احیای چاه JR NW – 01 که حدود ۵۰ سال پیش متروکه شده بود، با تکیه بر توان فنی و دانش بومی و در چارچوب قرارداد IPC، با هزینه‌ای معادل حدود نصف حفاری یک حلقه چاه جدید تکمیل و به جمع چاه‌های تولیدی میادین سپهر–جفیر پیوست.
طرح توسعه میادین سپهر و جفیر به‌عنوان یکی از پروژه‌های مهم و راهبردی صنعت نفت کشور، در قالب قراردادهای جدید نفتی (IPC) میان شرکت ملی نفت ایران و شرکت گسترش انرژی پاسارگاد منعقد شده و اجرای آن بر عهده شرکت اکتشاف، توسعه و تولید پاسارگاد قرار دارد. این قرارداد ۲۰ ساله که در ۲۷ اسفند ۱۳۹۶ امضا و در ۲۶ شهریور ۱۳۹۸ تنفیذ شد، با سرمایه‌گذاری بیش از ۲.۸ میلیارد دلار در حال اجراست. بر اساس برآوردهای فنی، میزان نفت قابل استحصال این میدان در بازه زمانی قرارداد حدود ۵۴۰ میلیون بشکه خواهد بود؛ به‌گونه‌ای که هم‌اکنون تولید روزانه آن به حدود ۹۰ هزار بشکه رسیده است.
در چارچوب این طرح، یکی از شاخص‌ترین اقدامات فنی ـ عملیاتی، احیای یک چاه متروکه در میدان جفیر بود؛ عملیاتی پیچیده که به دلیل شرایط خاص درون‌چاهی و ریسک‌های عملیاتی بالا، در زمره پروژه‌های چالش‌برانگیز تعمیر چاه در منطقه غرب کارون قرار می‌گیرد.
پیشینه چاه و چالش‌های حفاری اولیه
چاه JR NW – 01 در بخش شمال‌غربی میدان جفیر، در تاریخ ۲۵ دی ۱۳۵۶ توسط شرکت DEMINEX آلمان با هدف ارزیابی پتانسیل تولیدی سازندهای ایلام، سروک و فهلیان حفاری شد. عملیات حفاری تا عمق ۴۴۵۳ متری ادامه یافت، اما در جریان عملیات با مشکلات متعدد فنی از جمله هرزروی‌های گسترده و مکرر، گیر لوله در اعماق مختلف، مشکلات مکانیکی تجهیزات و در نهایت گیر رشته حفاری مواجه شد.
در نتیجه، چاه در تاریخ ۱۹ تیر ۱۳۵۷ پیش از تحقق کامل اهداف حفاری، با باقی ماندن بخشی از رشته حفاری درون چاه و نصب چندین پلاگ سیمانی و فلزی مطابق برنامه متروکه‌سازی آن زمان، متروکه شد و برای نزدیک به پنج دهه بلااستفاده باقی ماند.
ارزیابی امکان‌پذیری و طراحی برنامه تعمیر
پس از ارزیابی مجدد اطلاعات موجود و انجام مطالعات فنی در سال ۱۴۰۳ مشخص شد که مخزن گدوان در موقعیت این چاه از پتانسیل تولیدی قابل قبولی برخوردار است. با این حال، احیای چاه با ریسک‌های فنی قابل توجهی همراه بود؛ از جمله احتمال نشتی پلاگ‌های قدیمی، وجود نفت و گاز پرفشار محبوس در چاه، دشواری عبور از تجهیزات و رشته حفاری جامانده درون چاه، تعدد پلاگ‌ها و ناپایداری دیواره چاه پس از گذشت چند دهه.
پس از برگزاری جلسات تخصصی متعدد، تحلیل داده‌های تاریخی و طراحی سناریوهای عملیاتی مختلف، در نهایت برنامه جامع تعمیر چاه تدوین شد.
اجرای عملیات و بازگشت به تولید
عملیات تعمیر چاه با استفاده از دکل حفاری با توان ۲۰۰۰ اسب بخار آغاز شد. مدیریت مرحله‌ای عملیات، پایش مستمر شرایط درون‌چاهی و اتخاذ تصمیم‌های فنی به‌هنگام نقش تعیین‌کننده‌ای در کنترل ریسک‌های عملیاتی ایفا کرد.
در نهایت، این چاه با عنوان جدید جفیر ۱۳ در تاریخ ۱۰ خرداد ۱۴۰۵ با موفقیت کامل تکمیل شد و پس از انجام آزمایش‌های جریانی، برای پیوستن به مدار تولید آماده شد.
یکی از نکات برجسته این پروژه، تعمیر و به تولید آوردن یک حلقه چاه متروکه با هزینه‌ای در حدود نصف هزینه حفاری یک چاه تولیدی جدید بود. این دستاورد نمونه‌ای عملی از مدیریت بهینه سرمایه در چارچوب قرارداد IPC محسوب می‌شود؛ قراردادی که با ایجاد هم‌افزایی میان سرمایه‌گذار و کارفرما، امکان تصمیم‌گیری منعطف و مدیریت مؤثر ریسک‌های پیچیده عملیاتی را فراهم کرده است.
احیای این چاه علاوه بر افزایش ظرفیت تولید میدان، موجب خلق ارزش افزوده برای گروه انرژی پاسارگاد شده و در مقیاس کلان به تقویت درآمدهای ارزی کشور از محل تولید نفت نیز کمک می‌کند.
الگوی موفق احیای چاه‌های متروکه در غرب کارون
تجربه احیای چاه جفیر ۱۳ نشان داد که با انجام مطالعات دقیق فنی و مهندسی، برنامه‌ریزی عملیاتی هدفمند و اتکا به توان تخصصی داخلی، می‌توان برخی از چاه‌هایی را که بنا به دلایل غیرمخزنی متروکه شده‌اند بار دیگر به چرخه تولید بازگرداند.
این پروژه نمونه‌ای موفق از مدیریت ریسک‌های مهندسی و عملیاتی در میادین نفتی و گازی است و می‌تواند الگویی قابل اتکا برای بازفعال‌سازی چاه‌های متروکه در سایر میادین کشور باشد؛ الگویی که ضمن بهره‌گیری بهینه از زیرساخت‌های موجود، به ارتقای بهره‌وری اقتصادی نیز کمک می‌کند.
در پایان، از تلاش و همدلی تمامی متخصصان، کارکنان و پیمانکاران فعال در این پروژه و نیز حمایت‌های شرکت گسترش انرژی پاسارگاد به‌عنوان سرمایه‌گذار طرح و شرکت مهندسی و توسعه نفت به‌عنوان نماینده شرکت ملی نفت ایران صمیمانه قدردانی می‌شود.