ضرورتی به نام نگهداشت تولید نفت/ شاهرگ نگهداشت تولید زیر تیغ نگاه به خارج
نبض نفت - مخازن نفتی به‌عنوان بخشی از منابع طبیعت که حاصل فرآیندهای چند میلیون ساله عمر زمین هستند، همانند یک موجود زنده به نگهداری و مراقبت برنامه‌ریزی شده نیاز دارند تا بتوانند بیشترین بهره و بازده را داشته باشند. بیشتر مخازن نفتی در طول عمر خود سه مرحله را سپری می‌کنند؛ مرحله نخست مرحله‌ای است که نفت با فشار طبیعی مخزن نه تنها حفره چاه را پُر می‌کند و به سطح می‌رساند، بلکه سیال برای حرکت در مسیر خطوط لوله جریانی و رسیدن به بخش‌های مختلف واحد بهره‌برداری فشار لازم و کافی را دارد. حتی در مواردی به تجهیزات ویژه‌ای برای کنترل فشار نیاز است.
مرحله دوم، مرحله‌ای است که مخزن با فشار
طبیعی خود، ستون چاه را از نفت پر می‌کند، اما توان کافی برای تغذیه در خطوط لوله جریانی
و رساندن تا واحد بهره‌برداری را ندارد. در این مرحله، مقرون به صرفه‌ترین روش‌های
نگهداشت تولید و ازدیاد برداشت، استفاده از پمپ‌های درون‌چاهی و در نتیجه افزایش فشار
سرچاهی است تا بتواند نفت را در خطوط لوله جریانی تا واحد بهره‌برداری تغذیه و جریان
پیدا کند که به این روش‌ها فرازآوری مصنوعی گفته می‌شود.
مرحله سوم عمر تولید در مخازن نفتی هم زمانی
است که به‌علت تولید و برداشت زیاد یا نامناسب و یا بنا بر علت‌های فنی و زمین‌شناسی،
مخزن فشار خود را از دست داده است یا به هر علتی، فشارکافی برای پر کردن ستون چاه را
ندارد و عملا جریان سیال از مخزن به درون حفره چاه، با کندی انجام می‌شود. معمولاً
در این مرحله، مخزن گاز خود و گاز محلول در نفت را از دست می‌دهد که در اصطلاح «Dead Oil» گفته می‌شود؛ برای دسترسی به هیدروکربور
باقی‌مانده در این مخازن، از روش‌های دیگری نیز افزون‌بر نصب پمپ‌های درون‌چاهی به‌منظور
فشارافزایی و افزایش ضریب بهره‌دهی استفاده می‌شود.
* روش‌های ازدیاد برداشت نفت
اصلی‌ترین راهبردهای نگهداشت و افزایش ظرفیت
تولید نفت صیانتی از مخزن، بکارگیری روش‌های ازدیاد برداشت نفت از مخازن (EOR/IOR) است؛ به این معنی که با هدف تولید حداکثری
و صیانتی از مخازن، از روش‌هایی برای افزایش توان مخزن استفاده کرد.
به‌طور کلی روش‌های بهبود تولید و ازدیاد
برداشت نفت به سه گروه اصلی، شامل روش‌های بهبود بازیافت نفت از طریق مخزن، روش‌های
اصلاح و بهینه کردن تجهیزات سطح‌الارضی و روش‌های بهبود چاه و برطرف کردن مسائل آن،
تقسیم‌بندی می‌شوند؛ به بیان خلاصه‌تر، از سه دسته روش‌های مخزن‌محور، چاه‌محور و روش‌هایی
با محوریت به‌سازی تأسیسات روزمینی، می‌توان تولید نفت را بهبود بخشید و افزایش داد.
در میان سه روش یادشده، روش‌های مخزن‌محور
در قیاس با 2 روش دیگر، هزینه‌های بسیار هنگفتی دارد، چرا که این روش‌ها با خطرپذیری فنی و سرمایه‌گذاری بالاتری در مقیاس
یک میدان یا مخزن اجرا می‌شوند. روش‌های اصلاح و به‌سازی تأسیسات و تجهیزات روزمینی
نیز معمولا از یک سو پر هزینه و از سوی دیگر بازدهی کمتری در قیاس با 2 روش دیگر دارند.
