چرا احیای ظرفیت‌های از دست‌رفته این‌قدر دیر آغاز شد؟

فرزین سوادکوهی

در صنعتی که هر بشکه نفت اضافه می‌تواند به معنای درآمدهای دلاری بیشتر باشد، بازگشت چاه‌های قدیمی و کم‌بازده به مدار تولید نباید خبر تازه‌ای باشد؛ اما در ایران هنوز افزایش فعالیت‌های تعمیراتی چاه‌ها به‌عنوان یک دستاورد مطرح می‌شود. به تازگی اعلام شده در چهار ماه نخست امسال عملیات تعمیراتی روی ۸ حلقه چاه انجام شده؛ رقمی که نسبت به یک حلقه چاه در مدت مشابه سال گذشته، رشد ۷۰۰ درصدی را نشان می‌دهد. این رشد در نگاه نخست خبر خوبی است، اما در لایه‌ای عمیق‌تر یک سؤال جدی را پیش می‌ آورد که اگر ظرفیت‌های تولیدی این چاه‌ها سال‌ها قابل شناسایی و احیا بوده‌اند، چرا باید امروز افزایش چندبرابری عملیات تعمیراتی را دستاوردی مهم تلقی کنیم؟ 

مسئله صنعت نفت ایران فقط افت طبیعی تولید نیست؛ بخشی از مشکل، سال‌ها تأخیر در تعمیر، نگهداشت، احیای چاه‌ها و اجرای روش‌های افزایش برداشت است؛ تأخیری که هزینه آن امروز در قالب افت تولید، کاهش ضریب بازیافت و از دست رفتن درآمدهای نفتی خود را نشان می‌دهد.

خبر تازه شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب از افزایش فعالیت دکل‌های تعمیراتی و دستگاه‌های لوله مغزی سیار در چهار ماه نخست سال ۱۴۰۵، بیش از آنکه صرفا گزارشی از عملکرد یک واحد عملیاتی باشد، تصویری از یکی از مسائل قدیمی صنعت نفت ایران ارائه می‌کند؛ مسئله‌ای که سال‌ها در حاشیه توسعه میادین و پروژه‌های بزرگ‌تر قرار داشته و حالا، با افزایش فشار برای حفظ و رشد تولید، دوباره به مرکز توجه آمده است.

بر اساس اعلام این شرکت، در چهار ماه نخست امسال ۸ حلقه چاه با استفاده از دکل‌های تعمیراتی تحت عملیات قرار گرفته‌اند؛ در حالی که در مدت مشابه سال گذشته تنها یک حلقه چاه با این دکل‌ها مورد عملیات قرار گرفته بود. به این ترتیب، تعداد عملیات دکل‌های تعمیراتی ۷ برابر شده و رشد ۷۰۰ درصدی ثبت شده است. همزمان عملیات با دستگاه‌های لوله مغزی سیار نیز در همین دوره ۵۰ درصد افزایش یافته است.

هدف این عملیات روشن است و آن اینکه رفع مشکلات فنی، تعمیر و راه‌اندازی چاه‌ها، بازگرداندن چاه‌های متوقف‌شده به مدار تولید و حفظ ظرفیت تولیدی موجود.

اما همین اعداد، یک تناقض مهم را نیز آشکار می‌کنند. صنعت نفت ایران در شرایطی از رشد ۷۰۰ درصدی عملیات تعمیراتی سخن می‌گوید که پایه این رشد، مقایسه ۸ حلقه چاه با یک حلقه در سال قبل است. بنابراین باید مراقب بود که درصدهای بزرگ، واقعیت کوچک‌تر پشت آنها را پنهان نکنند. آنچه برای صنعت نفت اهمیت دارد نه درصد رشد تعداد عملیات، بلکه تعداد بشکه‌ای است که از این عملیات به تولید بازمی‌گردد و مهم‌تر از آن، این است که چرا چنین ظرفیت‌هایی پیش از این به موقع احیا نشده‌اند.

