گفتني است مطالعات پيش گفته درباره‌ي تزريق گاز به مخازني كه قابليت تزريق دارند در 5 سناريو  مختلف انجام گرفته است.
1- ادامه وضع فعلي
2- ادامه وضع فعلي با تزريق به ميدان آقاجاري
3- تزريق براي تثبيت فشار فعلي
4- تزريق براي تثبيت فشارافزايي كامل
5- تزريق براي فشار افزايي ناقص(ميانگين تثبيت فشار فعلي و فشارافزايي كامل)
هر يك از سناريو‌هاي پيش‌گفته در كليه‌ي مخازني كه قابليت تزريق دارند و در مخازني كه از اولويت تزريق برخوردارند بررسي شده است. اين بررسي ‌ها به تفكيك در نواحي خشكي  و مناطق دريايي انجام گرفته است.

در پي ادامه‌ي متن كامل مقاله‌ي ضرورت تزريق گاز به ميدان‌هاي نفتي به حضور خوانندگان گرامي تقديم مي‌گردد.

4. نگاهي به پروژه‌هاي انجام شده يا در دست انجام

پروژه‌هاي بيع متقابل انجام شده مانند سيري «A» و «E» و يا پروژه‌هاي در دست انجام مانند پروژه‌هاي درود، سروش- نوروز، سلمان و موارد ديگر، بدون توجه كافي به اصول مهندسي مخازن انجام گرفته است و در صورتي كه هر چه زودتر نسبت به تصحيح آن‌ها اقدامي به عمل نيايد خسارات جبران‌ناپذيري به اين مخازن وارد خواهد آمد.
در حال حاضر به علت كاهش سقف توليد ايران در اوپك به ميزان حدود 600 هزار بشكه در روز و يا به هر دليل ديگر مي‌توان بخشي از پروژه‌هايي را كه در جهت صيانت از اين مخازن نيست حذف نمود. ضمن اين كه با اين عمل، ميزان تعهدات وزارت نفت نيز در سالهاي آينده به ميزان قابل ملاحظه‌اي كاهش خواهد يافت.
در اين زمينه آن بخش از فعاليتي كه مي‌توان حذف كرد يا تغييرات منطقي در آنها داد به قرار زير پيشنهاد مي‌شود.

1-4. پروژه‌ سيري «A» و «E»

در حال حاضر تعدادي از چاههاي ميدان سيري يا GOR (نسبت گاز به نفت) بسيار بالا استخراج مي‌شود كه صدمه قابل ملاحظه‌اي به مخزن وارد مي‌آورد و كاملا مغاير با بهره‌برداري صيانتي از اين مخزن يا هر مخزن ديگر است. (اين موضوع طي گزارش مورخ 30 مرداد سال 1374 خدمت آقاي رفسنجاني رئيس جمهور وقت ارسال شد. در اين گزارش عدم توانايي مخازن سيري E و A به ميزاني كه شركت نفت توتال ادعا كرده بود نيز با استدلال فني بحث شده است) به عبارت ديگر، از يك طرف روزانه حدود 150 هزار بشكه آب در اين ميدان تزريق مي‌شود و از طرف ديگر حجم عظيمي گاز اضافي از آن بهره‌برداري مي‌گردد كه مغاير اصل تزريق و بالا نگه داشتن فشار مخزن است. (در حال حاضر كه قرار است موضوع پايين‌تر بودن سطح توليد از ميزان مقرر در قرارداد به حكم ارجاع شود، آيا معقول نيست كه با سطح توليد پايين‌تري به حكم مراجعه نماييم؟ ضمن اين كه در اين صورت صدمه‌ كمتري نيز به مخزن وارد مي‌شود) لذا پيشنهاد مي‌شود با بستن و يا پايين آوردن ميزان توليد از چاه‌هايي كه با GOR بالا بهره‌برداري مي‌شود از سوزاندن و به هدر دادن گازها جلوگيري به عمل آيد.

