می‌شود. البته شاید از دیدگاه اقتصاد انرژی مهم باشد و تحلیل‌های مربوط به آن حوزه مهم باشد که قطر چقدر و تا چه سالی گاز دارد اما برای ما که مهندس مخزن هستیم فقط این مهم است که در مرز مشترک چه چیزی وجود دارد.

فارس: طرف ایرانی و قطری هر کدام استخراج از مخزن گازی پارس جنوبی را از چه سالی آغاز کردند؟

مختاری: قطری‌ها خیلی زودتر از ما این میدان را کشف کردند و از سال 1991 شروع به تولید با 800 میلیون فوت مکعب در روز از یک بلوک کوچک کردند که مرزی هم نبود. درحالی‌که تولید فازهای استاندارد ما 1 میلیارد فوت مکعب در روز است. زمانی که قطری‌ها اکتشاف را تمام کرده و شروع به تولید از اولین بلوک خودشان کرده بودند، ما شروع به اکتشاف کردیم و مدیریت اکتشاف شرکت ملی نفت ایران این کار را در بازۀ یک ساله انجام داد و هم‌زمان 4 حلقه چاه توصیفی در طرف ایرانی حفاری کرد. با مطالعات اولیه روی اطلاعات ژئوفیزیک و سایر اطلاعات موجود، متوجه شدند وسعت میدان خیلی زیاد است و یک چاه اکتشافی برای آن کافی نیست. به همین دلیل 4 چاه تعریف کردند و اطلاعاتی به دست آمد که وجود میدان و گسترۀ وسیع آن را اثبات کرد.

با توجه به فضایی که در آن سال‌ها یعنی اواسط دهۀ 70 بود تصمیم بر آن شد که توسعۀ این میدان از طریق قراردادهای بیع متقابل و با مشارکت شرکت‌های خارجی باشد. فرآیند توسعه و توصیف تکمیلی هم‌زمان در این میدان شروع شد و با احداث هر چاه و فاز جدید، به شناخت کامل‌تری از میدان رسیدیم. در مواردی فکر می‌کردند، میدان ابعاد کوچک‌تری دارد ولی چاه جدید ثابت کرد که ابعاد بزرگ‌تر است و در مواردی هم برعکس بوده است. تا همین امروز هم ذخایر نواحی کناری میدان در آب‌های کشور خودمان قطعی  نیست و میزان گازی که برای نواحی حاشیه‌ای، یعنی بیرون فازبندی فعلی، گفته می‌شود هنوز محل مطالعه است.

*شیب پارس جنوبی با مهاجرت گاز از سمت ایران به طرف قطر ارتباطی ندارد

فارس: آیا سراغ نواحی حاشیه‌ای پارس جنوبی به منظور تولید رفته‌ایم؟

مختاری: چالش توسعۀ این مناطق بیشتر از بخش‌های مرکزی میدان است و دلیل این‌که هنوز سراغ این قسمت‌ها نرفتیم این است که ضخامت ستون گازی در مرکز میدان بیشتر بوده و خواص بهتری دارد. هرچقدر به سمت حاشیه برویم ضخامت کمتر و خواص مخزنی ضعیف‌تر خواهد شد و حتی ممکن است در برخی موارد ارزش توسعه نداشته باشد. از طرفی این نواحی در مجاورت مرزها نیستند و در مورد آنها دغدغه‌ای بابت مهاجرت هم وجود ندارد. به همین دلیل، توسعه این نواحی در سال‌های گذشته در اولویت نبوده است.

فارس: در اظهارنظرهای متعدد پیرامون مخزن گازی پارس جنوبی به مسئله شیب این میدان و تاثیر آن بر مهاجرت گاز اشاره شده است. برای مثال عده‌ای معتقدند، شیب این مخزن به سمت قطر است و سیال ما به این سمت متمایل می‌شود. آیا این شیب در پارامترهای مخزنی تأثیرگذار است؟

مختاری: با توجه به مشترک بودن میدان و بحث مهاجرت، همیشه دغدغه‌های مختلفی برای شکل توسعه این میدان مطرح بوده است. دو سوال اصلی که جاهای مختلفی عنوان شده است یکی در رابطه با شیب میدان است و اینکه آیا شیب میدان به سمت کشور خاصی است که بتواند از آن استفاده بیشتری بکند و دومین سوال این‌طور مطرح می‌شود که با توجه به این‌که میدان چند لایۀ مخزنی دارد، آیا لایه‌های مخزنی ما و قطر یکسان است؟ یک جاهایی ذکر شده بود که ما درحال تولید از لایه‌های مستقل هستیم و نه لایه‌های مشترک و یک جاهایی بحث‌هایی در رابطه با فریب‌کاری توتال در رابطه با لایه‌های مخزنی مطرح شده است.