مشکل چاه‌های قدیمی در ایران تازه عیان نشده. بسیاری از میادین بزرگ کشور دهه‌هاست در حال تولید هستند و به‌طور طبیعی با افت فشار مخزن، کاهش دبی چاه و افزایش هزینه‌های تولید مواجه شده‌اند. در چنین میادینی، حفظ تولید دیگر صرفا با حفر چاه‌های جدید امکان‌پذیر نیست؛ تعمیر چاه‌های موجود، استفاده از فناوری‌های فرازآوری، اسیدکاری، مشبک‌کاری مجدد، لوله مغزی سیار و روش‌های پیشرفته‌تر ازدیاد برداشت، بخشی از ضرورت روزمره تولید است.

با این حال، در ایران طی سال‌های طولانی، مسئله نگهداشت تولید متناسب با اهمیت آن دنبال نشده است. بخشی از چاه‌ها به دلایل فنی، فرسودگی تجهیزات، مشکلات درون‌چاهی یا اقتصادی از مدار خارج شده‌اند و بخشی دیگر با تولیدی پایین‌تر از ظرفیت بالقوه خود به کار ادامه داده‌اند.

این در حالی است که تجربه صنعت نفت نشان می‌دهد چاه متوقف‌شده لزوما به معنای چاه مرده نیست. در بسیاری از موارد، یک عملیات تعمیراتی یا استفاده از فناوری مناسب می‌تواند بخشی از تولید ازدست‌رفته را برگرداند.

نمونه‌های داخلی نیز این موضوع را تأیید می‌کنند. در گذشته، با استفاده از روش‌هایی مانند فرازآوری با گاز، برخی چاه‌هایی که به دلیل افت طبیعی فشار امکان تولید نداشتند دوباره به مدار بازگشته‌اند. برای مثال، در یکی از پروژه‌های مناطق نفت‌خیز جنوب، چاه شماره ۹۹ میدان رگ‌سفید که به دلیل افت طبیعی امکان برداشت عادی نفت از آن از بین رفته بود، با اجرای روش فرازآوری با گاز به تولید بازگشت و ظرفیت تولید روزانه ۲ هزار بشکه برای آن اعلام شد.

این عدد شاید در مقیاس تولید کل کشور کوچک به نظر برسد، اما اهمیت ماجرا جای دیگری است. اگر یک چاه بتواند تنها با یک عملیات فنی دوباره هزاران بشکه نفت تولید کند، کنار گذاشتن چنین ظرفیت‌هایی برای سال‌ها، هزینه‌ای است که مستقیما از درآمد ملی پرداخت می‌شود.

مشکل فقط چاه های بسته نیست

قاعدتا مشکل فقط چاه‌های بسته نیست. بی تردید نباید تصور کرد که تمام مسئله تولید نفت ایران در چند صد حلقه چاه کم‌بازده خلاصه می‌شود. مسئله بزرگ‌تر، افت طبیعی تولید میادین و پایین بودن ضریب بازیافت است. نفتی که در مخزن باقی می‌ماند، تا زمانی که فناوری، سرمایه و تجهیزات لازم برای تولید آن فراهم نشود، عملا درآمدی ایجاد نمی‌کند.

برآوردهای مختلف، ضریب بازیافت متوسط میادین نفتی ایران را حدود ۲۴ تا ۲۵ درصد عنوان کرده‌اند؛ رقمی که فاصله معناداری با میانگین جهانی دارد. این یعنی بخش بزرگی از نفت درجای مخازن کشور همچنان در زیر زمین باقی می‌ماند.