2-4. ميدان درود

طي گزارش‌هاي مختلفي در مورد زيان‌آور بودن تزريق آب در اين ميدان، (اين موضوع طي گزارش‌هاي متعدد مورخ 1 تيرماه سال 1377 و 19 آبان ماه سال 1378 و 25 ارديبهشت سال 1378 خدمت آقاي زنگنه وزير نفت ارسال شده است). پيشنهاد شده است كه جهت اثبات اين امر مي‌توان به تجربه آزمايشگاهي روي آورد. بدين ترتيب كه با استفاده از نمونه‌هاي سنگ مخزن و نمونه‌هايي از نفت وگاز موجود در مخزن، آثار تزريق آب و گاز را در استحصال نفت با يكديگر مقايسه نمود. نتايج آزمايشگاهي آثار تزريق گاز در حدود 6 سال قبل با نتايج بسيار مثبت (ضريب بهره‌دهي بيش از 65 درصد) به اتمام رسيد، اما متاسفانه در مورد انجام نتايج آزمايشگاهي آثار تزريق آب در همان سنگ و مخزن- كه كليه تجهيزات آن نيز فراهم است- تا كنون توجهي نشده است.
توجه به اين نكته نيز حائز اهميت است كه در فاصله مذاكرات و امضاء قرارداد با شركت‌ «الف» در مورد ميدان درود، شركت ملي نفت ايران با حفر 4 حلقه چاه جديد و تعمير 12 حلقه ديگر توانست سطح توليد اين ميدان را از 140 هزار بشكه در روز به بيش از 180 هزار بشكه با هزينه‌اي حدود 50 ميليون دلار افزايش دهد. اين امر، بي‌پايه بودن نحوه توسعه و چگونگي تعيين سطح توليد پايه را در اين ميدان كه شركت «الف» با هزينه‌اي بالغ بر 540 ميليون دلار انجام داده است نشان مي‌دهد. پس از افشاء و اثبات اين كه برنامه‌ اوليه پيشنهادي شركت «الف» برپايه‌ ناصحيحي بنا شده بود، علت اصلي اين موضوع كه چرا اين ميدان، قادر به‌ بهره‌برداري طبيعي بيش از ميزاني است كه شركت «الف» آن را محاسبه كرده، آشكار شد. بالاتر بودن سقف توليد اين ميدان، تنها به علت بالاتر بودن ضريب بهره‌دهي از ناحيه گازي در مقايسه با ضريب بهره‌دهي ناحيه آبي اين ميدان بوده است كه بايد با توجه به اين موضوع در جهت تزريق گاز بيش‌تر به اين ميدان‌ اقدام مي‌شد.
در حال حاضر لازم است بخش تزريق آب اين ميدان كه نزديك به نيمي از سرمايه‌گذاري، 540 ميليون دلاري است به طور كامل متوقف گردد. در اثر اين عمل، ضمن صرفه‌جويي قابل ملاحظه‌اي در پرداخت آتي دولت، از وارد آمدن خسارات شديد صيانتي به اين ميدان نيز جلوگيري خواهد شد. در صورتي كه نتوان‌ازسرمايه‌گذاري‌هاي انجام شده مربوط به تزريق آب جلوگيري نمود با عدم تزريق آب در اين ميدان ميلياردها دلار به علت از دست‌ دادن ذخاير نفتي اين ميدان صرفه‌جويي خواهد شد.

3-4. ميدان سروش- نوروز

اين پروژه‌ شامل سه بخش به قرار زير است:

الف) توسعه ميدان سروش به ميزان 100 هزار بشكه در روز.
اين ميدان مشترك نيست و حاوي نفت خام سنگين است. قيمت تمام شده‌ي نفت آن، حدود 6 دلار پايين‌تر از قيمت متوسط نفت خام كشور است. شركت شل متعهد شده است با تزريق آب و شدت دادن به آبراني مخزن در اين ميدان، روزانه نزديك به 100 هزار بشكه نفت براي مدت حدود 10 سال- يعني بيش از 300 ميليون بشكه نفت – از اين ميدان استخراج نمايد. ضمن اين كه پس از 21 روز كه سطح توليد به رقم 100 هزار بشكه رسيد (اين در با مقايسه با مدت 10 سال استمرار توليد، زمان بسيار كوتاهي است) كليه تاسيسات جهت ادامه توليد به شركت‌ ملي نفت ايران تحويل خواهد شد.
نگارنده براساس رفتار قبلي اين ميدان‌، هنگامي كه روزانه حدود 30 هزار بشكه از آن بهره‌برداري مي‌شد، اطمينان دارد كه بهره‌برداري از اين ميدان‌ براساس روزانه 100 هزار بشكه و تزريق آب- كه شركت نفت شل اميد آن را داده است- ميسر نخواهد شد. اين پروژه‌ي بيع متقابل از پروژه‌هايي است كه ممكن است حتي نتواند سرمايه‌ و سود مربوط را كه حدود يك ميليارد دلار مي‌باشد، بپردازد.
به بيان ديگر، پس از توليد حدود 100 ميليون بشكه نفت در طول 3 تا 4 سال آينده، بهره‌برداري نفت از اين ميدان با اشكالات فراوان، از جمله توليد حجم زيادي آب صورت خواهد گرفت كه عملا امكان استمرار توليد را مشكل خواهد ساخت. ضمن اين كه آب استخراجي از اين ميدان بايد دوباره به مخزن تزريق شود؛ زيرا وارد نمودن آن به دريا با اشكالات زيست محيطي همراه خواهد بود.
نكته قابل توجه و تامل در اين پروژه اين است هنگامي كه شركت توتال قرارداد سيري و شركت آجيپ قرارداد پارس جنوبي را امضا كردند، دولت وقت آمريكا (دولت آقاي كلينتون) شركت‌هاي مذبور را تحت فشار قرارداد و آنها را به طرق مختلف تهديد كرد. با وجود اين، شركت نفت شل كه فعاليت‌هاي وسيع‌تر و سرمايه‌گذاريهايي بيش از شركتهاي توتال و آجيپ در آمريكا دارد، مورد حمله و تهديدات گوناگون دولت آقاي بوش- كه به مراتب سختگيرتر از دولت قبلي است- قرار نگرفته است.
لذا مي‌توان اين «فرضيه» را مطرح كرد كه مسئولان نفتي امريكايي كه به اين پروژه‌ آشنا هستند مي‌دانستند كه انجام اين پروژه اولا باعث از بين رفتن ميلياردها بشكه نفت اين ميدان خواهد شد و ثانيا سود قابل توجهي از بابت اين پروژه‌ عايد كشور ما نمي‌شود؛ لذا اقدامي عليه شركت نفت شل صورت نگرفته است.
ب) توسعه ميدان نوروز به ميزان 90 هزار بشكه در روز.
اين ميدان نيز مشترك نيست و داراي نفت نيمه سنگين و آبراني نسبتا قوي است. سنگ مخزن اين ميدان «نفت دوست» بوده و داراي فشاري بالاتر از «نقطه حباب» (نفت استخراجي معمولا داراي مقداي گاز محلول است. نقطه حباب (Bubble Point) فشاري است كه كم‌تر از آن، اولين حباب گاز از نفت خارج مي‌شود) است. بهره‌برداري 90 هزار بشكه در روز اين ميدان باعث خواهد شد سطح آب در اين ميدان به سرعت به طبقاتي بالايي مخزن نفوذ كند و از همان سالهاي اوليه، نفت همراه با آب، بهره‌برداري شود كه در نتيجه، باعث كاهش توليد از ميدان‌ مي‌گردد. در حالي كه اگر گازهاي همراه اين مخزن و مخازن مجاور در آن تزريق شود ضمن انبساط حجم نفت اين مخزن، ضريب بازدهي آن نيز به نحو محسوسي بالا مي‌رود. اين عمل باعث كاهش گرانروي (ويسكوزيته) نفت اين ميدان مي‌شود كه كمك زيادي به بالا بردن بهره‌دهي چاههاي اين ميدان است.
براي جلوگيري از زيانهاي ناشي از بهره‌برداري بيش از حد اين ميدان، پيشنهاد مي‌شود كه با كاهش توليد اين ميدان تا حدود 50 هزار بشكه در روز و تزريق گازهاي همراه اين مخزن و مخازن مجاور در آن، برنامه‌ توسعه اين ميدان، مورد تجديدنظر قرار گيرد. ضمن اين كه سرمايه‌گذاري در اين بخش نيز به ميزان قابل ملاحظه‌اي كاهش خواهد يافت.
ج) انتقال گاز همراه ميدان‌هاي سروش و نوروز به جزيره خارك.
انتقال روزانه حدود 300 ميليون پاي مكعب گازهاي همراه ميدان‌هاي مذكور براي مدت زمان كوتاه چند ساله، هدف روشني ندارد؛ در صورتي كه اگر اين حجم گاز در مخزن نوروز- با هزينه‌ بسيار كم‌تري- تزريق گردد باعث افزايش ضريب بازدهي اين ميدان خواهد شد.
به نظر مي‌رسد هدف از جمع‌آوري گازهاي اين دو مخزن، احتمالا بالا بردن سطح سرمايه‌گذاري و دريافت پاداش و جوايز بيش‌تر بوده كه نصيب شركت نفت شل مي‌شود.
استفاده از اين گازهاي جهت پروژه‌ معقولي در جزيره‌ خارك توجيه اقتصادي ندارد؛ زيرا در صورت نياز به گاز در اين جزيره، راه‌ بهتر، ارزان‌تر و با نسبت كندانسه بيشتر، استفاده از گازهاي ميدان فروزان است كه هم اكنون روزانه حدود 150 ميليون پاي مكعب آن سوزانده مي‌شود. همچنين خط لوله 20 اينچي بين ميدان فروزان و خارك كه جهت انتقال 200 هزار بشكه نفت در روز طراحي شده و سالها از آن استفاده مي‌شده است، هم اكنون تنها حدود 40 هزار بشكه نفت در روز را عبور مي‌دهد. لذا با استفاده از پمپ‌هاي دو فازي مي‌توان حجم قابل ملاحظه‌اي از گاز اين ميدان‌ را به وسيله‌ اين خط لوله با هزينه بسيار پايني به خارك انتقال داد. پيشنهاد مي‌شود كليه گازهاي همراه ميدان‌هاي هنديجان- بهرگانسر و نوروز در مخزن نوروز تزريق گردد و در نتيجه، نيازي به خط لوله گاز به خارك نخواهد بود.