تمام توضیحاتی که در ادامه بیان می‌کنم، شناخت‌های شرکت ملی نفت ایران است نه شرکت‌های خارجی. قبل‌تر هم گفتم اکتشاف میدان توسط مدیریت اکتشاف شرکت ملی نفت شروع شد و اینجا برنامه‌ریزی کردند که چگونه فازها را تعریف کنیم و خود شرکت ملی نفت ایران به این نتیجه رسید که این میدان چند لایه دارد و شیب آن چگونه است و گاز آن به چه صورت است و  در کل هر برنامه‌ای که درباره آن صحبت می‌کنیم برنامۀ شرکت ملی نفت ایران است. البته در بلوک‌هایی که بصورت بیع متقابل توسعه داده می‌شوند نظر هر دو طرف قرارداد در شیوه توسعه تاثیرگذار است مثلا همین الان که پتروپارس با قرارداد IPC فاز 11 را در اختیار دارد مخیر است که یک سری تغییرات بدهد ولی با آگاهی شرکت ملی نفت ایران این تغییرات باید اعمال شود.

پارس جنوبی 4 لایۀ مخزنی K1  و K2  و K3  و K4 دارد. این 4 لایه مربوط به فقط یکی از دو طرف ایران و قطر نیست و هر 4 لایه هم در طرف ایرانی هست و هم در طرف قطری وجود دارد. در واقع میدان یک ساختار مشخص و پیوسته دارد که جایی یک‌دفعه قطع نمی‌شود. شما از فاز 14 که دور از مرز است یک‌سری لایه‌ها را شناسایی می‌کنید و به سمت مرز که می‌رویم تغییرات طبیعی زمین‌شناسی را در همان لایه‌ها داریم و بعد از مرز هم همان لایه‌ها امتداد دارند. مرز یک خط فرضی سیاسی است و ارتباطی با پدیده‌های زمین‌شناسی ندارد پس طرف ایرانی و قطری هر دو از لایه‌های یکسانی تولید می‌کنند.

اگر ساختار را نگاه کنیم که یک تاقدیس است، قلۀ این تاقدیس در قطر است و شبیه یک نیم‌کره به جهات اطراف شیب دارد. نکتۀ مهمی که در ارتباط با مخازن هیدروکربنی چه نفت و چه گاز وجود دارد این است که چیزی به نام شیب در بحث تولید معنا ندارد و تولید کاملاً تابعی از فشار است. یعنی ذخایر از جای پرفشار به مناطق کم‌فشار مهاجرت می‌کند که حالا ممکن است جای کم‌فشار در ارتفاع بالاتری باشد و سیال به بالا حرکت می‌کند و یا ممکن است جای کم‌فشار در ارتفاع پایین‌تری باشد و سیال رو به پایین حرکت کند. پس هر جایی که ما چاه بزنیم چون فشار در آن نقطه را کاهش می‌دهیم، سیال به آن نقطه حرکت می‌کند و اگر مهاجرتی به سمت قطر داشتیم به این علت بوده است که آن‌ها زودتر شروع به تولید کردند و فشار در سمت قطری کاهش پیدا کرده است.