در چنین شرایطی، هر برنامه افزایش تولید باید دو مسیر احیای ظرفیت‌های از دست‌رفته و افزایش ضریب برداشت از مخازن را همزمان دنبال کند. اما آنچه طی سال‌های گذشته بیشتر دیده شده، تمرکز بر پروژه‌های جدید، توسعه میادین بزرگ و افزایش ظرفیت اسمی بوده است؛ در حالی که چاه‌های موجود نیز به نگهداشت مستمر و سرمایه‌گذاری نیاز دارند.

براستی چراطرح احیای چاه‌ها؛ چرا این‌قدر طول کشید؟ طرح احیای چاه‌های بسته و کم‌بازده نفتی نیز چند سالی است مطرح شده و حتی قراردادهایی برای واگذاری احیای برخی چاه‌ها به شرکت‌های دانش‌بنیان و فناور به امضا رسیده است. در یکی از مراحل این طرح، احیای پنج چاه بسته و کم‌بازده در مناطق نفت‌خیز جنوب و شرکت نفت مناطق مرکزی به شرکت‌های فناور واگذار شد.

در مراحل بعد نیز چهار میدان نفتی مناطق نفت‌خیز جنوب برای بررسی و اجرای طرح‌های احیای چاه‌های کم‌بازده در اختیار شرکت‌های فناور قرار گرفت.

اما فاصله میان «طرح» و «تولید واقعی» همچنان یکی از نقاط ضعف این برنامه‌ها بوده است. حتی گزارش‌های سال‌های گذشته نشان می‌داد از میان حدود ۶۰۰ چاه کم‌بازده، تعداد محدودی توانسته‌اند دوباره به چرخه تولید بازگردند.

نقد عملکرد صنعت نفت درست در همین جاست که اهمیت پیدا می‌کند. اگر احیای چاه‌های کم‌بازده از نظر فنی و اقتصادی امکان‌پذیر است، چرا اجرای آن باید سال‌ها در مرحله طرح، قرارداد، بررسی و پایلوت باقی بماند؟

صنعت نفت ایران برای افزایش تولید، فرصت چندانی برای آزمون و خطای طولانی ندارد. هر سال تأخیر در احیای یک چاه، یعنی یک سال از دست رفتن تولید. در بازاری که قیمت نفت در سطح چندین دلار برای هر بشکه نوسان دارد، همین بشکه‌های از دست‌رفته می‌توانند رقم قابل توجهی را به اقتصاد کشور تحمیل کنند.

یکی از دلایلی که احیای چاه‌های قدیمی اهمیت بیشتری پیدا می‌کند، هزینه و زمان آن در مقایسه با توسعه کامل یک پروژه جدید است.

برای تولید از یک میدان جدید، معمولا باید مجموعه‌ای از فعالیت‌ها شامل مطالعات مخزن، حفاری، احداث تأسیسات سطح‌الارضی، خطوط انتقال، تأسیسات فرآورش و زیرساخت‌های جانبی انجام شود. این فرآیند ممکن است سال‌ها طول بکشد و به سرمایه‌گذاری سنگین نیاز داشته باشد.

اما در یک چاه موجود، بخش مهمی از زیرساخت‌ها از قبل وجود دارد. چاه حفاری شده، مسیر انتقال و تأسیسات بهره‌برداری در اختیار است و مسئله می‌تواند به یک عملیات فنی مشخص محدود شود.

البته این به معنای کم‌هزینه یا ساده بودن تعمیر چاه نیست. برخی چاه‌ها در عمق‌های زیاد قرار دارند و عملیات تعمیر آنها پیچیده و پرریسک است. اما از نظر اقتصادی، در بسیاری از موارد، بازگرداندن یک دارایی موجود به تولید می‌تواند منطقی‌تر از ساخت یک ظرفیت کاملا جدید باشد.