4-4. پروژه‌ فروزان- اسفنديار

قرارداد اين پروژه با شركت پترو ايران امضاء شده و قرار است سطح توليد اين ميدان از ميزان فعلي 40 هزار بشكه در روز به حدود 90 هزار بشكه افزايش يابد. بالا بردن سطح توليد اين ميدان به 90 هزار بشكه در روز با هزينه بسيار بالا و براي مدت بسيار كوتاه و با بهره‌برداري گاز با حجم بسيار بالا همراه خواهد بود. بنابراين، قبل از هر موضوع لازم است به نكات زير توجه شود:
1. با تعيين ميزان بهينه توليد و سرمايه‌گذاري‌هاي مربوط به آن كه قطعا كمتر از 90 هزار بشكه در روز است و لذا نياز به سرمايه‌گذاري پايين‌تري دارد، از سرمايه‌گذاري بي‌هدف جلوگيري شود.
2. براساس چنين برنامه‌اي مي‌توان از گاز توليدي جهت تزريق در ميدان‌هاي سروش و درود استفاده كرد.
از آنجائيكه سنگ مخزن تاقديست اسفنديار داراي نفوذ‌پذيري بسيار پائين مي‌باشد. امكان اقتصادي بودن اين پروژه‌ بسيار ضعيف مي‌باشد. لذا حفر تعداد زيادي حلقه چاه بدون برنامه‌ريزي صحيح باعث از بين رفتن سرمايه‌اي كه مي‌تواند در مخازن ديگر با اطمينان و برگشت بسيار بالاتري همراه باشد، خواهد شد. آثار اوليه اين پروژه مبني بر خشك بودن چاههاي حفر شده دال برعدم اقتصادي بودن اين پروژه‌ مي‌باشد. لذا لازم به ذكر است نيست به ادامه اين پروژه‌ تجديد نظر كامل شود.
از آنجا كه اولا امكان رسيدن به سطح توليد 90 هزار بشكه در روز از ميدان فروزان و اقتصادي بودن توسعه ميدان اسفنديار در حال حاضر بسيار بعيد به نظر مي‌رسد و ثانيا اين كه شركت ملي نفت ايران در واقع سرمايه‌گذار اصلي شركت پترو ايران است؛ بنابراين عدم توانايي بسيار محتمل اين شركت در اجراي موفقيت‌آميز اين پروژه‌ و برگرداندن سرمايه‌گذاري سوالات زير را مطرح مي‌كند:
• چه شخصي يا دستگاهي مسئول پرداخت غرامت حاصل از عدم توفيق اين پروژه‌ در رسيدن به سطح توليد مورد نظر براي مدت تعيين شده خواهد بود؟
• معني و مفهوم بيع متقابل و فلسفه آن را در اين گونه قراردادها (با شركت‌هاي دولتي- ايراني) چگونه مي‌توان تفسير نمود؟
• آيا هيزينه- فايده محول كردن پروژه‌هايي را كه مجلس شوراي اسلامي در قالب بيع متقابل تصويب نموده است، به شركتهاي دولتي- ايراني به دقت مطالعه و بررسي شده است؟ فراموش نكنيم كه فلسفه طراحي رژيم حقوقي «بيع متقابل» استفاده از سرمايه‌هاي خارجي بوده است.

5-4. پروژه‌ سلمان

ميدان‌ سلمان با ميدان ابوالبخوش- واقع در آب‌هاي امارت ابوظبي- مشترك بوده و بهره‌برداري از بخش متعلق به ابوظبي را شركت نفت توتال انجام مي‌دهد. اين پروژه‌ شامل دو بخش است:
الف) بالا بردن سقف توليد نفت لايه‌هاي عرب با انجام تزريق آب. البته مبناي برنامه‌ تزريق آب در اين ميدان چندان روشن نيست. شركت نفت توتال مدت 10 سال است كه بيش از 100 ميليون پاي مكعب گاز را در روز با نتيجه‌اي بسيار خوب به بخش جنوبي اين ميدان تزريق مي‌نمايد. تزريق گاز در اين ميدان، ارجحيت بارزي در مقايسه با تزريق آب داشته است. در اين مورد به مقاله سوم نگارنده مراجعه شود.
ب) سرمايه‌گذاري جهت تزريق گاز در اين ميدان‌ بسيار پايين‌تر از تزريق آب است؛ زيرا گاز موجود در طبقات «خوف» همين ميدان، به ميزان كافي وجود دارد. تزريق روزانه 150 ميليون پاي مكعب، تنها احتياج به حفر 2 تا 3 حلقه چاه تا عمق طبقه‌ گازي مذكور و اتصال آن به لايه عرب ميدان سلمان دارد؛ لذا احتياجي به فيلتر گرانقيمت آب و پمپ و ساير تجهيزات جانبي جهت تزريق آب نيست، ضمن اين كه تعداد حلقه چاه‌هاي مورد نياز جهت تزريق گاز نسبت به تعداد حلقه چاههاي تزريق آب كمتر است و در نتيجه به سرمايه‌گذاري كم‌تري نياز دارد.
ج) گاز آثار بسيار موثرتري در جابه‌جايي نفت در مقايسه با جابه‌جايي نفت به وسيله آب دارد؛ لذا از نظر صيانتي، تزريق گاز بسيار مفيدتر از تزريق آب است.
د) گاز تزريقي كه حاوي حجم كمي كندانسه است به ميزان قابل ملاحظه‌اي غني شده؛ به نحوي كه ميزان كندانسه آن تا چند برابر حجم فعلي، هنگام بهره‌برداري آن افزايش خواهد يافت.
بنابراين پيشنهاد مي‌شود برنامه‌ تزريق آب در اين ميدان هرچه زودتر قطع شود و برنامه‌ريزي جهت تزريق گاز، جانشين آن گردد.