*از زمستان سال 1397، شاهد مهاجرت گاز از سمت قطر به سوی ایران هستیم

فارس: در حال حاضر اطلاعاتی از میزان مهاجرت گاز به سمت طرف قطری وجود دارد؟

مختاری: نکته قابل توجهی که دربارۀ عدد مهاجرت وجود دارد، این است که کل مهاجرتی که از روز اول تا پیک مهاجرت در سال 97 داشتیم در حدود 5 تریلیون فوت مکعب گاز بوده که به سمت قطر مهاجرت کرده است. نمی‌شود گفت که این مقدار عدد کمی است،  ما میادین گازی داریم که کل ذخیرۀ درجای آن‌ها TCF 2 است ولی این مقدار مهاجرت نسبت به حجم گاز کل میدان عدد قابل توجهی نیست و آن ‌قدری که این مسئله مهاجرت بزرگ‌نمایی شده که که کل میدان را از دست دادیم، باید گفت که اینگونه نیست ولی قطعا باید جلوی آن گرفته شود.

در هرصورت، با فازهایی که در طول زمان یکی یکی به مدار تولید رسیدند، از زمستان سال 1397 به بعد روند مهاجرت معکوس شد. در حال حاضر قطری‌ها روزانه 21 میلیارد فوت مکعب گاز تولید می‌کنند و ما امسال روزانه بین 23 تا 24 میلیارد فوت مکعب تولید کردیم. نرخ تولید ما بالاتر رفته و حالا مهاجرت به سمت ما برگشته است و مهاجرتی که 20 تا 30 سال به سمت قطر بوده است طبعاً زمان زیادی نیاز دارد تا جبران شود ولی باز هم می‌گویم مقدار مهاجرت نسبت به مقیاس کل میدان عدد مهمی نیست.

فارس: اگر ممکن است برویم سراغ پارامترهای مخزنی پارس جنوبی و توضیحاتی پیرامون خواص بزرگترین میدان گازی دنیا بشنویم؟

مختاری: این مخزن از نوع گاز میعانی هست. گاز میعانی یعنی سیالی که ابتدا و روز اول در داخل مخزن فقط گاز داریم ولی به‌تدریج با افت فشار میعانات گازی تشکیل می‌شود. در واقع میعانات همان نفت مرغوب و باکیفیت و با API بالا است که از گاز جدا شده است. از گازی که به سطح زمین می‌آید هم میعانات جدا می‌شود ولی اگر فشار در خود مخزن بیافتد میعاناتی که از آن جدا می‌شود در مخزن باقی می‌ماند. بنابراین ذات مخازن گاز میعانی به این صورت است که حتی اگر تولید گاز در طول زمان ثابت باشد، تولید میعانات به‌تدریج کاهش پیدا می‌کند و در خود مخزن باقی می‌ماند.

*در پارس جنوبی با پدیده انسداد میعانی مواجه نیستیم

فارس: آیا در پارس جنوبی که یک میدان گازی میعانی است با پدیده افت فشار ناشی از انسداد میعانی مواجه هستیم؟

مختاری: یک سری پدیده‌هایی مانند انسداد میعانی در دهانۀ چاه که مخازن گاز میعانی با آن مواجه می‌شوند را به دو دلیل در پارس جنوبی نداریم: یکی طبقه‌بندی مخازن گاز میعانی است که دو طبقۀ کلی lean و rich دارند و پارس جنوبی را جزو دستۀ lean درنظر می‌گیرند. چون مخازن گاز میعانی داریم که نسبت میعانات به گاز آنها به مراتب بیشتر از پارس جنوبی است و هرچقدر درصد میعانات بیشتر باشد احتمال بروز پدیده‌هایی مثل انسداد میعانی هم بیشتر است. دلیل دوم هم تراوایی مناسب در پارس جنوبی است که همین دو دلیل باعث شده است که آن جنس مشکلات را در این میدان نداشته باشیم. در تاریخچۀ تولیدی که تا الان داشتیم چاه‌ها منظم پایش شده‌اند، هم با اطلاعات سرچاهی و هم با ابزارهایی که درون چاه برده می‌شوند و این مشکل تا الان دیده نشده است.

