سال حمايت از كالای ايرانی
جمعه ۲۳ آذر ۱۳۹۷ EN
مجری طرح آذر:

تولید میدان نفتی آذر بزودی ۱۵ هزار بشکه افزایش می یابد

به گزارش روابط عمومی شرکت مهندسی و توسعه نفت مجری طرح آذر کیوان یاراحمدی گفت: میدان آذر نه تنها یکی از پرچالش ترین میدان های ایران بلکه از میدان های خاص  در سطح جهان است، شرایط نسبتا نادر مخزن این میدان باعث شده است تا توسعه ی آن به یک چالش جدی برای شرکت های توسعه دهنده تبدیل شود، متوسط حفاری چاه های میدان آذر نزدیک به ۵۰۰ روز بوده است که نشان دهنده سخت بودن فتح این مخزن طلای سیاه است.

 

آقای مهندس یاراحمدی لطفا در ابتدا ضمن ارائه توضیحاتی درباره تدوین طرح جامع توسعه میدان آذر از فراز و فرودهای توسعه آن هم بفرمایید.

میدان آذر جزء بلوک اکتشافی اناران بوده است که ابتدا مدیریت اکتشاف شرکت ملی نفت ایران در قالب قرارداد بیع متقابل، اجرای فعالیت اکتشافی را با شرکت نورث هیدرو نروژ در اواخر دهه هفتاد برنامه ریزی کرده بود، و در واقع  در آن قالب فعالیتهای اولیه اکتشافی را  شرکت نروژی دنبال می کرد در این چارچوب دو حلقه چاه  قرار بود که حفاری شود،  چاه آذر یک که به دلیل مشکلات مکانیکی که دراین چاه بوجود می آید  عملا قبل از اینکه به آن عمق مورد نظر برسد رها می شود و به هدف نهایی نمی رسد، این شرکت چاه دوم را حفاری می کند به عمق مورد نظر می رسد و فعالیتهای ارزیابی انجام می شود، نمونه سیال چاه، مغزه و محتویات مورد نیاز برای کسب اطلاعات درون چاهی را هم کسب می کند، یک بخش از لرزه نگاری  دو بعدی میدان را شرکت نروژی انجام می دهد و از ترکیب این اطلاعات لرزه نگاری و اطلاعاتی که از این چاه شماره دو به دست می آید گزارش اقتصادی بودن تولید از میدان را به شرکت ملی نفت در اواسط دهه ۸۰ ارائه می دهد و مساله اقتصادی بودن تولید در شرکت ملی نفت احراز می شود.

متعاقبا و در همان چارچوب قرارداد بیع متقابل اکتشافی پیش بینی شده اگر این شرایط پیش آید و اقتصادی بودن تولید میدان محرز شود به صورت انحصاری با همان شرکت مذاکرات برای توسعه میدان دنبال می شود، شرکت ملی نفت آن زمان مذاکراتی را با شرکت نورث هیدرو انجام می دهد یک نوبت هم تمدید می شود و علیرغم اینکه قرارداد سرویس تقریبا نهایی شده بود مدل اقتصادی طرح در آمده بود به دلیل تحریم هایی که اعمال شده بود موضوع دنبال نمی شود.

 

یعنی نورث هیدرو به دلیل تحریم ها مذاکرات را نیمه کاره گذاشت؟

 

آن زمان تحریم موسوم به تحریم داماتو مطرح بود ، در زمان مذاکرات چون شرکت نورث هیدرو نروژی خصوصی بود مشمول این تحریم ها نبود اما بعدها این شرکت با شرکت دولتی نفت نروژ یعنی شرکت استات اویل ادغام می شود و شرکت استات اویل هیدرو تشکیل می شود ، این شرکت جدید هم دولتی محسوب میشد و آن تحریم ها شامل این شرکت شد .