6-4. پروژه پارس جنوبي

قبلا اهميت و لزوم توسعه هر چه سريع‌تر و وسع‌تر ميدان مشترك پارس جنوبي مطرح شده است. (اين مطلب براي اولين بار طي گزارش مورخ دوم تيرماه سال 1373 خدمت آقاي رفسنجاني رئيس جمهور وقت ارسال شد و ايشان طي پي‌نوشتي چنين اظهارنظر كردند: «نكات قابل توجهي دارد، گرچه تازه نيست و قبلا مطرح بوده و به خصوص در مورد سرعت عمل تزريق و اولويت‌ استخراج پارس جنوبي و عدم عجله در فروش گاز به مسافت دور دست و اولويت‌ مصرف داخلي در شرايط فعلي قيمت گاز، توجه ويژه لازم است.») پيشنهاد اينجانب با توجه به برآورد اوليه حجم اين ميدان، روزانه 7 تا 8 ميليارد پاي مكعب گاز جهت تزريق به ميدان‌هاي نفتي واقع در خشكي بود.
متاسفانه به جاي اقدام عاجل در جهت توسعه هر چه بيش‌تر و سريع‌تر اين ميدان‌ مشترك، تصويب‌نامه‌اي صادر شد (اين مطلب نيز طي گزارش مورخ 12 دي ماه سال 1373 خدمت آقاي رفسنجاني رئيس جمهور وقت ارسال گرديد) كه براساس آن، يك ميليارد پاي مكعب در روز در فاز اول، جهت مصارف داخلي به عهده شركت جديدالتاسيس پتروايران گذاشته شد. قرار شد فازهاي بعدي آن بدون ذكر حجم گاز روزانه و زمان‌بندي، تحت عنوان «طرح جامع توسعه ميدان پارس جنوبي» از طريق «به كارگيري يك شركت نفتي ذي‌طلاح خارجي» مطالعه شود.
در مراحل بعد، قرارداد 7 فاز بعدي اين ميدان براساس بيع متقابل امضاء گرديد. متاسفانه نحوه تقسيم‌بندي و سطوح اختصاصي هر يك از فازهاي پارس جنوبي كارشناسي نبوده و بر اساس اصول مهندسي مخازن و نياز هر يك از فازها پايه‌ريزي و محاسبه نشده است. (اين مطلب طي نشستي كه در تابستان 1379 در موسسه مطالعات بين‌المللي انرژي برگزار گرديد مطرح شد و گزارش مربوط به چاپ رسيد).
با همكاري مسئولين شركت ملي نفت ايران عملكرد شركت نفت توتال- كه بهترين ناحيه اين ميدان را به خود اختصاص داده است- اين فرضيه را تقويت مي‌كند كه يكي از اهداف اصلي اين شركت، جلوگيري از آثار ناشي از بهره‌برداري ناحيه ايران بر روي چاه‌هاي گاز ناحيه قطر است كه خود اين شركت در آن فعاليت دارد. از اين رو احتمالا شركت توتال، سطوح فازهاي 2 و 3 را حدود 140 كيلومترمربع تعيين كرده و شركت ملي نفت ايران آن را قبول نموده است. اين مساحت به عنوان الگو در فازهاي بعدي نيز مورد استفاده قرار گرفت. اين در حالي است كه سطح مورد نياز فازها به منظور بهره‌برداري روزانه يك ميليارد پاي مكعب، در حدود 70 كيلومتر مربع كافي است. اكنون لازم است برنامه‌ريزي صحيحي جهت بالا بردن سطح توليد گاز از كليه فازها انجام شود. جهت جلوگيري از مهاجرت گاز از ناحيه ايران به قطر، لازم است ميزان توليد از كليه فازها تا دو برابر حجم فعلي آن‌ها افزايش يابد. با اين روش نيازي به استفاده از فازهاي 13 به بعد نخواهد بود، چه اين فازها به علت نزديكي آن‌ها به سطح گاز و آب و به علت توليد گاز فازهاي 1 تا 12 در مدت زمان كوتاهي شروع به توليد آب نموده باعث اشكالات فراواني خواهد شد.