* روش‌های چاه‌محور در نگهداشت و افزایش
ظرفیت تولید نفت
در عین حال که به فراخور شرایط و وضعیت
موجود استفاده از هر یک از روش‌های مخزن محور یا روش‌های با محوریت تأسیسات سطح‌الارضی
می‌توانند در جای خود لازم و مفید باشد، ولی معمولاً با استفاده از روش‌های چاه‌محور
در مدت زمان کوتاه‌تر و با هزینه و ریسک کمتری می‌توان ظرفیت تولید و برداشت از مخزن
را بهبود بخشید. روش‌های چاه‌محور، بیشتر بر حذف مشکلات مکانیکی تولید از چاه و حذف
افت فشار حاصل از تولید از عمق چاه تا سطح و افزایش فشار سرچاهی متمرکز هستند که به
این کار در اصطلاح فرازآوری مصنوعی (Artificial Lift) گفته می‌شود. اصلی‌ترین روش فرازآوری مصنوعی، استفاده از پمپ‌های درون‌چاهی
است.
* انواع پمپ‌های درون‌چاهی
اصلی‌ترین روش فرازآوری مصنوعی، پمپاژ و
تلمبه کردن نفت از عمق چاه تا سطح و تغذیه خطوط جریانی نفت هستند. روش‌ها و فناوری‌های
مختلف و متنوعی برای تلمبه کردن نفت در دنیا استفاده شده است و کماکان کاربرد دارد
که اصلی‌ترین آنها سه نوع پمپی که در ادامه آماده است (به ترتیب قدمت استفاده) هستند:
• تلمبه میله‌ای مکشی (Sucker Rod Pump – SRP)
• پمپ غوطه‌ور برقی (Electrical Submersible Pump – ESP)
• پمپ خلأ پیش‌رونده (Progressive Cavity Pump – PCP)
قدیمی‌ترین و پرکاربردترین پمپ برای پمپاژ نفت از
عمق چاه، پمپ‌های میله‌ای-مکشی است که به پمپ‌هایSRP
معروف هستند. نسل قدیمی این پمپ‌ها همان پمپ‌های کله اسبی Horse Head هستند که استفاده از آنها قدمتی
به اندازه تاریخ صنعت نفت دارد و تصاویر چشم آشنای میدان‌های نفتی قدیمی در آمریکای
شمالی را به ذهن متواتر می‌کنند.
زمانی که نفت در آمریکای شمالی کشف شد،
بیشتر میدان‌های نفتی از همان آغاز تولید، فشار کافی برای رسیدن به سطح را نداشتند.
این چاه‌ها معمولا کم‌عمق و نفت این چاه‌ها معمولا سنگین، بدون گاز و بی‌فشار بود،
از این رو، برای فرازآوری نفت در این چاه‌ها از پمپ‌های SRP
از نوع قدیمی کله اسبی استفاده شده است و می‌شود، اما استفاده از این
پمپ‌های نسل قدیمی در خاورمیانه نمودی نیافت، به دلیل اینکه اولاً معمولا چاه‌های نفت
در این منطقه عمق بیشتری داشته و مهم‌تر از آن، میدان‌های این منطقه معمولا پرفشار
بوده و مقدار گاز چشمگیری دارند و اساساً نسل قدیمی پمپ‌های SRP قابلیت استفاده را ندارند.
در سال 1989 میلادی برای نخستین بار شرکت
آمریکایی ودرفورد Weatherford))، نسل
جدید پمپ‌های میله‌ای-مکشی با کورس بلند و توان تولید از عمق‌های زیاد را به صنعت نفت
معرفی کرد. این نوع پمپ‌ها که به پمپ‌های میله‌ای-مکشی با کورس بلند (Long Stroke Sucker Rod Pump) شناخته می‌شوند با
اصول کارکرد مشابه نسل قدیمی پمپ‌های میله‌ای-مکشی، توانستند جهش چشمگیری در توان تولید
و دامنه کاربرد این پمپ‌ها در قیاس با نسل قدیمی ایجاد کنند، از همین رو، از همان آغاز،
استفاده از پمپ‌های میله‌ای-مکشی (SRP) با کورس بلند در خاورمیانه نیز رواج و گسترش یافت.
به‌طور خلاصه می‌توان گفت که پمپ‌های SRP ارزان‌ترین و ساده‌ترین روش فرازآوری
مصنوعی نفت هستند که معمولاً توان تولیدی تا حدود 2هزار بشکه در روز را می‌توانند پشتیبانی
کنند.