 فارس: آیا جنس سیال گازی پارس جنوبی در گستره این میدان دچار تغییر می‌شود؟

مختاری: جنس سیال تقریبا در کل میدان یکسان است و فقط یک‌سری پارامترها مانند ترکیب گازهای غیرهیدروکربنی ازجمله H2S که روی طراحی تجهیزات سرچاهی تأثیرگذار است، ممکن است متفاوت باشد ولی خود سیال هیدروکربنی در کل گسترۀ میدان و هر 4 لایه و همۀ فازها از یک جنس است. این ویژگی معمولاً در مخازن گازی وجود دارد ولی ممکن است در بعضی مخازن به علت پدیده‌های زمین‌شناسی مخزن دچار مطبق‌شدگی شده باشد و هر قسمت خواص سیال متفاوت باشد ولی پارس جنوبی این‌طور نیست و همه‌جا با هم ارتباط فشاری دارد و سیال به تعادل رسیده است.

*40 چاه توصیفی به مطالعات سازند مخزن پارس جنوبی کمک می‌کنند

فارس: آیا خواص سازند نیز در گستره میدان دچار تغییر می‌شود؟

مختاری: خواص سنگ کاملا متفاوت است. سازندهای تشکیل‌دهندۀ پارس جنوبی کنگان و دالان است که کنگان را به دو قسمت K1 و K2 تقسیم کردیم و برای سازند دالان هم ما قسمت دالان بالایی را داریم که به لایه‌های K3 و K4 تقسیم می‌شود. طرف قطری به کل این لایه‌ها سازند خوف (Khuf) می‌گویند و نام‌گذاری لایه‌های K1 تا K4 هم بر این اساس است که شرکت‌‌های بین‌المللی هم از همین نام‌گذاری در طرف ایرانی و قطری استفاده کردند.  مجموع لایه‌ها حدود 400 تا 450 متر ضخامت دارند.

مخزن پارس جنوبی یک مخزن هتروژن است و خواص سنگ لایه‌ها با هم تفاوت دارد حتی در یک لایه هم خواص از بالا به پایین یا در راستای افقی هم ممکن است متفاوت باشد به طوری که اگر یک جای میدان یک چاه زدید اصلا نمی‌توانید بگویید که برای چاه بعدی در فاصلۀ 10 کیلومتری آن چاه هم همان خواص برقرار است و به همین دلیل چاه‌های توصیفی متعددی حفر شده است. بیشتر از 40 حلقه چاه توصیفی در میدان حفر شده است که بعد از گرفتن اطلاعات مخزنی بخش عمدۀ آن‌ها را تولیدی کردیم. علاوه بر این در تمام چاه‌های تولیدی هم حداقل اطلاعات توصیفی مانند لاگ‌های فول‌ست را می‌گیریم.

فارس: در بازۀ زمانی که ما در حال تولید هستیم آیا پدیدۀ تغییر تراوایی داشتیم؟

مختاری: اگر هم بوده خیلی محسوس نبوده است. در آزمایش‌هایی که روی سنگ و سیال هر مخزن هیدروکربنی انجام می‌شود، پارامترهای مخزنی را به عنوان تابعی از فشار تعریف می‌کنند. مثلا ویسکوزیتۀ سیال در فشارهای مختلف، متفاوت است و به همین ترتیب در مدل‌های شبیه‌سازی هم ممکن است تخلخل و تراوایی در فشارهای مختلف مشخص بشوند. اما میزان تغییرات خواص سنگ در اثر فشار کمتر از میزان تغییرات این خواص در گستره مخزن بدلیل هتروژنیتی است. چون مخزن همگن نیست نمی‌توان انتظار داشت تخلخل و تراوایی یک لایه دقیقاً یک عدد مشخص بشود. حتی الان هم اگر در یک زیرلایۀ خاص سه چاه حفر کنید، سه تراوایی مختلف به دست می‌آید که بیانگر هتروژنتی بالای مخزن است. در مدل‌های شبیه‌ساز که تولید را پیش‌بینی می‌کنند هم تغییر عمده‌ای در این خواص در طول زمان مشاهده نکردیم. قطعا خواص سنگ از فشار تأثیر می‌پذیرد اما میزان این تاثیر آنقدر نبوده که  تغییری در روند تولید مشاهده کنیم.