این فراز و فرودها ادامه داشت تا از سال ۸۷ در مجموعه شرکت مهندسی و توسعه نفت تصمیم براین شد ضرورت توسعه میدان با جدیت بیشتری دنبال شود، بر همین اساس و طبق مجوزی که شرکت ملی نفت صادر کرد فعالیت های زیرساختی توسعه میدان شروع شد، از جمله مسایلی مثل ایجاد اراضی عملیاتی، پاکسازی میدان از مین های عمل نکرده و نیز مطالعاتی که در قالب مطالعات زیست محیطی وآمایش بود دنبال شد، همچنین احداث جاده ها و سلرهای میدان آذر و کارهایی که در قالب عملیات اجرایی  MDP لازم بود دنبال شد که در صورت بازگشت شرکت خارجی کار با سرعت بیشتری دنبال شود، این اتفاق یعنی بازگشت شرکت نروژی رخ نداد و در نهایت در اوایل سال ۸۸ شرکت پتروناس مالزی ضمن اعلام آمادگی برای توسعه این میدان تفاهم نامه همکاری را با مسئولان امضا کرد .

شرکت پتروناس در مطالعات مخزنی که تهیه کرده بود، ذخیره نفت درجای این میدان  را دو و نیم میلیارد بشکه و براساس ذخیره در طول بازه تولید ۴۰ ساله و احتساب یک ضریب برداشت ۱۶ درصدی ۴۰۰ میلیون بشکه اعلام کرده بود و این برآوردها عملا مبنای کار توسعه ی میدان قرار گرفت.

پس با این وصف توسعه میدان از یک شرکت در شمال اروپا به شرکتی در شرق آسیا رسید؟؟

شرکت پتروناس اوایل سال  ۸۸ تفاهم نامه  و قرارداد محرمانگی را منعقد کرد، مذاکراتی صورت گرفت اما کار را به صورت جدی دنبال نکرد تا  اینکه در نیمه دوم ۸۸ شرکت گاز پروم نفت روسیه با پتروناس جوینت شد از آن تاریخ  این مذاکرات خیلی جدی تر دنبال شد، شرکت روسی در این بازه زمانی  تقریبا خرداد ۸۹ ام دی پی  را اعلام کرد و قرارداد سرویس هم نهایی شد، پاراف هم شد منتها چند ترم مانده بود به نهایی شدن کار و  قرار بود در سفری که وزیر نفت وقت به روسیه می روند کار را نهایی کنند که نشد!

در این فاصله زمانی موضوع با شرکت اویک دنبال شد، همچنین شرکتهای از افریقای جنوبی، انگلیس و ایتالیا آمدند هر چند شرکت های نفتی بودند اما خیلی قوی و معتبر در حوزه توسعه میدان نبودند شرکتهای درجه ۲بودند ، با این ها هم  مذاکرتی دنبال شد اما عملا به نتیجه نرسید تا مذاکره با شرکت اویک را به طور جدی از اوخر اسفند ۸۹ در دستور کار قرار دادیم ، این مذاکرات منتهی به این شد که در مهر ۹۰  قرار داد امضا شود( ۱۹ مهر ماه ۹۰ ).

در فاصله شش ماهه کلیه مذاکرات و توافقات انجام شد و  قرارداد با شرکت اویک نهایی شد. ابتدا شرکت اویک که آمد با سرمایه گذاری شرکت سپهر انرژی بانک صادرات قرارداد امضا شد، سپهر انرژی  بعدا انصراف داد و شرکت سرمایه گذاری صندوق کارکنان صنعت نفت ( اوپیک) جایگزین شرکت سپهر انرژی شد یعنی در ۱۹ مهر ۹۰  که زمان انعقاد قرارداد بود این قرارداد با مشارکت اویک و اوپیک در یک سو و  شرکت ملی نفت  در سوی دیگر امضا و اواخرسال ۹۰  هم مجوز شورای اقتصاد اخذ شد که عملا از آن تاریخ قرارداد موثر شد.