دسته دوم پمپ‌ها، پمپ‌های ESP هستند که در زبان پارسی به آنها
پمپ‌های غوطه‌ور برقی می‌گویند. اصول کارکرد این پمپ‌ها خیلی شبیه به پمپ‌های شناور
مورد استفاده در چاه‌های آب هستند، البته با تکنولوژی بسیار پیشرفته‌تر و پیچیدگی‌های
بسیار بیشتر. این پمپ‌ها معمولا در اعماق بیشتری (عمیق‌تری) در چاه در مقایسه با دیگر
پمپ‌ها نصب می‌شوند تا با کمک تکنولوژی بالایی که دارند بتوانند نفت را از اعماق زیاد
به سطح پمپاژ کنند. به دلیل تکنولوژی بسیار پیچیده این نوع از پمپ‌ها، سازندگان و تولیدکنندگان
معدودی در دنیا می‌توانند این پمپ‌ها را با کیفیت و مشخصات فنی مورد نیاز انواع میدان‌های
نفتی طراحی کنند و بسازند.
پمپ‌های ESP
بالاترین توان تولید نفت را تا حدود چهار هزار بشکه در روز و بیشتر را
دارند، ولی گران‌ترین، پیچیده‌ترین و حساس‌ترین روش پمپاژ نفت است و معمولاً کوتاه‌ترین
عمر کارکرد را نیز دارند.
دسته سوم پمپ‌ها و جوان‌ترین آنها، پمپ‌های
PCP یا پمپ‌های خلأ پیش‌رونده هستند
که با تکنولوژی بالاتری می‌توانند نفت‌های سنگین و دارای مشکلات تولید نظیر ماسه و
آسفالت را از اعماق چاه به سطح پمپاژ کنند. از نقاط قوت این پمپ بازده بالای آن است،
اما یک نقطه ضعف هم دارند و آن هم طراحی بسیار دقیق آن است، به طوری که با کوچک‌ترین
تغییر در طراحی چاه، می‌تواند از کار بیفتد.
* نگهداشت تولید و ازدیاد برداشت در ایران
در ایران بیشتر میدان‌ها و چاه‌های نفت
در مراحل اولیه تولید پرفشار بوده، با فشار طبیعی مخزن، سیال را به سطح زمین می‌رسانده
و در خطوط لوله جریان می‌داده‌اند، اما بسیاری از میدان‌های نفتی بزرگ ایران با گذشت
زمان به‌علت افت فشار یا بروز مسائلی دیگر که موجب غلبه نیروهای ممانعت‌کننده بر فشار
درون‌چاهی می‌شود، با کاهش توان تولید یا حتی توقف تولید بعضی از چاه‌ها روبه‌رو شده‌اند.
برخی از میدان‌های جدید نیز به دلایلی نظیر نفت سنگین، نوع سنگ مخزن، خواص مخزن و
...، از همان آغاز تولید به روش‌های فرازآوری مصنوعی برای تولید مقرون به صرفه و اقتصادی
نیاز دارند.
قدیمی‌ترین پمپ‌های درون‌چاهی نصب شده در
ایران، از نوع ESP و در برخی چاه‌های دریایی فلات قاره ایران در خلیج فارس و در مقیاس محدودی،
از سوی شرکت‌های خارجی نصب و بهره‌برداری شده‌اند. در باره میدان‌های خشکی و مناطق
نفتخیز جنوب، بیشتر میدان‌های بزرگ و اصلی تولید نفت در 2 دهه اخیر در نیمه دوم عمر
تولید خود قرار گرفته‌اند؛ یعنی بعضی از چاه‌ها که به مرور زمان به تعدادشان نیز افزوده
می‌شود، به اندازه‌ای فشار ندارند که سیال را در خطوط لوله جریانی تا واحد بهره‌برداری
به حرکت در آورند. گاهی اوقات هم نفت در خط لوله انتقال جریان می‌یابد، اما با میزانی
اندک به واحد بهره‌برداری منتقل می‌شود.
مناطق نفتخیز جنوب به‌عنوان بزرگترین بهره‌بردار
و تولیدکننده اصلی نفت در ایران که قدیمی‌ترین و بزرگترین میدان‌های نفتی کشور همچون
میدان‌های اهواز، مارون، منصوری، مسجدسلیمان و... را مدیریت می‌کند، از دهه 1380 خورشیدی
و با افت فشار و کاهش تولید برخی چاه‌ها، در پی استفاده از روش‌های فرازآوری مصنوعی
بود و با تصمیمی عاقلانه و منطقی، بر آن شد تا هر سه نوع تلمبه را در مقیاس محدود و
برای ارزیابی میدانی و نتایج واقعی و با توجه به شرایط چاه‌ها، میدان‌ها و مختصات اقلیمی
به کار بگیرد، از این رو، نخستین تلمبه‌های درون‌چاهی از نوع ESP و SRP در اواخر دهه 1380 خورشیدی نصب
شدند.