*اسیدکاری منجر به جلوگیری از آسیب سازند مخزن پارس جنوبی شده است

فارس: در رابطه با پدیده آسیب سازند و نحوه مواجه شما به منظور جلوگیری از این پدیده هم اگر توضیحی هست، بفرمایید؟

مختاری: یکی از اصلی‌ترین کارهایی که ما برای بهبود شرایط چاه و بهبود تولید انجام می‌دهیم، رفع همین آسیب سازند است و اصلی‌ترین کاری هم که انجام می‌دهیم بحث اسیدکاری ماتریسی است. اگر بتوان برای مخزنی که فشار اولیۀ آن psi 5000 است، 200 تا 300 psi فشار drawdown  (به معنای تفاوت فشار جریانی با فشار بستۀ چاه)  را بهبود ببخشیم در عمر مخزن بسیار تأثیرگذار است. در چاه‌های مختلف بسته به این‌که چه اتفاقاتی در زمان حفاری آن چاه رخ داده است آسیب سازند حین حفاری هم متفاوت است. جایی بوده که فقط 100 تا 150 psi افت فشار اضافه داشتیم و با اسیدکاری این مشکل حل شده است ولی در موارد حاد حتی تا 1000 psi هم آسیب سازند داشتیم که وقتی اسید زدیم فشار چاه 1000psi  بالاتر رفته است. این‌ها آسیب سازند زمان حفاری است و یک سری آسیب‌ها هم زمان تولید به‌وجود می‌آید که انسداد میعانی در چاه‌های گازی و تولید آسفالتین در چاه‌های نفتی و سایر موارد که از این نوع آسیب است. در 20 سال تولید از پارس جنوبی چیزی تحت عنوان آسیب سازند حین تولید ندیده‌ایم. ما یک افت فشار ناشی از تولید در طول زمان داریم که برای هر دو فشار جریانی و فشار بستۀ چاه این کاهش وجود دارد.

زمانی می‌گوییم آسیب سازند ناشی از تولید داریم که drawdown یا انداخت فشار برای یک چاه مثلا 300 psi باشد و بعد 2 سال بشود 350 psi و همین‌طور در طول زمان بیشتر شود که می‌فهمیم در اثر تولید اتفاقاتی در حال رخ دادن است. پارس جنوبی اما در طول عمرش تا به امروز با همان اختلاف فشار روز اول در حال تولید است به این دلیل که در این میدان واکس و آسفالتین نداریم و در بحث انسداد میعانی هم به علت تراوایی خوب و زیاد نبودن میعانات، نگرانی در این باره نیست.

فارس: در مصاحبه‌ای گفته شده بود که روش‌های ازدیاد برداشت لزوماً تولید را زیاد نمی‌کند و ممکن است برای جلوگیری از افت فشار باشد. آیا این گزاره صحیح است؟

مختاری: بسته به نوع میدان و محدودیت‌های سرچاهی که داریم، ممکن است روش ازدیاد برداشت در یک موردی باعث افزایش تولید بشود و یا در موردی فقط جلوی افت فشار را بگیرد. یک موقعی سراغ روش‌های ازدیاد برداشت می‌روند تا فشار مخزن را حفظ کنند مثل تزریق گاز در کلاهک گازی یا تزریق آب در سفرۀ آب مخازن نفتی که هدف از این کار کاهش حداکثری افت فشار ناشی از تولید است. در مواردی هم برای استمرار تولید مثلا از کمپرسور استفاده می‌کنند که هدف از این کار جلوگیری از افت فشار نیست و افت فشار کماکان ادامه دارد و ما می‌خواهیم محدودیتی که در تجهیزات سرچاهی وجود دارد و بر اثر آن نمی‌توان با فشار کمتر سیال را تولید کرد را جبران کنیم و در این حالت از کمپرسور استفاده می‌کنیم. پس گزاره‌ای که گفتید به شکل مطلق صحیح نیست ولی در مواردی ممکن است صادق باشد.

در پارس جنوبی هم اسیدکاری‌هایی که انجام می‌شود میزان تولید در حال حاضر را زیاد نکرده است و طول دورۀ تولید پایدار را زیاد کرده است. عمده سکوهای ما طوری طراحی شدند که روز اول می‌گویند این سکو باید یک میلیارد فوت مکعب گاز تولید کند و این با یک انداخت فشار شدید تولید می‌کند و ما می‌دانیم که اگر بخواهد با این فشار جلو برود به سرعت فشار می‌افتد و تا 4 سال آینده دیگر تولیدی نخواهد داشت. پس مثلا از اسیدکاری بهره می‌برند و طول دورۀ تولید را افزایش می‌دهند ولی نرخ تولید همان نرخ سابق است. به طور کلی هدف ازدیاد برداشت، ازدیاد میزان برداشت نهایی است یعنی تولیدی که تا امروز بوده است را بتوان امتداد داد و عمر مخزن را بیشتر کرد.