اهداف این طرحی که بالاخره به قرارداد رسید چه مواردی بود؟

اهداف طرح این بود که یک تولید زودهنگام ۳۰هزار بشکه ای داشته باشیم در قالب همان MDPکه نهایی و تدوین شده بود که ظرف مدت ۳۶ ماه بعد از زمان موثر شدن قرارداد بایستی به آن می رسیدیم و تولید نهایی ۶۵هزار بشکه ۱۹ ماه بعد از تحقق زود هنگام بود؛ زمانی که کار شروع  شد شرکت صندوق سرمایه گذاری کارکنان صنعت نفت به دنبال این بود که یک شریک در سرمایه گذاری میدان بیابد. طرح آذر به دلیل مشترک بودن در لیست اولویتهای استفاده از تسهیلات صندوق  توسعه ملی قرار گرفت و ۸۰۰ میلیون دلار قرار شد این طرح از محل صندوق استفاده کند پروسه زمان بری بود بایستی بانک عامل مشخص می شد باید مسدودی گرفته می شد بسیار فرایند زمانبری بود بانک سپه به عنوان بانک عامل مشخص شد که نسبت به بانکهای دیگر تحرکش کمتر بود طوری که عملا باعث شد زمان زیادی را از دست بدهیم .

با این حال از زمانی که مشکلات برطرف شد و پیمانکار توانست گشایش اعتبار اسنادی را انجام دهد و پروژه به غلتک بیفتد تا کالاها سفارش شود عملا زمانبر بود تا اینکه در اسفند سال گذشته تولید زود هنگام میدان به میزان ۱۵ هزار بشکه در روز که هدف مرحله اول تولید بود رسید و درانتهای ماه جاری نیز ۱۵ هزار بشکه اضافه می کنیم که به مرز ۳۰ هزار بشکه می رسد.

با این روند مرحله زودهنگام نهایی می شود تا اواخر سال ۹۷ تولید نهایی میدان به میزان ۶۵ هزار بشکه وتکمیل فعالیتهای باقی مانده در دست اقدام است.

آقای مهندس نفت این میدان چه درجه API دارد؟

۳۰ تا ۳۲ ؛ از نظر ای پی آی شرایط خوبی دارد اما H2S آن  بالاست و این باعث می شود شما شرایط خورنده ای داشته باشید و برای اینکه جلوگیری شود از آسیب دیدن تجهیزات و خطوط لوله و مسائل پایین دستی باید از کالاهای مقاوم در برابر خوردگی استفاده کنید و نه تنها در سطح الارضی برای تحت الارضی هم باید تمهیداتی اندیشید،  برای لوله های درون چاهی هم باید از کالای خاص استفاده شود و چون معمولا این کالا استفاده دو گانه هم دارد و در تجهیزات دیگری هم قابلیت کاربرد دارد مشمول تحریم هاست و تامینش محدودیت های زیادی دارد ، کما اینکه در ارتباط با تاسیسات سطح الارضی تامین برخی کالاهایش به سختی صورت گرفت و با توجه به محدودیت های فضای بین المللی واقعا کار سختی است و خودش به هر ترتیب بخشی از تاخیرها علاوه برمشکلات مالی که عرض شد یک تاخیری را در ابتدای راه رقم زد .

همین موارد دست در دست هم می دهد تا توسعه یک میدان را سخت کند، یک موضوعی که در روند توسعه ما وجود دارد و آنطرف در کشور رقیب این مشکلات وجود ندارد همین موارد است که انها می توانند بهترین کالا را بیاورند، بهترین سرویس ها را بیاورند و به نظرم به همین دلایل آنها در تولید جلوتر از ما بودند و توانستند یک سال الی یک سال و نیم ، مشعل میدان را زودتر از ما روشن کردند اما امیدواریم همان اتفاقی که الان در پارس جنوبی افتاد را در این میدان هم محقق کنیم و بتوانیم در بازه زمانی کوتاه آن عقب افتادگی در برداشت را جبران کنیم.