7-4. پروژه مسجد سليمان

اين پروژه شامل حفاري چند حلقه چاه افقي تعمير چند حلقه چاه قديمي، حفر دو حلقه چاه براي تزريق پساب، نصب دستگاه‌ جديد تفكيك با ظرفيت مناسب، نصب دستگاه‌ نمك‌زدايي و لوزام داخل چاه‌ مبلغ 121 ميليون دلار بابت اصل و فرع سرمايه‌ و حق‌الزحمه و ساير هزينه‌ها به طرف قرارداد پرداخت خواهد شد.
نفت در جاي اين ميدان نزديك به 5/6 ميليارد بشكه و ضخامت نفت اوليه آن حدود 2500 پا بوده است. تا كنون نزديك به 14/1 ميليارد بشكه نفت از اين ميدان استخراج شده است. ضخامت فعلي ستون نفتي در اين مخزن حدود 200 پا مي‌باشد و ذخيره باقيمانده قابل استحصال حدود 100 ميليون بشكه برآورد مي‌شود.
طرف قرارداد در نظر دارد سطح توليد اين مخزن را از حدود 5 هزار بشكه در روز به 25 هزار بشكه در روز افزايش دهد و در مقابل، ارزش 41 درصد نفت بهره‌برداري شده را تا سقف 121 ميليون دلار دريافت كند.
با توجه به مخازني كه ساختار آنها مشابه مخزن مسجد سليمان است مي‌توان گفت كه از 100 ميليون بشكه نفت باقيمانده قابل استحصال حدود 15 ميليون بشكه از آن داخل شكافها و مابقي در سنگ مخزني قراردارد كه تراوايي آن بسيار پائين است. بنابراين با استفاده از چاههاي افقي به آساني مي‌توان 12 ميليون بشكه از 15 ميليون بشكه نفت موجود در داخل شكافها را در سال اول و بخشي از سال دوم توليد كرد. ضمنا در طول اين مدت نزديك به 4 ميليون بشكه نفت از بخش ماتريسي سنگ مخزن، جابه‌جا شده و قابل استحصال خواهد شد. بنابراين جمعا حدود 16 ميليون بشكه از ذخاير اين مخزن در خلال دو سال اول قابل بهره‌برداري است.
در صورتي كه قيمت نفت سبك اين ميدان را در زمان توليد بشكه‌اي 24 دلار فرض كنيم براي پرداختم 121 ميليون دلار به طرف قرارداد بايد 3/12 ميليون بشكه نفت استخراج شود كه 41 درصد آن يعني معادل 5 ميليون بشكه سهم طرف قرارداد خواهد بود، زيرا ميليون دلار 121=24 دلار41% × 3/12 ميليون بشكه.  قرار است روزانه 25 هزار بشكه نفت توليد شود، لذا مي‌توان در مدت كمتر از يك سال و چهار ماه 3/12 ميليون بشكه نفت برداشت كرد و معادل 41 درصد آن را به طرف قرارداد پرداخت نمود و تسويه حساب كرد.
بنابراين نتيجه مي‌گيريم كه توليد روزانه 25 هزار بشكه از اين مخزن در خلال دو سال اول به آساني امكان‌پذير است و حتي در خلال يك سال و نيم اول، سهم طرف قرارداد به تمام و كمال پرداخت خواهد شد. مشكلات اصلي اين پروژه‌ بعد از دو سال اول ظاهر مي‌شود زيرا كه ميزان انتقال نفت حاصل از ماتريسها به شكافها فقط حدود 10 هزار بشكه در روز خواهد بود. به بيان ديگر، مشكلات اصلي اين پروژه‌ موقعي ظاهر مي‌شود كه طرف قرارداد سهم خود را دريافت كرده است و لذا در مشكلات بعدي توليد از اين ميدان‌ سهيم نخواهد بود. بهره‌برداري از اين مخزن بر طبق اين پروژه‌ و همچنين بهره‌برداري به روش صحيح از اين مخزن را مي‌توان در نمودار شماره 1 ملاحظه كرد.
بهره‌برداري صحيح از اين ميدان بايد به نحوي انجام شود كه كاهش ضخامت ستون نفتي آن به آهستگي صورت گيرد تا بتوان با هزينه‌ كمتر و سهولت بيشتر نفت حاصل از ماتريس‌ها را برداشت كرد.
از مقايسه دو الگوي بهره‌برداري در نمودار شماره 1، نكات زير را مي‌توان استنتاج كرد.
الف- سرمايه‌گذاري لازم براي حفر چاه‌هاي افقي يا عمودي جهت توليد 10 هزار بشكه نفت در روز حداكثر حدود 10 ميليون دلار خواهد بود.
ب- ضخامت ستون نفتي در روش صحيح به آهستگي كاهش مي‌يابد، لذا نياز به دستگاه‌ گرانقيمت نمك‌زدايي و چاههاي مورد نياز براي تزريق پساب و هزينه‌هاي جانبي آن نخواهد بود.