*ضریب بازیافت یکی از بلوک‌های تولید گاز پارس جنوبی بیشتر از 100 درصد بود

فارس: در ادامه بحث دربارۀ ضریب بازیافت میدان پارس جنوبی و روش‌های ازدیاد برداشتی که منطبق بر خواص سنگ و سیال مخزن پارس جنوبی باشد توضیح دهید.

مختاری: ابتدا به این نکته اشاره کنم که روش‌های ازدیاد برداشت در مخازن گازی به اندازۀ مخازن نفتی موثر نیستند چراکه خود مخازن گازی ضریب برداشت بالایی دارند. طبیعتاً نفت به دلیل ویسکوزیتۀ بالاتر و تحرک‌پذیری کمتر نسبت به گاز، برداشت کمتری هم نسبت به گاز دارد. پارس جنوبی هم ضریب برداشت نسبتا بالایی دارد که البته نسبت به متوسط مخازن گازی پایین‌تر است که این موضوع هم به فشار اولیه بازمی‌گردد. مثلا دو مخزن را در نظر بگیرید با خواص سنگ و سیال یکسان اما فشار اولیۀ یکی در روز اول 10000 و دومی 5000 psi است که در این صورت بازیافت نهایی مخزن اول بیشتر است چون گاز بیشتر متراکم شده و حجم بیشتری از گاز را می‌توان بیرون آورد.

برای مخازن نفتی گاهی گاز را سیال کم‌ارزشی تلقی می‌کنند و به مخزن نفتی تزریق می‌کنند تا فشار نفت حفظ شود ولی در مخازن گازی هدف همان گاز است و چیزی به نام تزریق گاز نداریم. البته تزریق CO2 یا N2 یا آب به مخازن گازی در بعضی منابع مطرح شده است ولی نکتۀ مهم در پارس جنوبی وسعت میدان است یعنی ما چقدر باید مثلا N2 تزریق کنیم که افت فشار جبران شود. طبیعتاً این حجم تزریق در پارس جنوبی منطقی نیست و هیچ موقع هم این موضوع نه در پارس جنوبی و نه در گنبد شمالی مطرح نشده است

 اولویت اصلی برای استمرار تولید از میدان پارس جنوبی، پس از انجام عملیات اسیدکاری، حفاری چاه‌های Infill  است تا از مناطقی که تا الان کمتر تخلیه شده‌اند هم بهره ببریم. در نهایت که این کارها، هم اسیدکاری و هم حفاری چاه‌های Infill، انجام شد به این موضوع می‌رسیم که محدودیت اصلی فشار سرچاهی است. یعنی باید کاری کنیم که اگر فشار هم کم شد باز هم تولید ادامه داشته باشد و در این صورت ضریب برداشت را بالا برده‌ایم. سناریویی مثل کمپرسور که در پارس جنوبی خیلی مطرح می‌شود و بالاترین ارزش افزوده را در روش‌های استمرار تولید از میدان دارد به این دلیل است که می‌تواند به مقدار قابل توجهی محدودیت سطح‌الارضی را رفع کند.

در رابطه با ضریب بازیافت هم این‌که می‌گوییم مثلا ضریب برداشت یک بلوک خاص 60 درصد است یعنی اگر دور بلوک بسته باشد و مهاجرت نداشته باشد می‌توانیم 60 درصد گاز درجای آن را تولید کنیم. ولی بلوکی هم داریم که ضریب برداشت از آن بیش از 100 درصد است یعنی مهاجرت به آن سمت رخ داده است. حالا اگر بلوک کناری را نگاه کنیم مثلا حدود 30 درصد ضریب برداشت داشته و این یعنی قسمت عمدۀ گاز این بلوک از سکوهای مجاور تولید شده است. پس هر سکو در پارس جنوبی ضریب برداشت متفاوتی دارد و بسته به این‌که گاز درجای اولیه را گاز بلوک‌بندی فعلی در نظر بگیریم یا کل میدان باز هم ضریب بازیابی متفاوت است.