نخستین پمپ میله‌ای-مکشی از نوع کورس بلند
ساخت شرکت ودرفورد با واسطه یک شرکت چینی در سال 1389 برای چاه اهواز 225 نصب و بهره‌برداری
شد که نتیجه‌ای مطلوب‌تر از انتظار به دنبال داشت. پس از آن و در سال‌های 1390 تا
1395 حدود 40 دستگاه از پمپ‌های مشابه فوق، البته ساخت شرکت‌های چینی، در سطح مناطق
نفتخیز جنوب استفاده شد که با وجود مشکلات و نواقص کیفی سازنده‌های چینی، نتایج مطلوب
و رضایت بخشی داشت.
هم‌اکنون و پس از حدود یک دهه تجربه نصب،
راه‌اندازی و بهره‌برداری از هر سه نوع پمپ درون‌چاهی، با نگاهی به تعداد نصب‌شده آنها
(پمپ ESP: تعداد 12 دستگاه، پمپ SRP: تعداد 40 دستگاه و پمپ PCP: تعداد 2 دستگاه)، انتخاب پمپ SRP به‌عنوان راهبرد اصلی و محوری
فرازآوری مصنوعی کاملا مشهود و قطعی به نظر می‌آید. اگرچه این به معنای نادیده گرفتن
سایر روش‌ها و فناوری‌ها در این زمینه نیست، چرا که هر یک به فراخور شرایط می‌تواند
در برخی موارد مفیدتر و مؤثرتر باشد.
* یک تصمیم راهبردی
بر مبنای تجربه‌های یادشده و با توجه به
پیش‌بینی گستردگی نیاز، مشکلات وابستگی به تأمین‌کنندگان خارجی و اهمیت راهبردی تلمبه‌های
SRP، لزوم بومی‌سازی این فناوری
به‌درستی تشخیص داده شد و با توجه به برنامه‌ریزی جامع و کلان‌نگر بیژن نامدار زنگنه؛
وزیر نفت، در تعریف مگا پروژه 10 قلم کالای اساسی مورد نیاز نفت در سال 1393 و با هدف
عالی برطرف کردن تنگناها و تأمین نیازهای استراتژیک بخش بالادستی صنعت نفت و توسعه
ظرفیت تولید نفت ایران، یکی از اقلام ده‌گانه کالاهای اساسی مورد نیاز صنعت نفت، تلمبه
میله‌ای-مکشی (SRP) تعیین و مقرر شد
در چارچوب مناقصه‌های فناورانه، این طرح، فراخوان شود.
دانشگاه شهید چمران اهواز به‌عنوان قطب
علمی و با همراهی یک شرکت دانش بنیان به‌عنوان توسعه‌دهنده فنی و تجاری، با همکاری
یکدیگر و در چارچوب مدلی بدیع و کارآمد از همکاری دانشگاه و صنعت، پیشنهادی جامع برای
بومی‌سازی طراحی و ساخت پمپ‌های میله‌ای-مکشی با کورس بلند را ارائه کرد و در مناقصه‌های
این پروژه برنده شد و در سال 1394 پس از طی تشریفات قانونی، قرارداد منعقد، ابلاغ و
اجرای پروژه آغاز شد.
با اجرای موفق این پروژه، نخستین برند ایرانی
پمپ میله‌ای-مکشی به‌عنوان «فراز» با طراحی 100درصد داخلی، بر پایه دانش فنی طراحی
سیستم‌های پمپ‌های میله‌ای-مکشی متناسب با نیاز کارفرمایان با توجه به مختصات و شرایط
میدان‌ها و چاه‌های مورد نظر کارفرما، و پس از گذراندن مراحل مهندسی مقدماتی و تفصیلی،
طراحی، ساخت نمونه‌های اولیه، بازرسی‌ها و تست‌های کارگاهی، ساخت و تکمیل مجموعه کامل،
نصب بر روی چاه و انجام ارزیابی‌ها و آزمون‌های میدانی، به‌طور رسمی معرفی و به صنعت
نفت ارائه شد. تاکنون 2 مجموعه از پمپ فراز در میدان‌های اهواز و آب‌تیمور شرکت ملی
مناطق نفتخیز جنوب با موفقیت نصب و با توان تولید 800 تا 1500 بشکه در روز به کارفرما
تحویل داده شده‌اند.