این موضوع برای ایران، که با محدودیت سرمایه‌گذاری و دشواری دسترسی به فناوری‌های پیشرفته مواجه است، اهمیت مضاعف دارد. بنابراین شاید بهتر باشد به جای تمرکز بر رشد ۷۰۰ درصدی فعالیت دکل‌های تعمیراتی، پرسش دیگری را مطرح کنیم و بپرسیم این ۸ حلقه چاه دقیقا چه میزان تولید را برگردانده‌اند؟

اگر پاسخ این پرسش با عدد مشخص اعلام شود، می‌توان درباره موفقیت برنامه قضاوت دقیق‌تری داشت. تعداد چاه تعمیرشده به تنهایی شاخص مناسبی نیست؛ آنچه اهمیت دارد میزان افزایش تولید، ماندگاری تولید و هزینه هر بشکه نفت اضافی است.

در مدل‌های موفق احیای چاه، قرارداد نیز می‌تواند بر اساس نفت اضافی تولیدشده تعریف شود. نمونه‌هایی از قراردادهای احیای چاه‌های کم‌بازده در ایران با پرداخت به ازای هر بشکه نفت استاندارد اضافی تولیدی نشان می‌دهد که امکان طراحی مدل‌های اقتصادی مبتنی بر عملکرد وجود دارد.

این مدل می‌تواند یک راه خروج از بن‌بست باشد. دولت و شرکت ملی نفت لزوما تمام هزینه و ریسک عملیات را به تنهایی تحمل نکنند و شرکت‌های فناور و پیمانکاران نیز در برابر نتیجه واقعی پروژه پاسخگو باشند.

فرصتی که نباید دوباره از دست برود

اکنون افزایش فعالیت دکل‌های تعمیراتی در مناطق نفت‌خیز جنوب می‌تواند نشانه مثبتی باشد؛ به‌خصوص اگر این روند از یک موج مقطعی به یک برنامه دائمی برای نگهداشت تولید تبدیل شود.

اما برای صنعت نفت ایران، مسئله اصلی دیگر اعلام آغاز طرح‌ها نیست. این صنعت به سرعت اجرا، شفافیت در نتایج و سنجش تولید واقعی نیاز دارد.

سال‌ها تأخیر در تعمیر و احیای چاه‌ها، افت طبیعی میادین را تشدید کرده و فاصله ایران را با ظرفیت واقعی تولید بیشتر کرده. در شرایطی که کشور برای حفظ درآمدهای نفتی، افزایش صادرات و تأمین منابع مالی توسعه به هر بشکه نفت نیاز دارد، نمی‌توان بخشی از تولید را به دلیل مشکلاتی که با تعمیر، فناوری و سرمایه‌گذاری قابل حل است، از دست داد.

چاه‌های قدیمی شاید دیگر مثل روزهای نخست عمر خود تولید نکنند، اما این به معنای پایان عمر اقتصادی آنها نیست. گاهی یک عملیات دقیق، یک فناوری مناسب یا حتی یک تصمیم مدیریتی به‌موقع می‌تواند دوباره هزاران بشکه نفت را به سطح زمین برگرداند.

مسئله این است که صنعت نفت ایران باید این واقعیت را زودتر جدی می‌گرفت. رشد ۷۰۰ درصدی فعالیت دکل‌های تعمیراتی خبر خوبی است؛ اما برای صنعتی با هزاران چاه تولیدی و ده‌ها میدان بالغ، این رشد باید آغاز یک مسیر باشد، نه پایان یک کارنامه. اگر نگهداشت تولید و احیای چاه‌های کم‌بازده در سال‌های گذشته با همین جدیت دنبال می‌شد، امروز بخشی از فشار موجود برای افزایش تولید و جبران افت طبیعی میادین اساسا وجود نداشت.

نفت ایران بیش از آنکه فقط در میدان‌های توسعه‌نیافته باشد، در بخشی از چاه‌هایی است که سال‌هاست زیر زمین مانده‌اند. اکنون زمان آن رسیده که احیای این ظرفیت‌ها از یک «طرح» و یک خبر روابط‌عمومی، به یک سیاست دائمی و قابل اندازه‌گیری برای حفظ ثروت ملی تبدیل شود.