ما ۱۹ تا چاه باید بزنیم که مشتمل بر ۱۶ چاه تولیدی جدید است و یک چاه که نروژی ها زده بودند را تکمیل و ترمیم می کنیم و جمعا ۱۷ چاه تولیدی باید در این میدان بزنیم.

چاه دفع پساب و یک چاه توصیفی هم هست که جمعا ۱۹ چاه می شود، که البته اگر این چاه توصیفی طبق ام دی پی امکان تبدیل به تولیدی راداشته باشد یکی از تولیدی ها کم می شود.

قرار است در این میدان با همان ۱۶ چاه مراحل بعدی را هم ادامه دهیم؟

چیزی که هست از ابتدایی که ام دی پی را تدوین کردیم و با توجه به چاه نروژی ها قرار شد از ۳ هزار تا ۳ هزار و ۷۰۰ از آن ریت بگیریم که براین اساس از ۱۷ چاه می توانیم از ریت مورد نظر که ۶۵ هزار بشکه بود برسیم و الان در چاه هایی که تست شده و زودهنگام داریم بهره برداری می کنیم توان تولید چاه های این میدان بیشتر از این است و البته موضوعی که در میدان آذر وجود دارد این است که نرخ قابل انتظار از چاه با انجام عملیات برانگیزش اسیدی به روش شکافت یا تزریق اسید در حجم بالا امکان پذیر است .

یکی از نوآوری هایی که در میدان آذر انجا م شده بحث شکافت اسیدی است و تاکنون در هیچ یک از میدان های ایران بصورت موفقیت آمیز شکافت اسیدی اجرا نشده و یکی دو تا مورد بوده اما در فیلدهایی زنده و جوان و پای کار و در فیلدهایی که خیلی حساب نمی شده این تست را انجام دادند و موفقیت آمیز نبوده دانش و توان و تجربه نبوده و در آذر اینکار را در۳ حلقه چاه انجام دادیم اما با توجه به اینکه میخواستیم به تولید زودهنگام برسیم و با توجه به خلا دانشی که درکشور است استارت زدیم و در چند چاه این کار را انجام دادیم اما تمام و کمال نه .

در بحث تزریق اسید در حجم بالا و ترکیبی از شکافت و تزریق اسیدی در این چاه ها در مرحله زودهنگام فعالیت هایی کردیم  و یک مشاور بین المللی گرفتیم که مطالعات لازم را انجام دهد و این طراحی را که انجام شده را بازبینی کند و اگر نقطه نظر اصلاحی دارد بگوید.

افزایش برداشت هم قرار است داشته باشیم؟

بله طبیعتا و این جزو طبیعت کار است اما هنوز به مرحله ازدیاد برداشت نرسیدیم.

آقای مهندس وضعیت فشار گاز مخزنی این میدان مناسب است؟

این مخزن پرفشار است و مشکل فشارندارد و نوع سنگ مخزن طوری است که بخاطر تراکم آن و اینکه معمولا مخازن کربناته ایران آب دوست اند و میدان آذر میدان کربناته است و جزء همان دسته از مخازن کربانته آب دوست است و نمی شود در آن فازها برود.

 

چه اقدامات دیگری ممکن است برای بهبود تولید این میدان انجام گیرد؟ آیا فعالیت هایی مثل پمپ درون چاهی ممکن است انجام شود؟

پمپ درون چاهی برای زمانی است که چاه نفس ندارد و پمپ می گذارید و گس لیفت و فراز آوری مصنوعی به روش تزریق گاز یا روش های کاربردی تزریق آب و گاز و روش هایی که مطرح است و برای میدان آذر که میدانی جوان و در ابتدای راه است ضرورتی ندارد ، براساس مطالعاتی که انجام شده و مطالعات میدانی و مخزنی برای ۱۰ سال اول فشار میدان بصورتی است که نیاز به روش های فرازآوری مصنوعی نداریم اما چون سنگ مخزن متراکم است نیاز دارید بخاطر اینکه شبکه شکاف هایی که در مخزن وجود دارد وصل شود و ریت مناسب باشد شکاف را بصورت مصنوعی در این مخزن ایجاد کنید که در دنیا سالهاست انجام می شود اما در ایران انجام نشده و بصورت مشخص در آمریکا در اکثر فیلدها انجام می شود.