ج- هنگامي كه ستون نفتي به آهستگي كاهش يابد نسبت گاز به نفتي كه بهره‌برداري مي‌شود در حد طبيعي گاز محلول در نفت مي‌باشد. اما اگر ستون نفتي به سرعت كاهش يابد- بهره‌برداري بر طبق پروژه- نسبت گاز به نفتي كه بهره‌برداري مي‌شود بسيار بالا مي‌رود كه دو نتيجه نامطلوب به دنبال خواهد داشت: اولا فشار مخزن بيش از حد كاهش مي‌يابد و ثانيا همان گونه كه قبلا اشاره شد، گاز همراه يا بايد سوزانده شود كه مشكلات زيست محيطي به دنبال دارد يا اينكه بايد تزريق شود كه هزينه‌هاي اضافي به دنبال خواهد داشت. با توجه به حجم بالاي گاز همراه، تزريق آن نياز به كمپرسور مخصوصي دارد كه هزينه‌ آن ظاهرا در اين پروژه‌ منظور نشده است
د- ميزان بهره‌برداري از مخزن بر طبق اين پروژه‌ در مدت دو سال اول فقط 8/10 ميليون بشكه بيش از توليد به روش صحيح است در حالي كه ميزان سرمايه‌گذاري پيش‌بيني شده در اين پروژه‌ 111 ميليون دلار بيش از سرمايه‌ي مورد نياز در الگوي صحيح مي‌باشد. بنابراين توليد 8/10 ميليون بشكه، 111 ميليون دلار هزينه خواهد داشت كه معادل 3/10 دلار براي توليد هر بشكه نفت خام است.
ه- در الگوي صحيح ، استمرار توليد به ميزان 10 هزار بشكه در روز با هزينه‌هاي متعارف به سهولت امكان‌پذير است در حالي كه توليد در پروژه‌ پيشنهادي نه تنها بعد از دو سال به شدت كاهش مي‌يابد بلكه استمرار توليد در سطوح نازل نيز مستلزم هزينه‌هاي سنگين نمك‌زدايي و تزريق پساب و سوازندن يا تزريق گاز و مانند آن خواهد بود.
با توجه به مطالبي كه گفته شد، سوالات و نكات زير مطرح مي‌شود:
1.براساس اطلاعات موجود، هنوز نتايج نهايي مطالعه جامع اين ميدان منتشر نشده است. سوال اين است كه در چنين وضعيتي چگونه قرارداد بهره‌برداري از اين ميدان به امضاء رسيده است؟
2. دليل اصلي وزارت نفت براي امضاي اين قرارداد، افزايش توليد از سطح كنوني تقريبا 5 هزار بشكه در روز به 25 هزار بشكه در روز مي‌باشد، اما اطلاعات موجود نشان نمي‌دهد كه توليد در اين سطح تا چند سال مي‌تواند استمرار داشته باشد؟ چرا نكته‌اي بدين درجه از اهميت كه از محورهاي اساسي اين پروژه‌ محسوب مي‌شود از شفافيت لازم برخوردار نيست؟
3. نكات سابق‌االذكر دلالت بر اين مي‌كند كه عدد 41 درصد به عنوان سهم طرف قرارداد از نفت توليد شده، هماهنگي كاملي با حجم توليد نفت در خلال يكسال و چهار ماه اول دارد. بنابراين نمي‌توان به راحتي اين فرضيه را رد كرد كه طرف قرارداد به درستي از مشكلات بعدي توليد از اين ميدان آگاه است و لذا ترتيباتي اتخاذ كرده است تا سهم كامل خود را در همان ماههاي نخستين دريافت كند و مشكلات حاصل از توليد در سالهاي بعدي را برعهده شركت ملي نفت ايران قرار دهد. ناگفته نماند كه اين ديدگاه‌، مشابهت‌هاي زيادي بين اين پروژه و پروژه سيري A و E وجود دارد.
4. آيا جوانب موضوع و كاستي‌هاي فوق‌الذكر به دقت بررسي شده است؟ و همچنين در صورت عدم استمرار توليد از اين ميدان‌ به ميزان 25 هزار بشكه در روز، آيا جريمه‌هاي مناسبي در نظر گرفته شده است كه بتواند زيانهاي ناشي از آن را جبران كند؟
با توجه به موارد بالا، پيشنهاد مي‌شود كه:
1. تا اتمام مطالعه جامع درباره اين ميدان و ارائه آن به مسئولين و بررسيهاي فني و اقتصادي درباره‌ي آن، هر گونه سرمايه‌گذاري در اين پروژه متوقف شود.
2. با حفر چند حلقه چاه افقي و يا عمودي، توليد از اين ميدان‌ در سطح 10 هزار بشكه در روز انجام شود زيرا به نظر مي‌رسد كه سطح بهينه توليد از اين ميدان با توجه به خصوصيات مخزن و ملاحظات اقتصادي، در همين حدود است.
3. در صورتي كه شركت ملي نفت به هر دليلي مصمم به انجام اين پروژه‌ باشد، موكدا توصيه مي‌شود كه هرگونه پرداخت به طرف قرارداد صرفا، بعد از ملاحظه‌ي استمرار توليد در سطح 25 هزار بشكه در روز براي مدت حداقل دو سال انجام شود. به بيان ديگر، نخست بايد اطمينان حاصل كرد كه اين ميدان قادر است حداقل براي مدت دو سال روزانه‌ 25 هزار بشكه نفت توليد كند و سپس پرداختهاي لازم به طرف قرارداد از سال سوم به بعد و برمبناي توليد 25 هزار بشكه در روزم انجام شود.

8-4. پروژه‌ تبديل ميدان گازي سراجه جهت قله تراشي گاز تهران

اين ميدان داراي فشار بالا، حجم پايين شكاف و خلل و فرج و آبراني‌ نسبتا قوي است. به منظور تبديل اين ميدان گازي به ميدان گاز قابل استفاده در زمستان، لازم است با استخراج آب آن، فشار مخزن را كاهش داد. نگارنده اين روش عملي و كم خرج را حدود 30 سال پيش به شركت ملي گاز پيشنهاد نموده است.
مهندس مشاور فرانسوي اين پروژه‌ (سفر گاز) روشي كاملا در جهت عكس روش فوق ارائه نموده است؛ بدين معني كه قرار است با بهره‌برداري از گاز مخزن، فشار آن را كاهش دهد. با اين عمل سطح «گاز- آب» اين مخزن بالا آمده كه در نتيجه از حجم قابل استفاده اين ميدان در زمان قله تراشي به ميزان وسيعي كاسته مي‌شود. در اين صورت، بهره‌وري روزانه‌ي ميدان نيز به همان نسبت پايين خواهد آمد. اين مطلب از مهم‌ترين و اساسي‌ترين بخش موضوع قله‌تراشي است. روش پيشنهادي مهندس مشاور فرانسوي باعث خواهد شد كه نتوان در فصل زمستان روزانه حداقل حتي 100 ميليون پاي مكعب از اين ميدان استخراج نمود. در نتيجه بخش اعظم سرمايه‌گذاري پيشنهادي مهندس مشاور فرانسوي عملا به هدر خواهد رفت.