فارس: اگر فشار سرچاهی را با کمپرسور تغییر بدهیم، تولید میعانات نیز همانند گاز افزایش پیدا خواهد کرد؟ آیا مطالعه‌ای در این زمینه انجام گرفته است؟

مختاری: در پارس جنوبی ممکن است نرخ تولید گاز هنوز کاهش پیدا نکرده باشد ولی نسبت میعانات به گاز تولیدی در آن روز به روز کمتر شده است چون زیر نقطۀ شبنم هستیم و میعانات در مخزن به جا می‌ماند. یعنی در بعضی جاهای مخزن حدود 0.5 درصد حجم فضای متخلخل را میعانات در برگرفته ولی همین 0.5 درصد باعث شده است که مثلا 100 تا 150 هزار بشکه از تولید روزانه میعانات از کل میدان کم بشود. البته این به معنای انسداد میعانی در دهانۀ چاه نیست و به صورت یکنواخت در مخزن وجود دارد. گذاشتن کمپرسور و سایر روش‌های ازدیاد برداشت، کمکی به افزایش برداشت میعانات، یعنی افزایش نسبت میعانات به گاز ، نمی‌کند. روز اول در پارس جنوبی نسبت میعانات به گاز تولیدی 42 بشکه در هر میلیون فوت مکعب گاز بوده است.

در حال حاضر فاز به فاز متفاوت است و میانگین کل میدان حدود 30 بشکه در هر میلیون فوت مکعب است و اگر کمپرسور هم بگذاریم چون فشار کاهش پیدا می‌کند، باز هم این عدد کاهش پیدا می‌کند و به 20 تا 25 می‌رسد. البته اگر با کمپرسور تولید گاز را بالا ببریم می‌بینیم با وجود اینکه نسبت میعانات به گاز یا همان CGR کم شده ولی چون تولید گاز بیشتر شده است، حاصلضرب عدد تولید گاز در CGR نسبت به قبل بیشتر می‌شود و در نتیجه میزان تولید میعانات تا حدی افزایش پیدا می‌کند اما طبعا نه به میزان افزایش تولید گاز.

در مخازنی که کوچک هستند و مخازنی که rich هستند از gas recycling استفاده می‌کنند یعنی یک مخزن کوچکی وجود دارد که کلاً 500 میلیون فوت مکعب گاز تولید می‌کند و objective آن هم تولید میعانات است. چون میعانات ارزشمند است. در این حالت  میعانات را در سطح جدا می‌کنند و به فروش می‌رسانند و گاز خشک را به مخزن بازمی‌گردانند و این‌گونه فشار ثابت می‌ماند. در حالت ایده‌آل در بازۀ زمانی طولانی با این روش یک مخزن گاز میعانی به یک مخزن گاز خشک تبدیل می‌شود و تمام میعانات تولید خواهد شد. این حالت موثرترین روش برای نگهداری فشار مخازن گاز میعانی است. حال چرا در پارس جنوبی این روش نیست؟ خب اگر 400 چاه تولیدی در پارس جنوبی باشد برای این روش باید 400 چاه تزریقی و 400 کمپرسور هم برای تزریق داشته باشیم چون CGR نسبتا پایین است اقتصاد آن هم چالش‌برانگیز است.

چند باری که محاسبات انجام شده بودگفته بودند که صرفۀ اقتصادی ندارد حتی اگر گاز خشک آن را نمی‌خواستیم، هزینه‌ای که برای زدن این همه سکوی تزریق نیاز است را با آوردۀ آن مقایسه کنیم باز هم صرفۀ اقتصادی ندارد. از همه اینها مهمتر اینکه در تولید از پارس جنوبی نه فقط به دنبال میعانات آن بلکه دنبال گاز آن و امنیت انرژی کشور هستیم.

مصاحبه از محمد عنایتی نجف‌آبادی

انتهای پیام/