روش اجرای آن به این صورت است که یک فشاری که بالاتر از فشار شکست مخزن است و به تعبیری شوکی در چاه ایجاد می کند که چاه را شکاف می دهند ، بعد از حفاری چاه یک ناحیه در اطراف حفره تولیدی آسیب می بیند و وقتی شکاف هیدرولیکی ایجاد می شود که منطقه آسیب دیده را بای پس می کنید و با توجه به شکاف مصنوعی ایجاد شده نقاط دور دست مخزن دسترسی پیدا می کند و باعث می شود که شبکه شکاف های طبیعی مخزن به شکاف مصنوعی خودشان را برساند و ازطریق آن شبکه شکاف به حفره تولیدی شما نفت جریان پیدا کند و خیلی می تواند در مخازن کربناته که نفوذ پذیری مخزن ضعیف باشد کمک کند که با افت فشار است که ما بخشی را زودهنگام انجام دادیم و بعد از زودهنگام میدان مرحله دوم که در انتهای ماه جاری است یک مقدار از زیر بار این فشار تولید میدان مشترک بیرون بیاییم و تولید پایا شود، اطلاعات دینامیک و پویای میدان را بتوانیم داشته باشیم تا مطالعات مخزنی خوبی را انجام دهیم .

در میدان آذر الان گاز را فلر میکنیم؟

به هر ترتیب در طرح جامع توسعه که تدوین می شود هدف براساس نو فلرینگ است، گازی که در این میدان همراه نفت تولید می شود باید به ان جی ال در دست ساخت ۳۱۰۰ برسانیم که در دهلران باید ساخته شود اما هنوز به اتمام نرسیده؛ الان حدودا به ازای هر بشکه نفت متوسط هزار متر مکعب گاز داریم فلر می کنیم.

 

 

در طرح توسعه میدان آذر چقدر خط لوله احداث شده است؟

در مجموع باید ۱۳۰ کیلومتر خط لوله گاز تا دهلران بکشیم البته در سه راهی دهلران تحویل می دهیم، حدود ۲۰۰ کیلومتر هم خط لوله نفتی است که حدود ۱۳۰ کیلومترش درمرحله زودهنگام نفت را به دهلران می برد و ۶۵ تا ۷۰ کیلومتر خط لوله می کشیم به چشمه خوش که نفت را انتقال دهد، ۲۳۰ کیلومتر خطوط لوله انتقالی داریم ، ۹۰ کیلومتر خطوط لوله جریانی است.

در کل ۴۲۰ کیلومتر لوله گذاری نفت و ۴۰ کیلومتر خط لوله آب انجام دادیم و با خرده کاری ها نزدیک ۵۰۰ کیلومتر خط لوله احداث شده است.

میزان نفر ساعت کار بدون حادثه منجر به فوت در میدان آذر چقدر بوده است؟

۲۲ میلیون نفر ساعت کار بدون حادثه منجر به فوت در این میدان ثبت شده است که به نظرم یک رکورد است و نشان می دهد که  از دیدگاه شرکت مهندسی و توسعه نفت، ایمنی در اجرای طرح های توسعه ای بسیار جدی است.

 

 

دیدگاه‌ ها

آدرس ایمیل شما منتشر نخواهد شد. گزینه‌های موردنیاز علامت‌گذاری شده‌اند *

۱۸ اردیبهشت ۱۳۹۶ساعت: ۰۹:۳۴۴۴۷ بازدید