* پمپ SRP؛
نسخه ای بهینه برای افزایش تولید میادین خشکی
با توجه به اینکه این پمپ‌ها در مقایسه
با پمپ‌های برقی، استهلاک بسیار کمی داشته و معمولا پس از حدود پنج سال نیاز به تعمیر
اساسی دارند که پس از آن نیز می‌توانند برای سال‌ها به تولید ادامه دهند. همچنین در
مقایسه با دیگر پمپ‌ها، با هزینه و زمان کمتری می‌توانند نصب و راه‌اندازی و بهره‌برداری
شوند و از همه مهم‌تر با توجه به بومی‌سازی ساخت، تأمین و عدم نیاز به سازندگان خارجی،
می‌توانند برای نگهداشت ظرفیت تولید و ازدیاد برداشت از میدان‌های خشکی، راهبرد اصلی
باشند.
با نگاهی به میدان‌های نفتی مهمی همچون
اهواز، منصوری، آب‌تیمور، رگ سفید، مسجد سلیمان و... که به ناحیه دوم عمر مخزن وارد
شده‌اند و تعداد چاه‌هایی که روزبه‌روز با افت فشار روبه‌رو می‌شوند در حال افزایش
است، و از سوی دیگر نیاز برخی میدان‌های جدید غرب کارون و مشترک مرزی نظیر یاران به
روش‌های فرازآوری مصنوعی، می‌توان اهمیت راهبردی این توانمندی و ظرفیت ایجاد شده ملی
و بومی را درک کرد.
* لزوم تغییر نگاه ها از خارج به داخل
با ارزیابی بازدهی عملکرد و هزینه‌های پمپ‌های
SRP نصب شده که در چند سال گذشته نصب
و در حال تولید بوده‌اند و با در نظر گرفتن این نکته که پمپ ساخته و نصب شده داخلی
در سطح فنی و عملکردی بهتر و بالاتر از نمونه‌های خارجی و با هزینه حدود نصف هزینه
مشابه خارجی است، همگی مبین آن است که در صورت اتکا به این توان داخلی و با هزینه‌ای
بسیار کمتر از سایر روش‌های توسعه‌ای میدان‌محور، می‌توان در کوتاه‌‌مدت جهش چشمگیری
در ظرفیت تولید نفت ایران ایجاد کرد.
اما شرط لازم برای این امر، اولاً باور
حقیقی تصمیم سازان صنعت تولید نفت به توان داخلی و چرخش نگاه ایشان از خارج به داخل،
و ثانیاً حمایت واقعی و نه شعاری از سازندگان داخلی است. حداقل حمایت از سازندگان داخلی،
نرخ و شرایط پرداخت مشابه فروشندگان خارجی به داخلی‌هاست؛ در حالی که فروشندگان خارجی
(بخوانید بیشتر چینی) قیمت محصولات خود را با ارز دلخواه و در حساب مورد نظر خود، به‌صورت
اعتبار اسنادی (LC) یا نقدی پیش از تحویل
کالا دریافت می‌کنند، سازنده داخلی باید قیمت کالای خود را به ریال و در داخل و ماه‌ها
بعد و بدون هیچ تعدیل و خسارت تأخیر منصفانه‌ای دریافت کند!
برای نمونه و شاهد این شرایط، می‌توان از
موارد متعددی در این زمینه یاد کرد. تجربه ناموفق استفاده از پمپ ESP در میدان یاران شمالی در تیرماه
سال جاری، علتی جز نگاه صرفاً به خارج از کشور تصمیم‌گیران نداشت. همچنین در قراردادهای
مگاپروژه 10 قلم کالای اساسی یادشده، همه قراردادها به صورت ریالی منعقد شده و شرایط
بد پرداخت‌ها، فریاد و فغان سازندگان را به آسمان برده است.
امید است و از همه تصمیم‌سازان حوزه صنعت
نفت انتظار است که با اعتماد به توان داخلی و با رویکرد حمایت‌های عملی و واقعی از
تولید فناورانه داخلی و نه شعارهای تبلیغاتی و رسانه‌ای، عرصه را برای فعالیت شرکت‌های
ایرانی باز گذاشته، تا این شرکت‌ها هم بتوانند در کنار شرکت‌های خارجی که در حال آزمون
تجهیزات تولیدی خود در چاه‌های نفتی ایرانی هستند، فضایی برای توسعه فعالیت‌های خود
در راستای کمک به حفظ و نگهداشت و بهبود تولید نفت کشور داشته باشند و نقش خود را در
شکوفایی اقتصادی کشور و ایجاد اشتغال مولد و مؤثر نخبگان و تحصیل‌کردگان جوان کشور
ایفا کنند.
منبع: تسنیم