5. جمع‌بندي و نتيجه‌گيري

از مطلب ارائه شده مي‌توان چنين نتيجه‌گيري نمود:
1. استفاده وازات نفت از آمار ساختگي و ناصحيح وزارت انرژي امريكا (DOE)، آينده بسيار مثبت و پرباري را براي ملت و دولت ترسيم نموده است. دستيابي به هدف 5/6 ميليون بشكه توليد نفت خام در روز محال و غير ممكن است. وضعيت فني مخازن و برنامه‌هاي موجود اجازه نمي‌دهد سقف توليد حتي به بيش از ميزان 4 ميليون بشكه در روز و در طول مدت زمان قابل ملاحظه‌اي استمرار يابد.
2. سرمايه‌گذاري در برنامه پيشنهادي 20 ساله وزارت نفت در جهت افزايش سقف توليد باعث بحرانهاي شديد ارزي در كشور خواهد شد كه عدم تعادل اقتصادي قابل ملاحظه‌اي به همراه خواهد داشت.
3. قيمت نفت خام از سالهاي 2015 به بعد به علت عدم تناسب عرضه در برابر تقاضا به نحو محسوسي افزايش خواهد يافت.
4. در پروژه‌هاي نفتي بيع، متقابل، مساله بسيار مهم صيانت از منابع نفتي كشور به طور جدي ملاحظه‌ نشده است؛ لذا با برنامه‌ريزي فعلي وزارت نفت ميلياردها بشكه از ذخاير نفت كشور به هدر خواهد رفت.
5. در گزارش وزارت نفت، «خسارات غيرقابل جبران» به مخازن نفتي كشور با ذكر «كمبود گاز» توجيه شده است؛ در حالي كه ذكري از اين «كمبود» در جهت صادرات به كشورهاي همسايه يا اروپا به ميان نمي‌آيد.
6. متاسفانه مطالعه آثار مثبت تزريق گاز به ميزان لازم و كافي در مخازن نفت تا حد زيادي فراموش شده است و در عوض، مرتبا از عقب‌ماندگي كشورمان در بازارهاي بين‌المللي گاز (با توجه به حجم عظيم ذخاير گازي ايران) صحبت مي‌شود؛ در حالي كه درآمد حاصل از تزريق گاز در مخازن نفتي كشور، ضمن تامين بلند مدت منابع مورد نياز ارزي، به مراتب بيش از صدور گاز است.
7. برخي از پروژه‌هاي بيع متقابل بدون توجه به اولويت و نياز كشور در دست انجام است كه احتمالا در بازپرداخت سرمايه‌ و جوايز مربوطه به ويژه در صورت افت قيمت جهاني نفت خام، با اشكالات متعددي روبه‌رو خواهد شد.
8. با توجه به فازبندي‌هاي غيراصولي و تخصيص بيش از نياز سطح فازها در پروژه‌ پارس جنوبي، لازم است به جاي اضافه نمودن فازهاي جديد، سطح توليد هر يك از فازهاي فعلي 1 تا 12 را به دو برابر ميزان فعلي آن افزايش داد. لازم به يادآوري است كه فازهاي 1 تا 3 داراي اولويت‌ است.
9. صادرات روزانه 10 ميليارد پاي مكعب گاز به بازارهاي دور با سرمايه‌گذاريهاي كلان مي‌تواند درآمدي كم‌تر از 3 ميليارد دلار در سال براي كشور داشته باشد؛ در حالي كه با تزريق همان حجم گاز به مخازن نفتي كشور با سرمايه‌گذاري پايين‌تر، درآمدي به مراتب بيش‌تر عايد كشور مي‌نمايد، و در عين حال، گاز تزريق شده به ميادين نفتي، براي نسلهاي آينده ذخيره‌سازي خواهد شد. تنها از اين راه مي‌توان جايگاه‌ جمهوري اسلامي ايران را در بازارهاي منطقه‌اي و جهاني در دراز مدت تامين و تثبيت نمود.
توضيحات مربوط به نموار شماره 2

در بررسي نمودار شماره 2 توجه به نكته زير ضروري است:
لازم بود كه شركت «الف» با نشان دادن حداقل سه سناريوي مختلف- شامل الف) تنها حفر 25 حلقه چاه، ب) حفر چاه و تزريق آب، ج) حفر چاه و تزريق گاز به ميزان لازم و كافي- نشان مي‌داد كه كدام يك از اين سناريوها با توجه به معيارهاي توليد صيانتي و ميزان سرمايه‌گذاريها، بهينه است. متاسفانه شركت «الف» با يك كاسه كردن سه فرايند فوق- يعني حفر 25 حلقه چاه جديد و تزريق آب و گاز- تنها يك سناريو را نشان داده است.
بنابراين آثار زيان‌بار تزريق آب به اين ميدان كه كاملا «نفت دوست» است تحت تاثير آثار مثبت حفر 25 حلقه چاه، و تزريق گاز، پنهان مانده است.

منابع اصلي

خوانندگان محترم مي‌توانند براي كسب اطلاعات بيشتر در مورد مسائل فني مندرج در اين دو مقاله به منابع زير مراجعه نمايند.

1.
 Madaoui, K and Sakthkumar, S., "Lean Gas Injection in Water Flooded Oil Reservoir, a Systematic Investigation  for Field Application", Presented at 7 th Eurpean IOR Symposium, Moscow, Oct. 1993.

2.
Madaoui, K., Sakthikumar, S., Thiebot, L., and Bouvier, G., "Expermental and Numerical Investigation into the Feasibility of Gas Injection in Water Flooded Reservoirs", Presented at 21st Annual Convention of Indonesian Petroleum Association, Oct. 1992, Jakarta, Indonesia.

3.
O Neill, N., "Fahud Field Review: A Switch from Water to Gas Injection in Fahud Field (Oman), "SPE Paper 15 691 Presented at Fifth SPE in the Middle East Held in Bahrain", March 7-10, 1987.

4.
Saidi, A. M., "Twenty Years of Gas Injection History into Well- Fractured Haft Kel Field (Iran), "SPE paper 35 309, presented at SPE Meeting Held in Villahermosa, Mexico,  March. 3-7,1996.

انتهاي پيام